变压器油色谱在线监测系统使用手册

产品简介

安全须知
中试控股详细讲解从事本系统安装、运行操作及维护的所有人员：
1、    必须具备相应的专业技术资质；
2、    严格遵守本使用手册的相关说明；
3、    不得在系统后台数据服务器上玩游戏、浏览网页等；
4、不得在系统后台数据服务器上安装其它任何软件，以避免造成不必要的冲突。
违反以上操作可能导致：
1、降低系统监测精度，危害系统使用寿命；
2、可能损坏本系统设备或用户的其他设备；
3、造成不必要的伤害。
1.2相关标准
本系统引用下列标准，并由此规定了本系统的技术要求、验收规则、检验方法、适用范围、包装要求、标志、运输及储存。
1、GB7597－1987电力用油取样方法
2、GB/T7601－1987运行中变压器油水分测定法
3、GB/T14542－93运行中变压器油的维护管理规定
4、DL/T 596－1996 电力设备预防性试验规程
5、DL/T 572－1995 电力变压器运行规程
6、GB /T 7252一2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
7、GB/T17623－1998 绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法
8、GB/T 2423－2001电工电子产品环境试验
9、GB/T 17626－1998电磁兼容 试验和测量技术
10、GB/T 13384－1992机电产品包装通用技术要求
11、GB190—1990危险货物包装标志
12、GB5099－1994钢质无缝气瓶
13、GB 4208－1993外壳防护等级（IP代码）
1.3应用范围
变压器油色谱在线监测系统适用于110KV及以上电压等级电力变压器、330KV及以上电压等级高压并联电抗器的运行状态监测。作为状态监测传感层设备，主要完成智能变电站一次充油设备状态监测参量的本地测量、数据通信功能，满足智能化变电站基于IEC61850的通信要求，实现全数字式数据采集传输。
系统是否只用于规定的用途， 由用户负责。为了安全起见，在系统的安装、改进、投入运行和更新过程中，事前未经本公司同意不能进行其他未授权的作业。否则可能危害本系统和变压器的安全运行。
1.4产品特点
1、 中试控股详细讲解真空与超声波电磁振荡脱气技术
采用的真空与超声波电磁振荡相结合的脱气技术可在低真空度条件下，利用超声波的电磁激振与溶质的真空挥发共同形成溶解气体的循环自激，在无任何介质介入的前提下，实现变压器油溶解气体的快速有效分离。脱气效率高、时间短、重复性好，避免对变压器绝缘油的污染。
2、冷阱技术
在油色谱检测中存在油气对色谱柱活性物质的污染，这将严重影响色谱柱的分离效果，降低色谱柱使用寿命。通常采用活性剂（如活性碳等）对分离出来的故障气体进行吸附过滤，可有效降低油气对色谱柱污染。但活性剂的活化再生特性无法满足在线监测系统长时期稳定运行要求。
冷阱是在一定的低温环境下，将变压器油C3以上有机物挥发成份实现有效冷凝，彻底避免油气对色谱柱的污染，并实现系统免维护要求。
3、复合色谱柱
用复合单柱取代双柱，简化系统结构。复合色谱柱在一定温度环境下，可有效分离H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等六种故障气体，且在不同恒温条件下，各气体出峰面积不变，不影响系统数据处理的捕峰条件，适用于现场安装的变压器油色谱在线监测装置。复合色谱柱具有柱效率高，抗污染性能好，使用寿命长等特点。
4、气体检测器技术
采用集成传感技术，敏感元件和控制电路集成在独特的陶瓷硅芯片上，对应设计的故障气体受检气室，具有最小的死体积，可大大提高检测灵敏度。
和FID、TCD传感器相比，不怕中毒，寿命长。和其他非色谱检测法对比，检测器构造简单，体积小巧，检测灵敏度高。 5、支持TCP/IP、IEC61850通信协议
气体组分组份浓度、载气压力状态、二维谱图等数据信息可采用SV/GOOSE形式传输至过程层网络，支持TCP/IP通讯协议并全面支持智能变电站基于IEC61850通信要求，可实现与其他厂商的变压器状态监测主IED的无缝接入。
2技术参数
2.1基本数据
1、额定数据
额定电压：AC220V。
功率消耗：在额定工作电压下，功率消耗不大于1000w 。
2、检测指标
表1气体组分检测指标
 

3、监测周期
最小监测周期2小时。可按用户需要任意设定监测周期。，最短2小时，可连续监测。
4、重复性
对同一油样（以乙烯C2H4浓度50μL/L 计算）,连续进行5次油中气体成份分析，试验结果之间的差异不超过5次平均值的10%。
5、测量误差
对最低检测限值和最高检测限值之间气体含量的油样进行分析的同时，取同一油样在气相色谱仪上检测，以色谱仪检测数据为基准，计算测量误差。
在线监测装置检测数据色谱仪检测数据
测量误差                                          100%
色谱仪检测数据
    测量误差：最低检测限值或±30%，取两者最大值。
6、通信接口
电气以太网接口：2个，10M/100M，RJ-45。
通讯串口：2个，RS485。
7、外形尺寸
本产品外形为长方形箱体，采用1.5mm 厚度的钢冷板。具体尺寸如下：1400mm720mm420mm。
2.2环境条件
1、环境温度：-40°C～+55°C；
2、    相对湿度：5%～95%无冷凝；
3、    大气压力：80kPa ～110kPa；
4、海拔高度：0～3000m。
2.3绝缘性能
1、绝缘电阻
A、在标准试验环境下，绝缘电阻应符合表2的要求。
表2标准试验环境下绝缘电阻要求

B、在温度（+40±2）°C，相对湿度（93±3）%恒定湿热试验环境下，绝缘电阻应符合表3的要求。
表3恒定湿热环境下绝缘电阻要求

2、介质强度
在标准大气条件下，介质强度应符合表4要求。
表4介质强度要求

3、冲击电压
在标准大气条件下，在电源及信号端口对外壳之间施加标准雷电冲击电压。当额定电压Ur>60V时，试验电压为5kV；当额定电压Ur≤60V时，试验电压为1kV。装置应无击穿及元器件损坏现象。
2.4机械性能
1、振动
抗振动：5Hz～17Hz    0.12″双峰位移    
17Hz～640Hz  1.7峰-峰加速度
2、冲击与碰撞
抗冲击：10G峰-峰加速度（12ms）
2.5抗干扰能力
1、承受静电放电抗扰度试验
装置的外壳端口能应能承受GB/T 17626.2-2006中规定的试验等级为4级的静电放电抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置应能正常工作。
2、承受辐射电磁场抗扰度试验
装置的外壳端口能应能承受GB/T 17626.8-2008中规定的试验等级为5级的工频磁场、GB/T 17626.9-1998中规定的试验等级为5级的脉冲磁场抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置应能正常工作。
3、承受射频电磁场抗扰度试验
装置的外壳端口能应能承受GB/T 17626.3-2008中规定的试验等级为5级的射频电磁场抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置应能正常工作。
4、承受快速瞬变抗扰度试验
装置的电源端口、通信端口、输入和输出端口能应能承受GB/T 17626.4-2008中规定的试验等级为4级的电快速瞬变脉冲群抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置应能正常工作。
5、冲击（浪涌）试验
装置的电源端口、通信端口、输入和输出端口应能承受GB/T 17262.5-2008中规定的试验等级为4级的浪涌（冲击）抗扰度试验。对电源端口、信号端口施加干扰时，装置在技术要求规定范围内能正常运行；对通讯端口施加干扰时，允许通讯暂时中断，但应该能自行恢复。无元器件损坏现象。
6、电压暂降、短时中断抗扰度试验
装置应能承受GB/T 17626.11-2008中规定的试验等级为40的持续时间10个周波的电压暂降、短时中断抗扰度试验。
7、承受阻尼振荡磁场抗扰度试验
装置的外壳端口应能承受GB/T 17626.10中规定的试验等级为5级的阻尼振荡磁场抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置应能正常工作。
2.6连续通电
出厂前，在常温下进行不小于72h的连续通电试验，装置各项参数和性能指标应符合企标。
2.7安全要求
防护等级：IP56
3产品功能介绍
3.1数据采集功能
运用气相色谱分析原理，采用真空与超声波电磁振荡相结合的脱气技术，应用复合型色谱柱气体分离方法，使用基于集成传感技术的检测器，实现对变压器油中溶解的多组分气体H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2的在线检测，可辅助实现CO2及微水H2O的检测。
3.1.12工作原理
电力变压器、电抗器、套管等充油高压电气设备，通常采用油、纸\纸板组成绝缘系统。当设备内部发生热故障、放电性故障或油、纸老化时，会产生多种故障气体，这些故障气体溶解于油中。不同类型的故障产生的气体组份及浓度也不同，因此故障气体组份可以反映不同类型的故障。利用气相色谱分析法对故障气体组份进行定性、定量分析，获得气体组份及其含量，实现对变压器的故障诊断。
3.1.23工作流程
1、变压器油经闭路循环进入油气分离室，受检油样在真空环境及超声波的电磁激振作用下，实现油气分离。
2、经冷阱除油后，分离出的故障特性气体导入气体定量室后，在载气的作用下流经色谱柱。利用色谱柱对各个气体组份具备不同的吸附\解附作用，使故障特性气体被依次分离。
3、气敏传感器按出峰顺序对故障特性气体逐一进行检测，并将故障气体的浓度特性转换成电信号。
4、数据处理单元对电信号进行分析处理，分别计算出故障气体各组份浓度。
5、通信模块将气体组份浓度、载气压力状态、二维谱图等数据信息按照TCP/IP、IEC61850通信协议上送过程层网络，变压器状态监测主IED故障诊断系统对色谱数据进行综合分析诊断，超过设定注意值时进行报警，实现变压器故障的在线监测。

3.1.34系统结构

  图3-1系统结构
在功能上划分为油样获取单元、油气分离单元、载气单元、色谱检测单元、控制与数据处理单元、通信接口单元。
1、油样获取单元
经油泵强循环从变压器主油箱取得油样，并送入脱气室。
2、油气分离单元
采用真空与超声波电磁振荡相结合的脱气方法，将气体从油中分离出来，并导入定量室。
3、载气单元
为色谱检测提供流速、流量恒定的流动相，保证色谱分离的准确性和稳定性。
4、色谱检测单元
采用复合型色谱柱及基于集成传感技术的检测器，实现多组份气体的分离和检测。
5、控制与数据处理单元
按照工艺流程实现对控件的顺序控制，实现载气调节、温度控制，完成信号调理、转换和数据计算。
6、通信接口单元
按照TCP/IP、IEC61850通信协议，将数据信息上传至过程层网络。
3.25数据通信功能
装置适用于符合TCP/IP、IEC61850标准的全智能变电站，气体组份浓度、载气压力状态、二维谱图等数据信息采用MMS方式传输至过程层网络。
装置可提供4两路路电气以太网接口，用于与变压器状态监测主IED通讯，或者将数据信息直接上送站端一体化信息平台。
4硬件结构
    4.1结构与安装

现场数据采集器外形尺寸为：1400×720×420mm
4.2面板说明
1、    运行指示：装置主CPU运行指示，常开状态。
2、    控制指示：装置各部件运行指示，常开状态。
3、    采样指示：数据采集过程中启动，时间约20-30分钟，其它时间处于常闭状态。
4、通讯指示：系统通讯进程指示。系统开始运行与数据上传过程中闪烁，其它时间保持常闭状态。
5、恒温A指示：色谱柱温度控制指示。
6、恒温B指示：油室温度控制指示。
7、压力指示：载气压力正常指示。载气欠压时熄灭。
8、吹扫指示：色谱柱吹扫过程指示。
9、8、柱温控制器：控制并恒定色谱柱的气体分离温度，温度漂移小于0.5℃。绿色显示为实时温度值；红色显示为设定温度值。
10、9、油温控制器：控制并恒定油室中变压器油的温度，温度漂移小于0.5℃。绿色显示为实时温度值；红色显示为设定温度值。
11、0、开/关：启动按钮。
121、电源指示：装置上电状态显示，常开状态。
5安装、运行及维护
5.1标准配置
A1、单套变压器油色谱在线监测系统配置表

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安装要求
1、基本安装要求 
1）、通常情况下，采用异口方式实现变压器油从变压器本体至现场主机的闭路循环。特殊情况下，如果变压器本体仅提供一个外接油口，只能采用同口方式实现油的闭路循环。
2）、采用异口方式，需要在变压器本体开设取取油\/回油口。取取油\/回油口应开设在变压器事故排油阀同侧，取取油\/回油阀门可选用铜制球阀，规格DN25\40\50等均可，此要求需要与变压器厂商协商确定。如用户不提供，供应商将按国标提供外径为110mm标准法兰连接件。
3）、取取油\/回油口开设在变压器上节本体油箱，取取油油口应设置在上节本体油箱的中部或偏上，回油口应设置在上节本体油箱箱沿上部约150mm处，取取油/\回油口之间的距离不得少于1000mm800mm。
A、取取油\/回油管采用6mm铜管。
B、由变压器厂商提供取油\/回油阀的尺寸，供应商按照该尺寸定制接口法兰。
2、变压器油循环进出口的确定与安装件制作
由于不同厂家、不同型号、不同电压等级的变压器对油取样口的不同设计，用户在后，需向供应商提供以下信息：
1）油循环模式：同口油循环或异口油循环；
2）油循环口连接件尺寸图。未提供该图纸的用户，供应商将按外径110mm国标法兰制作连接件。；
3）油循环口离变压器油池卵石的垂直距离及油循环口与数据采集器的布管距离。
以上内容也可在供应商技术人员现场实际考查后与用户协调确定。
3、现场安装位置的确定与安装地基的浇注
可参照下图确定安装位置并浇注安装地基。
1)    一般选择安装在变压器电力柜侧，与电力柜同列。
2)    安装地基用混凝土浇注，厚度100mm。按地基浇注尺寸图预埋地角固定螺丝。
3)    确定取电位置并提供取电点到安装位置的布线距离。
4）通讯电缆与油循环管的铺设
A、通讯电缆的铺设参见系统示意图。铺设通讯电缆需保证进出线两侧的预留长度在10M左右，以备用。通讯电缆在电缆沟线架上需固定，避免电缆划伤、拉断。
B、油循环管采用镀锌管或硬塑料管进行保护以免损伤。油管两侧出口预留长度保持在1M左右，以备用。油管铺设完成后应对油管出入口进行密封，以防杂物进入。
5.3安装步骤
1、    开箱检查
用户在收到后，请及时检查是否有因运输而造成的损坏，详细检查装置并核对与装置一同运输的装箱清单上列出的所有附件。如果有与装箱清单内容不符，请立即与供应商联系。
2、    现场主机柜体就位与安装就位
1）将安装基座用膨胀螺栓固定在混凝土地基上，并焊接接地线
2）将现场主机用自带螺栓固定在安装基座上。此操作应将现场主机的前后下封面板卸下，方可连接。
3）将两瓶15L装气瓶去帽后安放在现场主机右侧空位
循环油路连接
1) 将按用户提供的尺寸所加工的取\油/回油口对接法兰分别安装在变压器箱体取\取油/回油口的阀体上。法兰油路连结，采用高性能密封胶，保证油路不会漏油渗油，油路管道连接采用不锈钢管件。
2）预埋油循环管保护导管。保护导管一般采用φ60mm镀锌管或硬塑料管。为防止保护导管妨碍变压器的其它现场作业，保护导管应预埋至油池底部并两端加固。
3）油循环管使用两根φ6mm×1.0mm的紫铜管。将其中一根油循环管的一端连接在变压器取油口，另一端连接在现场主机的进油口；将另一根油循环管一端连接在现场主机的出油口，另一端连接在变压器回油口。
4）缓慢打开变压器取油口处的阀门，此时，现场主机侧未连接的油循环管接口将有空气与变压器油的混合物流出。待未接油循环接口无气体溢出时，将该接口对接在进油口，并将变压器的取油口阀门、现场主机的进油口阀门逐步打开直至全开状态，此时变压器箱体与现场主机油室间之间的油闭路循环系统形成。
3、    载气连接
1）确认载气减压阀调节手柄处于松弛状态后，将减压阀牢固地安装到载气瓶上。
2）减压阀检漏。将随机提供的接头连接到减压阀出口，并密封减压器出口。缓慢打开气瓶总阀门，此时总表压力（一级压力表）应在130-140Kg/cm2。缓慢调节调节柄，将二级压力表的压力调节在3.5-4.0 Kg/cm2之间。关闭载气瓶总阀，退出减压器调节柄，等待1小时后，两指示表压力无变化视为减压器工作正常，无泄露。
3）将标配φ3mm不锈钢管连接在减压器出口上，调节减压器调节柄进行管路吹扫，10秒钟后关闭载气瓶阀门，退出减压阀调节柄。将不锈钢管的另一端连接到现场主机的载气进口接头上。
4、    动力电缆的连接
1）现场主机应采用独立电源供电或使用所安装变压器数据检测系统共用公用电源、风冷电机电源等。现场主机总功耗不大于1000W。
2）将动力电缆从取电点铺设至现场主机接线盒电源端子排处。
3）现场主机的主电源由3×1.5mm屏蔽电缆直接接入接线盒。
5、    通信电缆的连接
1）通信电缆铺设应注意防止拉断、刮伤等，并应将通信电缆固定在电缆沟信号电缆层桥架上。
2）采用RS485通讯模式，使用双绞屏蔽电缆。如果传输距离超过1200M，使用光缆。
3）采用TCP/IP通讯模式，使用网络通信电缆。如果传输距离超过100M，使用光缆。
1、    5.4系统运行
1、启动设备主电源：上电后数据处理器主电源指示灯闪烁。
注：
A、现场主机端子排5/12/24直流电源是提供现场操作用的，如接现场操作显示气、加装网络交换机等；
B、设备一定要带油运行，不然可能影响油泵的使用寿命。没油就是空载，对电机及油泵危害严重。
2、通讯连接：
确定上电状态正常后，进入安装调试操作程序，此时现场主机处于待运状态。通过调试软件实现通讯初始化，使现场设备投入正常运行。通过以上操作现场设备与控制分析软件形成网络式系统。
3、系统运行
确认系统连接正常后即可执行系统的正常运行操作。
在系统的初始化设定中，用户可以结合实际情况进行采样时间的设定。数据自动采集、检测周期，系统默认为每24小时/次。本系统最小检测周期为12小时/次、最大检测周期为30天/次。初始安装运行可点击采样开始键实现随机采样。
5.5    5.5 日常维护
1、检查系统运行程序是否处于正常运行状态。正常运行状态是指运行程序未被不正常关闭、系统通信正常，能获得正常的日常监测数据等。
2、检查供电是否正常。供电正常指主电源、220V交流电源常开状态。
3、检查取\油/回油管与变压器连接处是否有泄漏异常。
4、检查载气压力指示是否正常。压力指示分别为：减压阀气瓶总压力指示应在5.0Kg/cm2以上，如低于该压力需及时更换新的载气；一级减压后，调试时已将压力设定在3.5-4.0Kg/cm2范围内，无论是否更换载气，此压力范围应保持不变。二级减压指示指的是现场主机上的压力表指示，此压力应在1.8-2.0Kg/cm2，调试完毕后，此压力不允许再次调节，否则将影响系统正常运行。
5、载气更换规程。更换载气请关闭载气瓶总阀。总阀关闭后，卸下一级减压阀出口的不锈钢连接管并放空压力，然后卸下减压阀。新载气到位后，装好减压阀，将不锈钢管连接到一级减压阀出口，按上述要求调节好压力。
5.6系统调试
1、现场设备安装完毕，经系统检查无异常后，可进入调试阶段；
2、对现场主机送电；
3、打开载气瓶总阀门，调节减压阀调节柄，使减压阀二级表压力在3.5-4.0Kg/cm2左右；
4、检查现场主机面板压力显示，压力表指示值应在1.8-2.0Kg/cm2左右；
5、实现现场主机与过程层网络的通讯连接。调用调试程序，使系统进入载气管路置换清扫过程，总共需耗时约30分钟；
6、油路、气路检漏。系统正常运行必须保证全系统无泄露；
7、退出调试程序。使系统进入正式采样运行。
6系统软件操作
系列变压器色谱在线监测系统运行软件V2.0，考虑到多用户、远程在线监测等应用特点，采用了面向对象的设计方式和B/S的架构体系，使系统具有良好的扩展性和重用性，并具有零客户端安装等特点。
本软件运行于已安装.net framework2.0的微软NT/2000/2003等服务器版操作系统，并配置了Internet信息服务(IIS)，版本为5.0以上。通过本软件，可以实时监测系统数据、浏览历史数据以及查看服务器端及本地谱图检测数据，并可在获得授权时对系统参数进行修改。
本软件很好地满足了变压器设备在线状态检修的需要，实现了数据分析、数据显示、实时监测、报表、参数设置等功能。本系统运行于网络环境下，提供了友好的用户界面，操作简单，维护方便。
具体特点如下：
1、融合了全方位的测量设备，提供了全面、丰富的测量内容、本系统采用了全方位的测量设备，提供了对多种气体组分、微水、油温、环境温度、载压等指标的测量，极大丰富了测量内容，给用户提供了多样化的信息。
2、采用准确、可靠的智能谱峰识别技术、色谱单元中采用一种全新的谱峰识别算法，能不依赖于保留时间识别出峰的位置和峰的高度。解决了保留时间的变化对峰的识别和测量精度的影响。
3、故障诊断算法先进、实用采用改良三比值法、大卫三角法及立方体图示法和改良三比值法、大卫三角法及立方体图示法专家系统，该系统故障诊断准确率高，故障分类有效。
4、采用复合增益控制技术，提高了测量灵敏度和测量范围，系统通过软件实现同一幅谱图中不同组分采用不同的增益，在保证乙炔测量分辨率的前提下，避免了氢气测量的量程超限问题。
5、采用温度补偿技术，提高了测量结果的准确性、合理性，本系统考虑了温度对气体组分浓度的影响，采用了温度补偿技术，可由用户根据实际情况选择使用。
6、系统运行安全可靠
采用了基于权限的用户管理，使系统具有很强的鲁棒性，同时使系统用户管理更富有人性化。
7、强大的平台支撑
软件运行于目前流行的微软.NET 平台，安全、稳定，具有较强的可扩展性。
8、数据显示生动形象，报表实用、美观用户界面友好，操作方便。
 

启动软件与登陆
系列 客户端软件采用了基于权限的用户管理机制，只有经过授权的用户才能使用本系统。普通用户只能查看系统的参数设置、浏览监测数据以及使用其他基本功能，只有高级用户才具有修改系统的有关参数配置、进行用户管理等权限，这样在很大程度上确保了系统长期稳定、可靠地运行。如图6.71为本软件的登录页面。

6.2 检测组份选择
本系统软件为满足不同用户对检测指标的不同要求，专门设计了组份选择功能。组份选择功能在主界面上点击F3功能键即弹出如图6.3所示对话框。本软件提供了七种气体、总烃、微水、氧气的选择。当组分选择栏内的组分处于选中状态时，则在数据显示与处理时区显示该组分的数据，默认情况下，组份选择栏内氢气、一氧化碳、甲烷、乙炔均处于选中状态，其余处于未选中状态。
6.3 功能键说明
    系统运行主界面主要功能键有系统、操作、用户管理、局站设置、增加设备、删除设备、退出等。系统功能键主要涉及用户管理、局站设置、数据维护；操作功能键涉及增加、删除设备、报警列表。以下对各项功能做逐一说明。
6.3.1    用户管理
用户管理是用户提供权限设置的功能设计。如图6.1。系统默认分配一个管理员权限的帐号，用户名：admin，密码：333，该账户为系统权限最大的帐户，不能删除，只能修改密码，管理员角色是系统权限最大的角色（admin帐号具有超级管理员角色），被分配给工程安装人员使用。如果用户名和密码都为空，则登录的用户被认为是管理员用户，该用户拥有管理员角色的权限。
不同权限的用户登录本系统显示的操作界面会有所差别，本手册没有特别说明，以下的说明默认情况下都是以admin管理员身份登录而展开的。
 

产品别称

产品特征