名人堂娱乐-官方首页大型电力变压器的安全稳定运行日益受到各界的关注，尤其越来越多的大容量变压器进网运行，一旦造成变压器故障，将影响正常生产和人民的正常生活，而且大型变压器的停运和修复将带来很大的经济损失，在这种情况下实时监测变压器的绝缘数据，使变压器长期在受控状态下运行，避免造成变压器损坏，对变压器安全可靠运行具有一定现实意义。
主变压器在线监测主要包括：油色谱、温度（光纤测温）、铁芯接地、局部放电、套管介损监测。
变压器油中溶解气体分析是诊断充油电气设备最有效的方法之一，能够及早发现潜在性故障。由于试验室分析的取样周期较长，且脱气误差较大及耗时较多等问题，因此不能做到实时监测、及时发现潜伏性故障，很难满足安全生产和状态检修的要求。油色谱在线监测采用与实验室相同的气相色谱法。能够对变压器油中溶解故障气体进行实时持续色谱分析，可以监测预报变压器油中七种故障气体，包括氢气（H2），二氧化碳（CO2），一氧化碳（CO），甲烷（CH4），乙烯（C2H4），乙烷（C2H6）和乙炔（C2H2）。
该系统目前已广泛应用于变压器的在线故障诊断中，并且建立起模式识别系统可实现故障的自动识别，是当前在变压器局部放电检测领域非常有效的方法。
变压器寿命的终结能力最主要因素是变压器运行时的绕组温度。传统的绕组温度指示仪（WTI）是利用热像原理间接测量绕组温度的仪表，安装在变压器油箱顶部感测顶层油温，WTI指示的温度是基于整个变压器的油箱内平均油温的变化，很难反映出绕组温度的快速变化。
光纤测温系统能实时直接地测量绕组热点温度，分布型光纤传感系统测温精度可达1度，非常适合于大型变压器绕组在线测量。其基本原理是将具有一定能量和宽度的激光脉冲耦合到光纤，它在光纤中传输，同时不断产生背向信号。因背向散射光状态受到各点物理、化学效应调制，将散射回来的光波经检测器解调后，送入信号处理系统，便可获得各点温度信息，并且由光纤中光波的传输速度和背向光回波的时间对这些信息定位。这根光纤可数公里长，光纤可进入变压器绕组内。
变压器铁芯是电—磁—电转换的重要环节，是变压器最重要的部件之一。变压器在运行中，因铁芯叠装工艺欠佳、振动摩擦、导电杂质等原因，造成铁芯片间短路，而导致放电过热和多点接地故障。如果铁芯或夹件有两点以上接地时，则接地点间会形成闭合回路，链接部分磁通，形成环流，产生局部过热，甚至烧坏铁芯。在极端的情况下，会破坏绕组绝缘，造成变压器损坏。
由于变压器铁芯接地电流的大小随铁芯接地点多少和故障严重的程度而变化，因此，预防性维修中，国内外都把铁芯接地电流作为诊断大型变压器铁芯短路故障的特征量。对于铁芯和上夹件分别引出油箱外接地的变压器，可分别用测出铁芯和夹件对地的电流，如果二者相等，且数值在数安以上时，铁芯与夹件有连接点；如果前者远大于后者，且数值在数安以上时，铁芯有多点接地；如果后者远大于前者，且数值在数安以上时，夹件有多点接地。
铁芯或夹件接地电流数量级在几十毫安到几安培甚至更大，检测量程比较宽，主要是电阻性电流，因此测量技术的实现相对比较容易，一般都作为变压器状态监测的常选项。对铁芯接地电流的测量，被测的电流信号在变压器铁芯接地引线利用穿芯电流传感器取样测量。
局部放电既是设备绝缘老化的先兆，也是造成绝缘老化并最终发生绝缘击穿的一个重要原因。很多故障都可以从局部放电量和放电模式的变化中反映出来。变压器局部放电过程中伴随着电脉冲、电磁辐射、超声波等现象，可能引起变压器局部过热及产生特征油气。局部放电水平及其增长速率的明显增加，能够指示变压器内部正在发生的变化。由于局部放电能够导致绝缘恶化乃至击穿，故需要进行局部放电参数的在线监测。
目前对变压器局部放电进行检测的方法主要是超高频（UHF）检测法。超高频法是近10年才发展起来的一种新的局部放电检测技术。相对于以往的GIS局部放电检测技术，它具有抗干扰能力强，可以对局部放电源进行定位，可以识别不同的绝缘缺陷，灵敏度高，并能对变压器和GIS局部放电进行长期的在线监测，因此它的发展得到了各国电力部门的重视。变压器油及油/绝缘纸中发生的局部放电，其信号的频谱很宽，放电过程可以激发出数百甚至数千兆赫兹的超高频电磁波信号，此电磁波由安装在变压器箱体开窗处的传感器获取，用于实现局部放电检测。超高频法是目前相对比较成熟的测量局部放电的方法。
电力变压器的高压容性套管，按照其结构和使用寿命，是变压器所有部件中最危险的部件之一。
一般情况下，电压110kV以上的套管结构共同点是：它们运行过程中易受到非常高的机械、电气应力以及热应力的影响，随着水分的渗入和油的品质降低，绝缘纸的老化以及过热都会导致高压套管绝缘品质的下降。这些套管的绝缘品质的改变通常都会引起套管介质损耗的改变。这样会造成部分绝缘系统的损坏，影响运行安全，并且会无法保证进一步的运行安全。
通过测量介质损耗tgδ，可较为灵敏地发现电容型设备的绝缘缺陷，利用在线监测手段，在设备的运行过程中实时监测这个参数，不但可及时发现运行设备的绝缘缺陷，还可达到延长甚至替代常规预防性试验的目的。
随着高压电气设备绝缘可靠性的提高，以及电网可靠性的要求，科学技术的发展，绝缘在线监测的方法也在不断发生变化。国内外研制出了一系列可实用的在线绝缘监测仪器或装置。高压电气设备在电网中具有举足轻重的地位，如果其绝缘部分缺陷或劣化，将会发生影响设备和电网安全运行的绝缘故障或事故。因此，在设备投运后，现阶段的做法是根据设备状态进行评价以确定停电试验和检修，以便及时检测出设备内部的绝缘缺陷，以防止发生绝缘事故。但是，随着电网容量的增大，高压电气设备的急剧增加，传统的预防性试验和事后维修已不能满足电网高可靠性的要求。同时，由于高压电气设备的绝缘劣化是一个累积和发展的过程，在很多情况下预防性试验已无法发现潜在的缺陷。
高压设备绝缘在线监测技术是在电气设备处于运行状态中，利用其工作电压来监测绝缘的各种特征参数。因此。能真实地反映电气设备绝缘的运行工况，从而对绝缘状况做出比较准确的判断。高压电气设备绝缘在线监测主要检测参数是电气设备的介损值，其测量原理大都使用硬件鉴相既过零比较的方法。目前的绝缘在线监测产品基本都是用快速傅立叶变换的方法来求介损。取运行设备PT的标准电压信号与设备泄露电流信号直接经高速A/D采样转换后进入计算机，通过软件的方法对信号进行频普分析，仅抽取50HZ的基本信号进行计算求出介损。这种方法能很好的消除各种高次谐波的干扰，测试数据稳定，能很好地反映出设备绝缘变化。对于设备物理量（如变压器油温、气体含量等）的在线监测则是通过置放化感器探头的方法采集信号，并转换成数字信号送入计算机分析处理。
对电力设备的介质损耗、泄漏电流、等值电容、运行电压等参数实施不间断的在线监测，其数据量是非常庞大的。以半小时采集50 条数据计算，一个月的数据累计就达36000 条。程序设计语言选用 C++Builder3，它是Borland公司推出的程序开发软件 。利用它开发的应用程序具有较强的数据库功能。在一个由10000 条纪录组成的数据库中寻找一条纪录，仅需几秒种。
主控程序主要包括数据查询、自动分析、远程通讯、系统管理、帮助五大程序模块。
1) 数据查询该模块包含设备选择、查询时间选择和检则参数选择三项。可对避雷器的 A、B、C 三项的泄漏电流、运行电压和主变套管、耦合电容器、电流互感器的A、B、C、O 四相的介质损耗、泄漏电流、运行电压、等值电容等参数的任意时间段内的数据进行实时分析。并可根据分析数据画出相应图像，监测者可根据图像准确地分析出设备的运行情况。当监测设备的数据超过警戒值时，程序会自动启动报警装置，提醒值班人员对事故进行及时处理。
2) 自动分析系统对每一种设备的A、B、C、O四相的所有参数数据进行自动分析，并列“数据自动分析系统”表中。
3) 远程通讯远程通信是由调制解调器(MODEM)联接到电话公共交换网络或企业局域网(INTRANET)上来完成计算机之间的远程数据传输的。使技术人员不必亲临现场就可在管理部门的计算机系统中根据最新数据对变电站设备的运行情况作出分析，并可远程遥控监测程序的执行方式。
4) 系统管理系统管理模块包含设备管理和数据管理两部分。设备管理允许管理人员添加或删除监测设备，数据管理提供了删除和备份数据功能。
与传统的定期停电预防性试验相比，在线监测可大大提高电气设备测试的真实性和灵敏度，在设备的运行状态下进行直接测试，不必安排停电预试，可及时发现设备的绝缘缺陷，连续掌握设备绝缘变化趋势等。同时，在线监测还可以根据设备绝缘在线监测结果选择不同的试验周期，提高试验的有效性。
目前，变压器绝缘在线监测主要监测其绝缘油中分解气体含量和的局部放电。一种监测变压器油中溶解气体分析 (DGA) 的装置，利用聚合物薄膜实现将特征气体 H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6 从油中分离，采用新型催化酶气体传感器检测气体含量，能判断变压器是否存在过热、放电等异常及故障类型。
对于电容型高压电气设备 (CT、CVT、OY、变压器套管) 主要监测其交流泄漏电流、等值电容、tgδ值。研究和大量试验充分证明，监测交流泄漏电流可以灵敏反映容性设备的整体受潮程度，监测检测介质损耗角正切值 (tgδ) 对早期局部缺陷反映灵敏。俄罗斯、乌克兰等国家对超高压 CT已不采用 10kV 下测量tgδ的离线氧化锌避雷器的绝缘在线监测
氧化锌避雷器主要监测其阀片受潮及老化。从80 年代开始，日本的LCD - 4 型阻性电流测试仪和东北电力试验研究院研制的MOA - RCD 型阻性电流测试仪在电力系统广泛使用，这两种产品既能带电检测，又能在线检测运行电压下的阻性电流和其它参数。目前，一种能安装于避雷器接地引下线上测量运行电压下泄漏电流和记录避雷器动作次数的避雷器在线监测仪大量投入运行。
GIS 的在线监测有机械、化学、电的检测方法。机械方法采用一个高灵敏性的压电加速传感器和超声波传感器，来检测在局部放电或在绝缘故障时产生的机械振动和弹性波，德国LDA - 5/ S超声探测器能有效地检测 GIS内的危险局放源。化学方法采用 SF6 分解产物的气体分析，来检测局部放电和局部过热。
在经济高速发展的今天,停电会降低供电企业的供电可靠性, 对社会会造成负面的影响,也对用电的企业造成一定的经济损失。另一方面停电会降低设备的运行效率,造成对资源的浪费。高压设备绝缘在线监测系统的应用，既能对带电设备的绝缘特性参数实时测量，又能对获取数据进行分析处理。比如可以通过测量避雷器在运行中的容性电流和阻性电流变化情况，掌握其内部绝缘受潮以及阀片老化情况。还可以测量CVT、耦合电容器、套管等容性设备的泄漏电流和介质耗损，来掌握其内部受潮和绝缘老化及损坏缺陷。测量充油设备绝缘油的内部可燃性气体变化情况，掌握设备内部有无过热、放点等缺陷情况。
在线监测技术是供电单位实行状态检修的基础和唯一技术手段，应当进一步推广使用绝缘在线监测技术，基于信息融合技术和嵌入技术组成internet的在线监测，可以进行数据和图文传输及远程诊断，有利于实现电气设备状态的综合管理，及时的发现故障隐患，避免发生事故，具有巨大的经济和社会效益。现阶段无线通讯技术、计算机技术、传感器技术的发展也为高压电气设备绝缘在线监测技术的发展提供了有力的保证，为实施超高压电力线路绝缘子等以前没有研究与开展的在线监测技术提供了条件。
在用电信息采集系统的计量装置组成上，主要由电能表和电压互感器两个部分组成，其对窃电问题和电力运行稳定性均有一定的益处，因此目前已经广泛的应用于电力行业之中。但是就现阶段的应用情况进行观察，在用电信息采集系统的计量装置在线监测上仍然存在着诸多问题，导致其在运作中出现诸多问题，亟需得到解决。在此背景下，文章围绕用电信息采集系统的计量装置为中心，分三部分展开了细致的分析探讨，旨在提供一些理论上的参考，以下是具体内容。
就目前的用电信息采集系统而言，其在系统框架的组成上主要由两个部分组成[1]。第一个部分为用户用电信息数据的采集和管理部分，该部分充分的结合了目前十分发达的信息技术，在形式上为一种智能化的电力计量形式，并且在系统软件以及硬件等方面更有所保障，在数据采集端的组成上主要由通信W络、电能表以及终端采集等部分组成，在工作形式上通过对各种采集到的数据进行归类和编制，并且按照一定的规律进行划分；第二部分是通信网络和系统的对时，该部分主要应用的技术为传统的通信技术，其在主要工作是将用户的用电信息传输至主站端，主站端在再对信息进行处理。
目前在用电信息采集系统的计量装置在线监测中存在的不足之处主要集中在三个方面。其一为电力计量设备的运行管理工作存在不足，还需进一步完善；其二为目前的在线监测的程序过于复杂，在诸多原因的影响下监测工作的难度很大；其三为对计量设备出现的故障处理不够及时，因为目前的电力行业用电信息采集系统过于庞大，因此在设施上数量和种类的都很多，这便导致一旦出现问题，问题诊断和处理需要的时间都很长[2]。
3 健全用电信息采集系统的计量装置在线 完善在线监测电力计量装置的管理模式
要健全用电信息采集系统的计量装置在线监测，切实发挥出在线监测的作用，首先就必须在在线监测电力计量装置的管理模式上实现合理化、完善化和科学化。具体而言首先需要在运行设备的监测力度上给以强化，电力计量设备在运行过程中，必须有其他相关设备的配合，因此在设备管理上不能仅仅局限于计量设备的管理，其他设备也需要强化监测力度；其次在整体的管理模式上也需要给以完善化，在周期检验、电量追补以及在线监测等诸多方面均给以完善，实现实时检查，及时处理，实现电量追补的效果。
信息时代的今天，信息技术已经渗入到了各行各业中，而在用电信息采集系统中用户用电信息采集部分也应用到了信息技术，因此依托于信息技术的电力计量装置主控制电路流程的运行状况，对整体的体系运行状况有着极大的影响，这就要求电力企业在主控制电路的流程上必须给以完善。
加大监测和检验的力度可以实现电力计量装置在线监测在有效性和稳定行上的提升，进而在可靠性上也会更有保障，具体而言可以从两个方面入手：其一为对系统中电流回路、电压进行测试，如果在测试过程中发现电流过大，则需要在系统中增大电阻，避免出现开路的问题出现。在电能表的测试部分，可使用差值法和温度补偿法对二次回路状况给以掌握，此外对于可能存在的窃电行为也需要通过电量追回的方式实现实时监控；其二为在检查力度上必须给以强化，在控制周期上控制在1到1400分钟的范围之内，并且通过电力计量装置抽查的方式，对可能存在的问题及时发现和处理，保障整体的在线 结语
综上所述，用电信息采集系统的计量装置在线监测措施是目前在电力行业使用十分广泛，并且具有诸多优势的一种新措施，其在组成框架上主要由用户用电信息数据的采集和管理和通信网络和系统的对时两部分组成。但是就目前的应用情况进行观察，其在具体的应用中存在着电力计量设备的运行管理工作存在不足、在线监测的程序过于复杂、对于计量设备出现的故障处理不够及时等问题。面对这些问题以及电力行业对在线监测的实际需要，完善在线监测电力计量装置的管理模式、完善主控制电路的流程、加大检验和监测的力度是切实有效的健全用电信息采集系统计量装置在线监测的途径，值得相关企业充分合理的使用。
[1]程超，张汉敬，景志敏，等.基于离群点算法和用电信息采集系统的反窃电研究[J].电力系统保护与控制，2015，21（17）：69-74.
随着高压输电工程的迅速发展，输电线路运行的状态与电网之间的联系更为紧密，对其产生的影响也愈加明显。当前通过对输电线路的运行实施在线装置监测，通过监测的数据反映出输电线路是否在安全有序运行，对于日常维护输电线路、对输电装备开展有效评估等方面意义重大。目前输电线路在线装置已经在电网的运行中得到了应用和推广，并且发挥着重要的作用。尤其是输电线路在线监测装置与通信网两者的有效结合，其取得的成就是非常显著的，有数据可以证实：装置在3 000 m范围内的数据平均传输速率为12.1 Mb/s，且数据传输速率均不低于10.8 Mb/s.这两者的有效结合，为实现分散监测主机间的相互关联、监测数据共享及信息整合，形成光纤、北斗、全球定位系统及无线通信方式组合的通信网络相互契合，为快速反馈输电线路实时数据和命令提供了可能。
现代电力时代，人们生活和工作已经离不开电力供应，不仅要求及时供电，对供电质量与安全也提出新的要求。由于在日常电网中，输电线路所处的环境差异很大，如何确保输电线路。安全有序的运行，成为衡量我国电网安全可靠运行的重要指标。由于输电线路纵横分布，且布局十分广泛，而自身受环境、气候的影响较大，从而会导致每年有诸多电的事故发生，其主要原因在于输电线路出现问题。以前，对于输电线路的监测主要依靠运行维护人员的周期性巡视，虽然维护人员能够通过观察发现输电线路故障，但由于自身能力有限，无法对其展开及时维修，从而无法从根本上解决输电线路产生的故障问题，也无法降低输电线路因为存在故障隐患而产生的线路事故。因此，输电线路在线监测装置便随着科学技术的发展和进步，被应用到日常的输电线路监测中，通过无线（GSM/GPRS/CDMA）传输方式，对输电线路周围环境、具体的施工情况和杆塔倾斜等参数进行实时监测，有效的提供了输电线路异常状况的预警，对于提高输电线路安全经济运行起到了保驾护航的作用，同时也提升了电路运输技术的管理水平，为输电线路的状态检修工作带来了便利。
面对高压输电线路在日常生活中遇到的森林树木成长对线路的威胁、积雪无法巡线的威胁、塔基挖沙的威胁、塔基被盗等一系列威胁，输电线路在线监测装置主要是为了应对这些威胁而设计的。输电线路在线监测装置是紧紧依托于无线G-EVDO、CDMA1X、GPRS和EDGE的数据通道为传输阶段，从而实现对高压输变电线路/塔基情况进行在线实时监测。输电线路在线监测装置主要由终端部分和监控管理中心两大部分构成，终端设备包括一个防水、防尘、防电磁干扰、满足IP65防护等级的机箱、太阳能供电板，一体化智能匀速球等装置组成。而监控中心则包括图像监控服务器和图像监护客户端两部分构成。
输电线路监测装置的功能比较强大，它有效的对输电线路的日常安全运行进行有效监测，来更好地确保我国电网的整体运行情况，它的主要功能体现在：（1）它具备远程视频搜集、处理和传输功能：视频监控装置能定时或按远程指令采集工程现场视频信号，经压缩编码等视频信号处理后，通过无线网络传输给监控管理站；（2）它还具备对摄影机及云台的可控加热功能：对摄影机外壳具有自动控制和远程控制加热功能；（3）它同时也对电源具有远程控制的功能，可以实现在预设的条件或者是接受远程指令的情况下，启动或者关闭装置前端的供电电源；（4）它还具备远程设置视频采集时间间隔功能、具备断线自动连接功能、电源管理功能等其他功能。
随着光纤通信技术的发展，基于电力专网的EPON/工业以太网交换机技术/WIFI技术也逐渐成为输电线路状态监测系统的重要数据通信方式。装置在3 000 m范围内的数据平均传输速率为12.1 Mb/s，且数据传输速率均不低于10.8 Mb/s.这两者的有效结合，为实现分散监测主机间的相互关联、监测数据共享及信息整合，形成光纤、北斗、全球定位系统及无线通信方式组合的通信网络相互契合[1]，该文在输电线路在线监测装置研制形成的基础之上，通过对示范线路进行实地调研和考察，并结合自身工作经验，选取精确的监测点和中继点，对其输电线路在线监测装置通信组网的实际应用成效进行研究。
在输电线路在线监测系统装置中，通信组网的应用需要先进的科学技术作为重要依托，也是组成输电线路在线监测装置系统中必不可少的部分。在输电线路在线监测装置中渗入通信组网技术，在很大程度上提高了监测装置对输电线路监测的精确度和广泛度，使其更好地确保我国输电线路安全、降低输电线路出现安全事故的发生率起到重要的促进作用。
在我们日常的输电线路监测装置中，已经逐步应用到了通信组网络技术，而且多数采用的是光纤通信技术，相比较其他通信技术，光纤技术在我国基本上趋于成熟，并在日常输电电路在线监测装置中发挥着自己不可替代的作用。光纤通信技术目前已经摆脱了其他自然因素，如气候、温度、地理环境等因素对它的干扰和限制，而已经逐渐从主干网络的数据传输环节向接入环节迈进；同时，作为以太网技术的关键特征技术，分组交换技术也在从局域网向城域网甚至是广域网的方面进行延伸，这就在一定程度上拓展了输电线路监测系统装置对于我国输电线路在更宽、更广的领域实现有效检测，对传输电路中出现的故障问题能够及时的向电力监督管理部门发出警报，而且传播速度已经得到了人们的高度认可，其有具体数据可以证实：输电线 m范围内利用光纤通网技术，其对监测数据的平均传输速率为12.1 Mb/s，且数据传输速率均不低于10.8 Mb/s[2]。这就能够实现分散监测主机间的相互关联、监测数据共享及信息整合，形成光纤、北斗、全球定位系统及无线通信方式组合的通信网络相互契合，有效的确保了我国线路在线装置在日常生活中对输电线路的有效监测。或者即使有输电线路出了问题，监测装置会借助先进的通信组网技术将有效信息传递给电力管理部门，及时采取有效措施排除输电线路出现的安全隐患问题，从根本上确保了我国电网安全有效的日常运行。
某500kV变电站变压器油谱在线号变压器油色谱B相乙炔一级报警动作信号，进行现场检查后发现1号变压器三相具有正常的运行声音，瓦斯继电器具有正常外观，压力释放阀工作正常，绕组温度和油温在正常范围内，1号变压器B温度正常。通过监控系统发展1号变压器B相中低、中、高三侧电压和电流均为超过正常范围，功率较为稳定。对1号变压器油色谱数据采集箱内装置的运行状态进行检查。根据在线号变压器B相乙炔气体含量为2.13uL/L，其他气体变化不明显，如表1.
在1号变压器B相的绝缘油试验中未发现异常，如表2。为了保证油化实验结果准确无误，对1号变压器A、B、C三相的油分别进行绝缘油试验，证明满足要求，可见变压器一次设备运行不存在问题。油色谱在线监测装置通常每四周进行以此采样。检修人员再次对变压器B相油色谱在线监测装置进行采样，如表3为气体组分含量。油色谱在线监测装置表明乙炔气体是B相油中气体组分变化最大的。根据检查结果确定1号变压器B相油色谱在线]。
在变压器在线监测装置的再次检查中，没有发现装置异常运行。之后在A、B、C三相故障特征气体谱图对比中显示，A、C相各特征气体被检测到的时间和系统设置的保留时间相同，但B相乙炔停留得见和系统设置的保留时间不一致：氢气为90.5s、系统设置保留91.875s；一氧化碳为115.375s、系统设置保留时间119.125s；甲烷为167.875s、系统设置保留173.375s。三种气体保留时间基本和停留时间一致，所以气体检测其识别的较为准确。但乙炔停留时间处于乙烷和乙炔系统保留时间（616.625～698.25）之间为655.25s，出现的气体种类在这个时间点很难被气体检测器识别出来。检修人员通过对油化实验结果和设备检查情况综合考虑，判断在这个边缘时间点气体检测器将乙烷错误识别为乙炔。
油色谱在线监测系统，利用油泵抽取变压器邮箱中流动的油样，并将气体分离器注入。
渗透膜是气体分离器的关键部件，不仅要保障各种气体要通过，还应当保证其机械强度和耐温能力符合一定要求，这样就能够具有更长的使用寿命。当油气分离器中进入采集油样后，其中的气体穿过渗透膜，并从色谱分析装置的注射接口进入，最后由变压器本体接收唾弃之后的油样。
在色谱分析装置的注射接口中，混合样品随着载气经过色谱柱，静相溶解和吸附动相中的部分物质。静相发挥到动相中的试样物质分子会随着其中物质分子的增加而增加，也就是在两相中分配各物质分子，进而达到最终平衡。而在两相中挥发和溶解该物质的过程就是分配过程，平衡时两相中物质达到的浓度为平衡系数，表示为K，等于固定相中物质浓度除以在流动相中物质的浓度。
温度不变时，常数为分配系数K。所以气象色谱分离采用的是两相间存在不同物质具有不同分配系数，试样中的各组分会在两相作相对运动时进行分配会充分多次，各组分在具有很小差别分配系数情况下仍会产生很好的分离效果，进而分离不同组分[2]。
载气推动分离出的气体进行色谱柱，载气压力很大程度上决定了色谱柱中各故障特征气体停留时间。而气体检测单元中稳压阀决定了载气压力，所以能够得到稳压阀引起气体检测其的错误识别。
不同组分气体具有不同的性质和对色谱柱的亲和力，进而使得色谱柱不同组分气体按照不同的先后顺序流出。在大量的试验中，气体检测器在稳压阀载气压力为0.1MPa和温度为60C条件下具有最高灵敏度。同时各组分气体在该条件下流出色谱柱的时间相对固定。而系统设置的各组分气体的保留时间就是这一时间点。气体检测器的运行就是利用这一原理，其测量和识别各种故障气体的时间依据系统设置的保留时间[3]。
载气流速在稳压阀气压不小于0.1MPa情况下就发生变化，同时变化的还有各组分气体流出色谱柱的时间。色谱柱中的乙烷在载气压力变化时会降低停留时间，这样其进入气体检测器的时间也会提前。检测器中进入乙烷的时间为655.25s，在乙烷和乙炔的系统保留时间（616.625～698，25）范围内，该气体是乙炔还是乙烷在这个时间点很难被气体检测器检测出来。在油化实验中发现，此时不含乙炔气体，此时乙炔气体无法被检测器检测出来，进而使得乙烷被检测器识别成乙炔。
分配叙述K会随着色谱分析装置温度的改变而改变，相应的就具有不同色谱柱动相和静相浓度组分气体，进而改变各组分气体流出色谱柱的时间，进而引起色谱分析装置精度的降低，最终引发误报警[4]。
环境温度会对色谱分析装置温度造成较大环境。虽然有载气加热器、环境温度传感器、油温传感器设置于色谱在线监测装置中，进而将色谱分析装置控制在60度，但现有装置对于色谱分析箱内高于60度的情况无法有效解决，进而引发油色谱在线装置精度下降问题。
对变压器B相色谱数据采集箱中的稳压阀进行现场检查，其载气压力超过了0.1MPa，应当用稳压阀调节器将稳压阀载气压力降低并控制在0.1MPa。重启1数据采集器，对故障特征气体进行充分采样分析。1号变压器B相各组分气体含量被传输至数据服务器主机，1号变压器B相不含乙炔气体，其他气体含量水平正常，采样结果符合要求。并且系统设置的时间等于各组分气体停留时间，进而确保气体检测器能够正确识别气体[5]。
首先，改进建议。可以用智能温度控制装置替代载气加热器，依据油温和环境温度降低或加热载气，将有色谱分析装置温度保持在60度，保证装置精度符合要求。其次，防范措施。应当定期检查变压器在线监测装置的稳压阀载气压力，并及时处理发现的异常情况。并将在线监测主机中各故障特征气体谱图的分析，作为日常巡检的重点，严格校验系统设备的保留时间，保证正确识别各故障气体[6]。
本文对变压器油色谱在线监控装置产生误报警的原因进行了分析，并在此基础上探索了相应的改进措施，以求提升在线监测装置的准确性。但本文还存在一定局限，希望行业人员能够加强重视，通过有效分析和解决实际当中变压器油色谱在线监测装置误报警问题，提升在线监测装置的准确性。
[1]贾瑞君.关于变压器油中溶解气体在线监测的综述[J].电网技术，2013，（05）：51-57.
随着电子信息技术的飞速发展，从20世纪80年代初开始，各种各样的在线监测装置在汽轮发S电机上得到了推广和应用。以往，我国发电设备长期以来实施“计划维修”，缺乏针对性，容易造成设备的“过度维修”。现在，先进的工业国家都转至状态维修也就是“需修时修”。
设备状态监测和诊断是实施状态维修、预知维修的重要基础，而状态维修必须扎根于状态监测仪器的实用性、可靠性及对测试结果的解读能力上。发电机容量的大小、已运行时间的长短、不同冷却方式、在线监测装置的可靠性等都会影响到在线监测装置的配置。因此，如何合理应用和配置在线监测装置是一项比较复杂的策略性选择，尤其在广泛推广使用时更要慎之。?
?为了解汽轮发电机在线监测的应用情况，国际大电网会议旋转电机委员会(CIGRE/SC11)在1995～1998年发出了调查提纲，该调查表有2个目的。?
（1） 要了解发电机制造厂、用户、在线监测供应商三方面对各种在线监测的认可程度。?
该调查表主要是针对水、氢冷却的汽轮发电机，对在役发电机以15年加以区分，发电机的容量分3挡：100～250 MW；251～499 MW；500 MW以上回复率60%［1］。面对国内在线月，中国电机工程学会大电机专委会将CIGRE/SC11这份调查提纲向国内分发，全国安装200 MW及以上发电机的单位都接到了这个调查表，回复率约20%。兹将主要问题的国内外大多数调查结果对比列于表1。
CIGRE/SC11在1998、2000年，根据上述调查结果，对选择在线监测应遵循的原则进行了讨论。其共识是：
(1) 在线监测装置的作用是对渐变过程进行监视，以对发电机状态进行科学预知，它不能代替突发事故时的各种瞬时记录仪。
(2) 发电机制造厂在新机开发与新机投运过程中要对在线监测数据进行跟踪和关注，对配置提出推荐意见。?
(3) 对需要专家解读或需要辅以离线分析的在线监测装置或数据，应由发电机制造厂、运行单位、在线监测装置供应商共同磋商，不能把做结论的责任推给运行单位。
?其不同观点是：以美国GE公司、德国SSW公司为代表的认为，即使是大型汽轮发电机，也无需太多的在线监视，因为发电机可靠性在出厂时制造厂已有判断。运行单位只要严格按规程运行，可靠性就可保障。GE公司举例，他们对定子端部绕组振动是经过充分研究的，无需逐台振动监测。SSW公司也举例，SSW定子绕组采用GVPI工艺，无需局部放电监测。美国GE公司、德国SSW公司认为，过多的在线监视不仅增加了投资，对运行也加重了负担。另一方面，以法国EDF公司为代表，谈到了法国核电900、1?300?MW?的经验，指出了大机组新机就装经过选择的在线监测装置(如SEVM)对状态维修的好处。
不知有什么文件规定，几乎全部统一。200MW及以上新机都装有GCM，HPA，SCW，RFM或PDM，HLM，HDM，HLOM。运行15年以上的老机很少装
根据统计已装的在线监测总数量:美国第一、中国第二、日本第三、法国第四；今后5年计划安装的数量：中国第一、美国第二、法国第三，其他国家无计划
多数国家认为，大部分在线监测装置能提供有用的信息，但可信度与仪器成熟度有关
直读的在线监测(HPA、SCW、HLM、HDM、HLOM)能提供有用、可信信息，需解读的(如GCM、RFM、PDM)较难
各国对不同的在线监测有不同的回答。主机制造厂及监测设备制造商肯定的多；运行单位比较保守，认为在发电机能可靠运行时，应尽量少装或不装
SSC有较大风险(瑞士、法国、日本)，GCMPlus有较大风险(芬兰、澳大利亚)
各种在线监测装置有的可以单独判断。进一步发展应该是信息交叉和专家系统，但只是研究，先搞些单目标的专家系统，如转轴振动、定子绝缘工况分析系统较为实际一些
日本东芝、法国ALSTOM公司认为此要求太松，应改为括号内的数值，这值得我们参考。
?HDM(氢气露点仪)：测量机内氢气湿度并以露点表示。可以预示转子护环应力腐蚀，冷却器漏水、氢气干燥器失效等故障。但目前普遍使用的VAISALA产品寿命还不能满足要求。
?HLOM(漏氢监测仪)：相当于HMU，在指定的可能泄漏位置取样检测，并以声、光、电形式给出预警信息，以避免氢爆发生。过去国产的HLOM受感元件寿命不够长，现已有所改进。HLOM已得到了市场的认可，但要注意漏油堵塞管路造成仪器失灵，此时要及时清洗管路。
?国内正在使用的有SEVM、RSTD、STOM、GCM、RFM或PDM。这类在线监测装置由于装置比较复杂或预示面广且重要，其测试结果一般需要专家解读，特别是根据监测结果做决策时更需要专家会诊。下面分别介绍这些装置的特点。
?SEVM(定子端部绕组振动监测器)：利用光导(高电位点)和加速度计(低电位点)监测定子端部绕组的振动。它可以预示定子槽楔松动、定子线棒磨损、相引线断裂、固定螺杆松动等问题。
有5台200?MW发电机因模态试验不合格而装上了国产SEVM，有的SEVM中光纤使用了加拿大Vibro产品。测试结果表明，虽然有椭圆100 Hz振型，但由于系统刚性好、阻尼强、振幅稳定，且振幅值没有超过标准规定，因此仍可安全运行。其中有一台200 MW发电机经过改造，端部整体模态比大修前有一定改进，在线监测显示，最大振幅由大修前130 ?降为40 ?。在以下3种情况下可以考虑安装SEVM：离线检查发现定子端部绕组有松动迹象(如磨损等)；首台新设计、新工艺、新结构发电机；端部模态试验不合格的产品。国产SEVM的可信度、精度都达到了国外同类装置的先进水平。应该有选择地扩大SEVM的使用以更多地积累振动数据。
?RSTD(转子匝间短路监测器)：可预示由转子匝间短路引起的转子振动、转子接地，由转子匝间短路造成的护环烧损等故障。国产RSTD的灵敏度较高，在300 MW发电机上有2台在线多台离线 MW发电机上安装，保持当前试用性质是合适的。
?STOM(转轴扭振监测仪)：该设备有扭振测量、扭振保护、扭振应力分析3种主要功能。它可预报的故障类型有轴疲劳积累、次同步振荡、大轴裂纹及转子不平衡负荷等故障。国产TVDS-B型轴系扭振监测仪在300、600 MW上有6台运行业绩，已捕获过数次事故扭振记录。进口的2台尚未安装，STOM除核电外，国外很少用于火电，从性价来讲，国产STOM要优于进口产品。
?GCM(发电机工况监测器)：GCM可以预示的故障类型是定子铁心过热、定子绕组绝缘系统过热、转子绝缘过热及高压出线过热等故障。对发电机来说，过热是极为严重的故障，因此GCM的重要性是显而易见的。虽然国产的GCM几经改型，FJRⅠ型为早期(1997年前)产品，约80台目前已淘汰，目前主要是Ⅱ型安装数量大约超过了120台，但投运率不高。从已有的12起FJRⅡ型绝缘过热监测过热报警事例分析，GCM能正确及时对定子线棒过热、转子绕组过热、定子铁心过热、定子线棒电接头过热、机械摩擦过热……发出警报并且发生报警的频度会随过热程度增加而增加。最主要的问题是：?
（1） 解读能力差，如果报警，气体要送至北京分析，而且过热点在那里，什么时候停机，很难决断。?
例如，1986年从美国WH引进的2台GCM就从未正常投运过(油雾中毒)。为了解决解读问题(如表1所示)，很多国家表示倾向于GCMPlus，国内也尚在研究之中。
?RFM，PDM(无线电频率监测器或称局部放电仪)：用变压器接在中性点的RFM可测10 kHz～30 MHz，俗称窄带。用电容器接在高压出线端的RFM称为RFCC2，用电容器接在分相封闭母线。在出线端定子槽内装天线的称SSC，SSC可监测定子绕组的高频放电(10～1?000 MHz)，从测量局放机理上讲，传感器装在高压侧灵敏度较高。RFM(包括RFCC2、RFCC3)可预测的故障有定子主绝缘故障、定子其他绝缘故障、电晕放电、端部手包绝缘放电、电连接断裂、定子绝缘整体老化、字子端部绕组表面放电等。SSC除上述外，还能预示定子槽楔松动及端部绕组松动故障。通常定子高压绝缘系统事故约占发电机事故的15%～20%，而且发电机的寿命实际上取决于定子线棒寿命。因此，定子绕组局部放电是国外研究较多、最受关注的课题，每次在CIGRE会议和IEEE会议上都发表了大量论文。经过多年研究IEEE 1434—2 000总结了局部放电测试方法［2］。CIGRE/SC11也提出了旋转电机应用局部放电技术的报告［3］。国产RFM和PDM在发电机上安装使用的也超过200多台，但实际投运率也较低。主要问题是：?
（3） 解读较难，需要具有设计方面信息，熟悉运行和维修的历史，掌握各种绝缘的制造及典型的性能和寿命，又得不到解读的支持，容易陷入茫然。
根据上述国内外简况和对当前汽轮发电机在线监测使用情况的初步分析，提出如下建议：
(1) 要明确在线监测的配置原则。希望从招标决定一切，过渡到由发电机制造厂推荐，并与运行单位磋商而定的原则，以免造成不必要的浪费。
(2) 直读型在线监测装置比较成熟，实际应用效果也较好，可继续推荐应用在水氢氢型发电机上。
?(3) 对解读型在线监测装置的使用要慎重，选择典型发电机安装以积累经验是必须的，切不能、也不需要在每台200 MW及以上的发电机上都装，要尽快走出这个误区。
?(4) 对已装在线监测的发电机，主机制造厂、运行部门、在线监测装置供应商应选择典型机组，成立工作小组定期跟踪分析，积累经验，制定出指导性文件以提高应用水平。
?(5) 对解读难度较大的GCM、RFM(或PDM)，要加强科研投入。与国外相比，虽然我国安装台数已居世界第一，但科研投入和发表的论文与此极不相称。国内在线监测制造商不少，但技术力量、售后服务能力远远不足，与国外(如VIBRO)无法比拟。以往的历史经验值得注意，只有量的增长，缺乏质的提高一定会暗藏风险，自食苦果的。当前工作重点应在控制数量的基础上实行质的提高。
目前，国家电网公司系统内投运的智能变电站达6000余座，然而，其在技术上、管理上和运维上存在一定问题。在总结现有智能变电站的经验教训后，国家电网公司自2013年起开展新一代智能变电站试点工作。其核心理念是通过系统融合和设备整合，采用一体化监控概念，在线监测系统作为变电站设备状态可视化的重要依托，对保证智能变电站的可靠运行至关重要[1-2]。
智能变电站的在线监测系统可以对变电站进行综合监测和故障诊断，并提供整体解决方案。安装在高压设备上的在线监测系统可以分析、诊断、预测正在或即将发生的故障，也可以区分故障性质、故障类型、故障程度及其原因，并根据该分析结果给出故障控制和解除措施，从而保障设备安全稳定运行。
按照国家电网公司所的智能化和在线监测规范要求，目前智能变电站在线监测系统层次结构示意图如图1所示。
如图1所示，系统按照装置（IED）分为4层，包括站端监测单元、主IED、子IED和传感器（或监测装置）。站端监测单元是全站的后台，负责变电站的监视和管理；主IED按监测设备类型配置，子IED负责部分监测数据的采集及转发；传感器，或与传感器一体的监测装置，直接与被监测一次设备连接[3]。
智能电网中，与电气设备相关的所有信息包括波形、声音，图像应该是以数据的形式提供。为了便于收集和处理，一次设备的数据被分为五种：基础数据、操作数据、测试数据、在线监测数据、缺陷数据和事故数据。基本数据是静态的，这是一次设备的基本参数，其他数据是动态的。反映设备的操作条件的数据包括：电压、电流、断路器动作次数等。测试的数据包括：充电测试数据、常规测试数据和诊断试验数据，这些事由专业仪器获得的数据。
基本数据和测试数据由人工输入收集。目前，基本数据由制造商的说明书提供，并输入由操作者提供到操作和管理系统。测试数据是由维修人员，通过测试部门提供的测试报告输入。
设备的运行数据由通过监控设备的手动输入和自动采集收集。目前，大部分的操作数据是通过人工输入，以及部分数据由监控系统中的变电站收集诸如电压、电压、电流、开关设备的位置的信号，和变压器油的温度等。
在线监测数据来自在线监测设备。总体上，一次设备的监视数据被存储并限于在变电站或电厂应用。缺陷数据通常包含在测试、操作和在线监测数据中，被输入到操作和管理系统或数据中心。
事故数据由故障记录装置和保护装置自动收集并保存在监视系统，是电力系统中的最重要的记录，例如，根据电流断路器动作次数和故障电流，操作者能够估计当前断路器的寿命并提出维修计划，故障电流波形是选择断路器的重要依据。
在线监测的目的是在一次设备故障发生前发现存在的安全隐患，属于预防性监测范畴，并不具有实时性和可控性，因此，可重点从与一次设备整合，简化系统结构，提高实施维护效率等方面进行新一代智能变电站中的在线]。
将在线监测装置或传感器与一次设备进行合理整合，为系统实施、测试、试验和维护等工作提供了便利条件。根据各种在线监测技术发展应用的实际情况，可考虑如下方式：
（1）传感器之间的整合。指能类似或相同或监测同一对象的传感器可以整合到一起或一起整合到同一个装置之中，从而减少传感传感器物理数量，增加一致性和稳定性。
（2）传感器与在线监测装置整合。即传感器部分融入监测装置部分，取消传感器与采集器之间的接线，实现二者紧密耦合。
（3）在线监测装置间的整合。考虑将统一类型的多个监测装置进行整合，将不同类型的监测装置在可能的前提下进行整合，将在线监测装置与传统表计整合等。
（4）传感器与一次设备整合。传感器与一次设备的整合可以说是新一代智能变电站在线监测技术深度发展的最为关键一环。在线监测传感器在机械结构上甚至电路上、磁路上难免要与一次设备本体有着较为紧密的耦合。因此，将传感器或装置作为一次设备的一部分进行统筹考虑、整体设计，确保一次设备和在线监测的稳定性和可靠性。
目前，智能变电站的在线监测系统包括变压器油在线监测、变压器局部放电、色谱在线监测，变压器套管的绝缘、GIS局部放电和SF6气体。这些在线监测系统的目标是在变电站的主要设备，监测结果被广泛用于电气设备状态的维护、防止设备和人事故。
变压器在线监测包括绕组测温在线监测，油中气体在线监测，铁芯接地电流在线监测，局部放电在线监测，高压套管绝缘，其他非电量参数监测包括主油箱气体压力、顶层油温、底层油温）。
微机型绝缘监测装置能对母线对地绝缘电阻及各馈线支路绝缘状况进行测量判断，当设备直流系统发生接地故障（正接地、负接地或正负同时接地），其绝缘水平下降到超出正常范围时，绝缘监测装置在当地发出灯光报警信号，同时将监测到的信息传送给主监控单元。再通过主监控上传到后台的控制系统；也可以根据用户需要，由绝缘监测主机直接上传到后台的控制系统。
微机型绝缘监测装置能数字显示母线电压、母线对地电阻，能正确指示发生故障的馈线支路和接地极性，具有输出压差报警、绝缘报警和支路接地报警等输出报警功能。所有报警信号均可上传至后台自动化系统。微机型绝缘监测装置电阻测量范围为0～99kΩ。
微机型绝缘监测装置能够对某些参数进行人工设置。控/合母差压报警值可在0.0 -99.9 V间设置，馈出接地电阻报警值可在0～99 KΩ之间设定。
微机型绝缘监测装置采用了新的检测原理，在可靠性，性能，检测速度上都有很大的提高。可同时检测多支路正负同时接地以及双电源供电系统等复杂情况。
绝缘监测装置采用磁平衡漏电流原理进行检测。如下绝缘监测原理图所示，RL为负载，假设系统中某支路接地，R1,R2为接地电阻，则将产生电流I3,I4，根据戴维南定理可以得到I1-I2=I3-I4,因此用直流漏电电流传感器套穿在各路直流回路的正负出线。
如上图所示，首先测得U+,U-。然后闭合K1,测得母线对地电压Ua+,Ua-。此时等效电路为R与R1并联再与R2串联接在正负母线,设为Ia。接着打开K1，闭合 K2，测得母线对地电压Ub+,Ub-。此时等效电路为R与R2并联在与R1串联接在正负母线之间，可以测得此时的I3-I4，设为Ib，由以上的数据通过一系列计算，就可以计算出R1,R2,从而判断是否低于报警阈值。这种方法可以检测出正负母线及支路同时接地的情况。同时可以看出，在这些计算的原始数据中，没有出现其他支路的数据，所有数据只与本支路有关，所以在一次检测过程中如果同时检测各支路的漏电流，可以得到所有支路的正负绝缘电阻值。
采用大屏幕点阵液晶显示器，CCFL背光，实现全汉化显示，除完成常规数据测量，电源系统运行状态的实时显示外，还提供各种菜单、信息提示，真正实现人机对话操作；
支路检测单元模块化设计，可以多个采样单元任意组合，满足用户不同检测路数的需求，并可以同时检测一段以上母线上所有支路的绝缘情况；
提供多个标准串行接口，可以实现主机和分单元，主机与直流系统监控单元以及主机和上位机之间的通讯；
能通过RS485接口将监测到的信息传送给主监控单元，作为主监控单元管理系统和处理故障告警的依据；通讯规约可以向用户完全开放。
微机型绝缘监测装置采用分层分布式结构，由绝缘监测主机和多个数据采集模块构成，可测量两段母线的绝缘状况，数据采集模块在主机的控制下采集各支路漏电流的值及母线电压等参数并计算出各支路的绝缘电阻值，如果下位模块发现有支路绝缘下降，则将数据上传主机，主机发出报警并向后台或直流系统监控上传数据。分层分布式采集，分布式计算的结构大大加快了检测速度，能够更及时的发现直流系统的接地故障。
近年来，随着计算机、网络以及电子自动化技术、传输技术的飞速发展，在线监测系统技术已经非常成熟、性能稳定，并在现在矿山生产管理中广泛应用并发挥着重要作用，如烟气在线监控系统、水质在线监测系统、尾矿库在线监测系统等。索道作为矿山远距离运输中的主要设备，在矿山生产中发挥着重要的作用，一旦发生故障使矿石运输中断，将导致整个选矿加工环节受到影响，严重影响矿山生产。建设索道在线监测系统将提高索道运输的管理效率，保障生产的安全性。
铜坑矿运矿索道承担着每年运输近200万吨地面矿石的任务，平均每天开机运行16个小时，近年来随着矿内生产能力的提高，索道运矿任务不断加重，每年的实际运输量已经大大超过了其设计运矿量，索道处在超负荷运转状态。
（3）线m的谷地，必须设置压索站，否则需配置10多个约100m高的支架；
（4）从压索站至卸载站之间，两端高差为13.18m，且中间为凸起高地，上坡或下坡时容易产生加、减速度，破坏索道线路平衡，造成速度波动。
掉斗是指索道运行过程中抱索器脱离钢丝绳而导致矿斗 （包含抱索器）从索道中掉落的现象。
跳线是指由于索道钢丝绳振动过大，使钢丝绳从轮槽中 弹起，造成了索道运行的不稳定。严重时导致钢丝绳从导致钢丝绳从导向轮、托索轮上掉落。
目前，铜坑矿主要通过人工监测手段对跳线进行监视，在索道沿途设置8个哨所，每个哨所均安排值班工人，索道运行时，由哨所值守人员轮班巡查，在值守人员发现非正常情况后（如跳线，掉斗等），向控制室报告，再由控制室人员做相应的紧急处理，但事件处理的实时性和准确性很差，而且在雨雾天靠人眼观察效果不理想，同时也增加了人力负担。
索道运输在线监测系统主要包括数据处理与分析系统、监测主站、数据采集分站、索道监测装置等。
索道监测装置与数据采集分站之间通过工业现场总线总线或无线方式通信，数据采集分站与监测主站之间也通过无线方式通信，监测主站与数据处理与分析系统之间通过RS232接口通信，数据处理与分析系统安装在工业控制计算机上，监测主站接收索道控制系统的信息并把相关控制输出给索道控制系统。
索道监测装置安装在索道的塔架上，用于监测矿斗经过塔架情况和索道钢丝绳状态，能准确发现掉斗和跳线。主要由矿斗监测单元、钢丝绳监测单元、处理单元和通信单元组成。矿斗监测单元采用红外线技术，在矿斗经过的地方安装红外线传感器，当有矿斗经过塔架时，红外线传感器就有感应信号。处理单元通过通信单元的RS485总线或无线信号把矿斗经过的信息传给数据采集分站，数据采集分站把信息传给监测主站及数据处理与分析系统，数据处理与分析系统根据信息分析出是否掉斗。钢丝绳检测单元也是采用红外线技术，在钢丝绳边上安装红外线传感器，当出现跳线时，红外线传感器就有感应信号。处理单元通过红外传感器的信号判断是否跳线，并通过通信单元的RS485总线或无线信号把掉线信息传给数据采集分站，数据采集分站再把信息传给监测主站及数据处理与分析系统，数据处理与分析系统就可根据信息做出相应处理。
数据采集分站安装在哨所里，负责给索道监测装置提供工作电源、接收索道监测装置的信息，并把索道监测装置的信息转发给监测主站。主要由对外供电单元、通信单元和处理单元组成。对外供电单元主要负责给索道监测装置提供工作电源（提供多路直流24V电源）。通信单元包括与索道监测装置的通信、与监测主站的通信。每个数据采集分站与索道监测装置的通信，只负责靠近哨所的索道监测装置。与索道监测装置的通信采用有线或无线方式。处理单元主要负责通信数据的处理、状态指示及报警处理等。
监测主站安装在控制室里，负责接收数据采集分站的信息，并把信息转发给数据处理与分析系统，同时与索道控制系统进行联动、采集钢丝绳传动距离、状态指示及报警等。主要由通信单元、联动单元、钢丝绳传动距离采集单元、人机接口和处理单元组成。
通信单元包括与数据采集分站的通信、与数据处理与分析系统的通信。与数据采集分站的通信采用无线方式，与数据处理与分析系统的通信采用有线方式。联动单元负责采集索道控制系统的状态并输出控制信号给索道控制系统。钢丝绳传动距离采集单元采集钢丝绳传动的距离，用于计算矿斗移动距离。人机接口包括按钮、开关、状态指示灯阵列和音响器等。
数据处理与分析系统安装在工业控制计算机上，接收、保存由监测主站上传的数据信息，并对所有数据进行处理与分析，显示被检测对象的参数、状态及报警信息，并把控制信息发给监测主站，提供历史记录的查询和设备运行状态的趋势分析。通过数据处理与分析系统，还可以进行系统参数设置等。
通过索道运输在线监测系统的实施，实现系统实时不间断的对矿斗和索道钢丝绳进行监测，值守人员无需沿途监测，在控制室内系统将自动显示掉斗和跳线情况并及时报警。由此解决传统的人力巡查带来的不能及时反映掉斗情况，掉斗定位准确性差，恶劣天气下无法了解索道运行情况等难题。索道在线监测系统的实施极大的提高了铜坑矿生产管理效率。
[1]韩力群.智能控制理论及应用[M].北京：机械工业出版社，2007.
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[3]吴鸿启.客运架空索道安全技术[M].北京：人民交通出版社，1996.
目前现场验收人员在实际验收中主要依据上述绝缘监测装置相关验收要求对新设备进行验收试验，但通过对现场的调研发现，主要存在以下几个问题：
（1）由于不同直流系统标称电压等级，绝缘监测装置的绝缘电阻整定值也不同，在验收试验时需按照电压等级准备不同阻值的接地模拟电阻，以尽可能有效接近告警值；（2）单个接地模拟电阻大小不一，甚至将多个模拟电阻作串联、并联方式接地，仍只能模拟出单一接地电阻值，无法在绝缘电阻整定值附近做有效的连贯性动作复归试验，也就无法精确地对整定值做有效判断；（3）在进行绝缘监测装置交流窜直流故障的测记和报警功能试验时，部分现场施工人员和厂家人员直接以220V工频交流电压注入直流系统中试验，在试验过程中过高的交流电压可能会造成直流设备及其他由直流系统供电的设备损坏，同时单一地以220V工频交流电压作为试验电压将无法对绝缘监测装置设定的交流窜入告警值进行检验。
为能妥善解决绝缘监测装置现场验收产生的上述问题，国网绍兴供电公司直流设备检修专业研制开发了一台直流系统绝缘监测装置试验仪。该试验仪以微机控制为核心，以直流系统电压试验模块、直流系统绝缘接地电阻告警功能试验模块和直流系统交流窜入告警功能试验模块等三大模块为重要组成部件，配以相关试验电源、继电器等辅助部件。
为检测绝缘监测装置直流母线电压及正、负极对地电压准确度，直流系统电压试验模块以小型可调整流模块产生的直流电压为电源，向绝缘监测装置注入该电源，通过对比绝缘监测装置和试验仪的显示电压值来判断装置的电压准确度，原理图如图1。
绝缘接地电阻告警功能试验模块由微机控制可调线性模拟接地电阻，信号反馈启动单元组成，其原理图如图2。模拟接地电阻是一种能由微机控制调节，并能生成0至50Ω间较为线性阻值的电阻。试验绝缘接地告警动作时，将绝缘监测装置试验仪模拟接地电阻试验输出端接入直流系统中馈线支路或母线，将绝缘监测装置绝缘动作告警硬接点反馈接入试验仪，由微机控制逐步线性调高模拟接地电阻，当绝缘监测装置告警时，绝缘动作告警硬接点动作反馈至试验仪，试验仪接收到硬接点动作信号后，信号反馈启动单元动作，将该信号告知微机控制启动记录动作时模拟接地电阻阻值，同时检查绝缘监测装置显示绝缘阻值、绝缘接地极性和馈线选线正确性。告警复归测试亦采用相同原理方法。
直流系统交流窜入告警功能试验模块由可调交流电源、保护单元、信号启动反馈单元为主要组成部分，其原理如图3。
由于直流系统是一个不接地系统，而交流电源是一个接地系统，一旦交流窜入直流，不仅会造成直流系统接地，同时若输入试验的交流电压过高也会造成直流系统上的设备损坏，因此可调的交流电源和保护单元对于直流系统交流窜入告警功能试验模块是必不可少的。试验时将试验仪交流输出接线L线接于+HM、+KM或-KM，N线接于接地点，逐步调升试验电压，当输入绝缘监测装置的交流电压大于其整定值时，绝缘监测装置告警，相应的交流窜直流告警硬接点动作，信号启动反馈单元动作启动微机控制器采样交流电压并予以保存。告警复归测试亦采用相同原理方法。
直流系统绝缘监测装置试验仪可应用于发电厂、变电站内新建和技改工程中新安装的绝缘监测装置各项主要功能的试验，能在装置投运前有效判断其各项功能的正确性，确保设备能正常投运，并能有效降低试验时造成直流系统中其余设备损坏的概率，减少不必要的经济损失，实现该项试验的安全化、可靠化、便携化。
