变压器油中溶解气体在线监测装置准确性分析

变压器油中溶解气体在线监测装置准确性分析
徐湘忆;陈璐;熊鸣翔;毛玮韵;李悦;吴天逸
【摘要】变压器油中溶解气体在线监测是近年来应用较为成熟的输变电设备状态监测技术,为了分析基于不同原理和关键技术的在线监测装置其现场应用情况,通过将在线监测数据与离线检测数据进行比对,对上海地区主要厂家在运油中溶解气体监测装置的准确性进行了评估,为今后油中溶解气体在线监测装置选型提供了参考依据.结果表明:基于气相色谱原理的装置测量误差基本满足要求,采用光声光谱技术的装置误差较大.
【期刊名称】《电力与能源》
【年(卷),期】2016(037)003
【总页数】6页(P295-300)
【关键词】变压器;油中溶解气体;在线监测;气相色谱
【作者】徐湘忆;陈璐;熊鸣翔;毛玮韵;李悦;吴天逸
【作者单位】国网上海市电力公司电力科学研究院,上海200437;国网上海市电力公司电力科学研究院,上海200437;国网上海市电力公司电力科学研究院,上海200437;国网上海市电力公司电力科学研究院,上海200437;国网上海市电力公司电力科学研究院,上海200437;国网上海市电力公司电力科学研究院,上海200437【正文语种】中文
【中图分类】TM411
变压器是电网系统的核心设备之一。

在油浸式电力变压器运行过程中，绝缘油和有机绝缘材料在放电、过热作用下，可以分解出H2，CH4，C2H6，C2H4，C2H2，CO和CO2等特征气体[1]，这些故障气体的组成和含量与变压器故障类型及其严重程度有密切关系。

由于传统定期取油样的离线分析手段在检测周期上具有局限性，近年来变压器在线监测技术发展迅速。

通过在线监测装置对变压器油中溶解气体进行实时而连续的监测，可及时发现变压器内部存在的潜伏性故障，并持续跟踪其故障发展趋势[2-3]。

随着电网设备状态检修工作的不断推进，油中溶解气体在线监
测装置在现场的实际应用也越来越广泛。

本文分析了不同原理和技术的油中溶解气体在线监测装置现场应用情况，对各类装置的性能和测量准确性进行了比对，为油中溶解气体在线监测装置的应用和选型提供参考依据。

国网上海市电力公司根据国网公司要求，于2010年启动了输变电设备状态监测系统建设，通过部署实施、系统试运行、完善验收等几个阶段，2012年底完成了系统建设。

经过几年的推广应用，目前系统运行良好，在运油中溶解气体在线监测装置主要由A、B、C、D四个厂家生产(见图1)，各厂家装置技术条件见表1。

2.1 装置基本组成
多组分油中溶解气体在线监测装置一般由油
气分离单元、混合气体检测单元、数据处理单元和网络接入单元等几部分组成[4-5]，如图1所示。

首先对变压器取油样，进行油气分离，从油中获取所需混合气体，再对混合气体进行检测，将气体浓度信号转换成电信号，经数据处理单元再转换成相应的数字信号后，通过网络接入单元将监测数据传送给主机。

多组分油中溶解气体在线监测装置的关键技术在于油气分离和混合气体检测[6-7]。

2.2 油气分离
油气分离是油中溶解气体在线监测的关键步骤，其气体萃取的效果和速率直接影响
装置检测的准确性和实时性。

目前应用于在线监测装置的油气分离方法主要有：薄膜渗透法、真空脱气法、平衡取气法和吹扫捕集法等。

(1)薄膜渗透法借助有机合成的高分子膜来透析各种气体，国内使用较多的有聚四
氟乙烯膜[8-10]。

渗透膜加工简单，成本低，但油气平衡所需时间较长，并且膜易老化，目前在线监测装置中应用较少。

(2)真空脱气法主要有波纹管式和真空泵式，利用多次伸缩产生真空，使气体从油
中脱出，脱气效率较高，结构相对简单，目前被多家监测装置厂家所采用。

(3)平衡取气法通常采用振荡或搅拌平衡的方式，搅动油样脱气，使油中溶解气体
在气、液两相达到分配平衡，根据分配定律得出油样中各气体组分浓度[11]。

此法较薄膜渗透法速度快，但油、气无物理分界面，且溶解对气体有稀释作用，降低了之后气体检测的灵敏度。

(4)吹扫捕集法就是通过载气吹扫油样后，油中气体组分随载气逸出，被收集到装
有吸附剂的捕集器中进行浓缩，然后迅速切换到色谱柱分离[12-14]，具有脱气时
间短、重复性好等优点，可提高低浓度组分的分析精度。

2.3 混合气体检测
混合气体检测方法主要有气相色谱法、传感器阵列法和光声光谱法等[15]。

(1)气相色谱法是目前油中溶解气体监测装置使用最广泛的气体分离和检测方法。

经油气分离脱出的混合气样通过色谱柱进行分离，不同气体依次进入检测器进行检测。

气体检测器的测量精度对检测结果有较大影响，应用较多的有半导体气敏传感器和微型热导检测器[16]，均为广谱型检测器。

采用半导体气敏传感器检测，电路简单、成本低、灵敏度高，缺点是响应非线性，且传感器寿命较短。

微型热导检测器一般由热导池及电桥电路组成，响应线性度好、使用寿命较长，但成本高，对载气要求也高，载气不纯会降低检测灵敏度。

(2)传感器阵列法是指用多个传感器对应检测不同的气体[17]，通过神经网络等算
法计算得到混合气体各组分的浓度。

该方法需解决传感器交叉响应问题，实际应用厂家并不多。

(3)光声光谱法基于气体光声效应，即气体分子吸收特定波长的电磁辐射后温度上升，导致密闭气室内气体压力增高，如采用脉冲光源照射气体，可通过微音器探测与脉冲光源频率相同的压力波来检测气体浓度[18-19]。

该方法具有非接触性测量、无需色谱柱分离和消耗载气等优点，但成本价格偏高，装置运行稳定性和现场抗干扰能力也有待进一步考证[20]。

选取上海地区四个厂家已投运油中溶解气体在线监测装置进行测试分析，将在线监测数据与定期离线检测数据作对比，如表2和表3所示。

测量误差(相对)=(在线监测装置测量数据-实验室气相色谱仪测量数据)/实验室气相色谱仪测量数据×100%
测量误差(绝对)=在线监测装置测量数据-实验室气相色谱仪测量数据
按式(1)、式(2)计算在线监测装置测量误差，并对照表4分析偏差值是否满足标准要求[21-22]。

四类在线监测装置误差曲线见图2～图4。

图2为监测装置H2、CO和CO2气体含量与离线检测结果的误差曲线。

从图2
中可以看出，四类在线监测装置CO2测试误差均满足小于±30%的要求。

装置A
的H2、CO 测试误差也较小，在±30%以内，而装置B和装置C的H2、CO误差较大，部分达到±30%～±50%；装置D的H2、CO测试误差非常大，部分接近
或超过±100%。

图3为监测装置CH4、C2H6、C2H4气体含量与离线检测结果的误差曲线。

从图3中可以看出，装置A的CH4、C2H6、C2H4气体含量与离线测试结果的误差基本满足小于±30%的要求，仅有一次CH4测量值略微超限，达到31.25%。

装置B 和装置C的CH4测试误差较小，在±20%内，但C2H6、C2H4的测试误差部分
达到±30%～±50%。

装置D的CH4、C2H6、C2H4误差超标严重，部分接近甚至超过±100%。

由于C2H2是反映主变潜伏性故障的重要特征气体之一，图4单独将C2H2含量
在线与离线数据进行分析。

A、B、C三类监测装置的在线与离线测试结果非常接近，绝对误差最大仅为0.2 μL/L，满足标准规定。

但装置D的C2H2测试误差部
分达到1.4 μL/L，超过标准规定的0.5 μL/L要求。

结合表1各厂家监测装置技术条件进行分析，发现不同厂家装置间的差异主要体
现在油气分离和混合气体检测等关键技术。

综合比对结果得到，装置A的性能要
优于其他几类装置，由于采用了吹扫捕集的脱气技术，油中气体组分经过多次萃取，提高了低浓度组分的检测灵敏度；同时，使用的微型热导检测器较之半导体传感器，响应线性度和测量稳定性更好，所以装置A的测量准确性最高。

装置B和装置C
采用的都是真空脱气法，所用检测器均为半导体气敏传感器，这两类装置在H2、CO气体检测方面表现稍弱，数据波动相对较大，但其他油中含气量的变化趋势基本与离线检测结果吻合。

基于光声光谱检测原理的装置D表现最不理想，除了
CO2的测量误差在要求范围内，其他气体组分测量误差均超标，且部分烃类气体
误差超标严重。

本文通过对上海地区四类主要油中溶解气体在线监测装置进行比对分析，得出基于气相色谱法的在线监测装置原理较成熟，装置检测性能基本满足标准规定要求，监测数据虽与实验室离线检测结果有一定误差，但考虑到实验室分析取样时的油温与在线监测装置现场检测时变压器运行油温不一致，加之环境温度、湿度、电磁干扰等影响的因素，基于该原理的监测装置还是可以较为真实地反映变压器内部运行状况，对变压器状态评价或故障诊断具有一定的参考依据。

根据测试比对结果，采用吹扫捕集的油气分离技术、使用微型热导检测器的在线监测装置，其测量性能更稳定，准确性更高。

经过比对试验，基于光声光谱技术的在线监测装置现场应用效果并不理想，误差浮动较大，超标严重，在技术指标上与目前运用相对成熟的气相色谱在线监测装置存在明显差距，稳定性较差，且该类产品主要依靠进口，价格昂贵，从产品性价比角度来讲，不建议大范围推广。

目前油中溶解气体在线监测数据对变压器故障诊断只能起到初筛的作用，还需实验室离线检测再次确认。

部分在线监测装置在投运后没有定期校准，因此，受现场环境影响装置长期运行后的检测结果偏差较大，准确性不满足标准要求。

建议运行单位进一步完善在线监测装置的运维管理规定，至少每两年安排一次现场校验，每半年开展一次在线与离线检测数据的比对，当在线监测数据偏差较大时，及时安排厂家或维护单位进行校准处理。

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