摘要：分析油中溶解气体的含量能预测设备的内部故障，从而防止设备损坏和可能引起的电网大面积停电事故。利用绝缘油中溶解气体色谱分析技术，并结合其他试验手段可随时监视设备的运行状况，这对保障设备甚至电网安全运行可起到积极作用。通过分析主变油中溶解气体的色谱，发现了其内部存在的潜伏性故障。
关键词：绝缘油；溶解气体；色谱分析；应用
导言
我国开展电力用油中溶解气体分析法至今已有50年的历史。利用油色谱分析技术检测分析绝缘油中的溶解气体，能发现充油电气设备中存在的故障，特别是变压器内部的早期故障。这种检测手段可在设备不停电的情况下进行，且不受外界因素的影响，定期分析设备运行时溶解于油中的气体，尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视其发展状况，从而确保设备安全运行。目前，这种检测手段已是变压器故障检测的重要手段之一。
1油色谱分析技术的特点
变压器在正常运行状态下，油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。经验证明，油中各种气体的含量与故障的性质、程度直接有关。因此，在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对尽早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有着非常重要的意义。
2油色谱分析故障分类
2.1过热性故障的原因
在导电回路中，如果分接开关或引线接头焊接接触不良，则会导致低压绕组股间漏磁不均，进而会在焊接头处出现电位差、涡流和股间短路等现象。在磁回路中，如果铁芯短路或多点接地，则漏磁或主磁通会在某些部件上（比如穿芯螺栓）引起涡流发热的现象。
2.2放电性故障的原因
放电性故障的原因包括处于电场集中处的局部放电、某些未接地金属部件上的悬浮电位放电、变压器受潮而引起的围屏或撑条树枝状放电和油流静电放电等。值得注意的是，潜油泵故障或有载分接开关小油箱漏油等，也会引起色谱分析数据异常，进而被误认为内部有放电性故障。
2.3油色谱数据的综合判断分析
2.3.1气体浓度注意值
规定的220 kV及以下变压器的气体浓度注意值为：总烃≤150 ppm；乙炔≤5 ppm；氢气≤150 ppm。
2.3.2气体速率注意值
产气速率包括绝对产气速率和相对产气速率。对于相对产气速率，在气体浓度较小时采取改速率易出现误判断，不宜采用。
绝对产生速率为0.25 mL/h（开放式），0.50 mL/h（隔膜式）；相对产气速率为10%/月。氢的产气率难以确定，这是因为氢的溶解度小，受外界影响大，加之目前使用的多数色谱仪对氢的分析条件不良，因此，导致测试结果的分散性较大。
3电力用油中溶解气体色谱在线监测系统的检测机理及其系统构成
3.1变压器在线监测的机理及基本方法
变压器在线监测，主要是通过对其油中气体加以检测来实现，较为常用的在线监测方法主要有气相色谱法、气敏传感器法、红外光谱法及光声光谱法等。现阶段，我国在油色谱应用上积累了较多的实践经验，油色谱技术也得到了长足发展，给电力用油中溶解气体色谱在线监测提供了技术保障，因此，变压器在线监测中技术成熟度最高，使用最为普遍的是气相色谱法。气相色谱法的主要检测原理是根据色谱柱中的气体组分的不同，借助载气作用，使气体组分产生交换及分离，然后将分离气体转换为电信号，最后对其加以采集处理，最终形成色谱出峰图。
3.2电力用油中溶解气体色谱在线监测系统的组成结构
通过在石化、食品及其他领域的实践证明，变压器气相色谱法在检测变压器实时故障方面效果极为明显。进入新时期后，检测器技术、电气自动化技术及色谱柱技术得以深入发展，变压器气相色谱法也更加便捷灵敏。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆在此背景下研发的变压器气体色谱在线监测系统，在检测方法的自动化程度上得以提高，摆脱了原有的人工采取油样及脱气处理的限制，在基线确定上也实现了由人工到数据处理服务器的改进。电力用油中溶解气体色谱在线监测系统具备了以下特征：第一，实现了油气分离的准确性和高效性，从而使电力用油中溶解气体在变化速度及组分含量的检测上更加精准。第二，在电力用油中溶解气体色谱的数据处理上更加智能化、便捷化及自动化，进一步提高了电力用油中气体浓度的检测水平。第三，电力用油中溶解气体色谱在线监测系统在监测环境的适应性上更强，可以实现在不同监测条件下保持监测的稳定性。
4电力用油中溶解气体色谱在线监测系统的运行流程
电力用油中溶解气体色谱在线监测系统主要运行流程包括热油冷却、萃取油中溶解气体、切换及清洗流路、控制检测器及柱箱的温度、样气定量及进样、调节基线、采集数据、数据分析、诊断故障等。电力用油借助变压器内部的油泵，经由油气分离设备，使电力用油产生分离并形成溶解气体，通过气体萃取装置对溶解气体加以萃取处理，然后借助变压器微型气泵使其被收集到定量管中。在载气的作用下，定量管中收集的溶解气体可以进入到色谱柱中，此时通过检测器记录检测溶解气体中的各组组分气体在色谱柱中的亲和力，可以将带有故障隐患的气体加以分离，如H2、CO、C2H6、C2H2、CH4等，并使之转换为电信号。故障气体的浓度及电信号强度通过色谱数据采集仪器及通讯总线装置，可以传输到数据处理服务器中，电力用油中溶解气体色谱在线监测系统数据处理服务器通过对故障气体加以定量分析，可以得出其含有的总烃含量大小，最后借助于谱峰识别、基线跟踪及故障诊断专家系统，可以判断出变压器故障气体的演变趋势，进而分析得出变压器故障部位，以为变压器检测维修人员提供准确参考。
5变压器故障
5.1色谱分析和故障判断
5.1.1故障判断
因主变的总烃超过了注意值，《规程》中规定，“仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考查故障的发展趋势，即分析故障点的产气率”。因此，我们分阶段计算了该主变的绝对产气速率。其中，2004-09-08—10-21段的产气率最高，为0.47 mL/h，接近《规程》中规定的注意值0.5 mL/h。虽然产气率没超过注意值，但与同厂、同型号的变压器相比，产气率仍较高，进而判断其内部存在故障。
5.1.2结合数据判断故障
利用三比值法，我们只知道该故障为介于300～700℃中等温度范围的热故障。但该故障属于连接不良故障，还是铁磁回路故障（比如铁芯短路、外壳上的涡流和铁芯多点接地等）仍无法作出判断。根据电气试验数据，其高压侧直流电阻的最大不平衡系数为1.2、低压侧直阻的最大不平衡系数为0.39，均低于标准值；铁芯对地绝缘电阻为300 MΩ。上述试验帮助我们排除了连接不良故障、铁芯多点接地故障和外壳涡流故障的可能。因此，该故障极有可能是铁芯上的局部热故障。
5.2故障原因分析
5.2.1吊钟罩和芯部的检查结果
通过检查吊钟罩，发现上铁轭靠近A相绕组顶端的散热油道处有1块1 cm×3 cm的黑色异物。将黑色异物取下后，该处油道两侧的硅钢片已碰接在一起。经分析，黑色异物的主要成分为油垢。由此可见，该变压器在铁芯上存在局部故障，与上述色谱分析的结论一致。
5.2.2原因分析
在2004-09—11，该主变的铁芯上一直存在局部发热的现象，故障点周围的油分解为气体的同时形成了油垢。故障初期，故障点能与油充分接触，故障点的发热功率可充分用于分解其周围的油。因此，该阶段的产气率较高；随着时间的推移，油垢逐渐沉积在故障点上，使故障点无法与油直接接触。因油垢是热的不良导体，导致故障点的部分发热功率沿铁芯散发。这样用于分解油的发热功率随油垢的增加而不断减少，即绝对产气速率随时间的推移不断下降。这就是该主变的绝对产气速率随时间变化而减小的原因。
结束语
油溶解气体分析法是一种先进的检测技术，它已在电力、供电部门的充油设备管理中得到重视，且对变压器的维护、保养起到了关键性的指导作用。它不仅能判断设备中存在的故障，还能分析故障的性质和大概位置，以进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，从而保证电力系统安全运行。
参考文献：
[1]何志编.电力用油[M].北京：水利电力出版社，1986.56-59
[2]李红雷.油浸电力设备在线色谱监测及诊断系统的研究[D].上海：上海交通大学，2009.78-80
论文作者:张茹
论文发表刊物:《电力设备》2017年第33期
论文发表时间:2018/4/17
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