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摘要：目前大部分变压器使用绝缘油作为绝缘介质，绝缘油与油中的固体绝缘材料（纸和纸板等）在变压器运行过程中因电、热、氧化和局部电弧等多种因素的作用逐步氧化变质，裂解成低分子气体；变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。随着故障的缓慢发展，裂解出来的气体形成泡在油中经过对流、扩散作用，就会不断地溶解在油中。这部分油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度。
关键词：变压器油；溶解气体；线监测；诊断技术
引言
目前，电力变压器油中溶解气体在线监测，是公认最为有效的对变压器内潜伏性故障在线监测方法，已广泛用于不同电压等级的变电站。现场运行情况表明，油中溶解气体在线监测装置在实际使用中经常出现漏报、误报等情况，导致不能及时对变压器进行检修而使变压器损坏，或造成不必要的停运检修，浪费人力物力。分析其原因主要有：安装不当、使用环境与条件多变等，因此有必要对溶解气体在线检测装置的准确性进行现场校验与分析，而目前我国在此领域尚处于起步阶段。通过研究油中溶解气体在线监测系统的现场校验技术，不仅可大幅提高监测装置监测效果，还有较高的应用推广价值。
1油中溶解气体在线监测装置关键技术
1.1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。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。
1.2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。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，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。
1.3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 。
（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，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 ，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。
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（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。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。
2标准油样的制取方法
2.1定量法配置标准油样
定量法是指，当配置标准油样的油中气体目标含量低于油的溶解度时，根据所需的浓度，将定量的特征气体注入纯净的油样之中，获取标准油样。采用定量法可以直接获取用于校验油在线监测装置烃类气体最低检测浓度的标准油样或者低浓度标准油样。根据Ｑ／ＧＤＷ ５３６—２０１０中的规定，校验用低浓度标准油样中烃类气体的含量应小于１０。当配置较高浓度的标准油样时，受到油中气体溶解度的限制，仅靠增大油中气体的注入量是无法实现的，因此，定量法无法配置气体浓度较高的标准油样。
2.2 饱和法配置标准油样
较高浓度的标准油样可采用饱和法来配置。采用饱和法时，需要根据油中溶解度计算出所需气体的浓度，并配置出混合标准气体。通过将标准气体通入油中获取标准油样。
通过对饱和法的试验探究表明，混标法配置中高浓度标准油样的方法是可行的。尽管通过定量法和标准油样法可以成功配置相应浓度的标准油样，但是整个过程中都有人工干预，费时费力。需要研制一套自动化的油中溶解气体在线监测装置校验仪，以实现标准油样的自动配置工作。
2.3仪器标定问题
为保证在线监测系统测试数据的精确性，以及防止认错色谱峰导致油中溶解气体监测系统误判，需要定期标定。但油中溶解气体在线监测系统由于处在各个变电站且变压器数量众多而无法实现频繁的标定，目前可以采用2种方法：
方法一，采用油中溶解气体在线监测系统校准仪，这种仪器一般应用于厂家出厂检测，但也可以用于现场标定在线监测装置。
方法二，考虑在油中溶解气体在线监测系统中增加一个装置自动标定的功能模块，并内置一个小的标准气瓶，按事先设定好的周期让系统自动标定。
方法一需要检修人员定期进行标定，这种标定手段对于数量不多的在线监测系统是可行的，但如果变压器数量多则大大增加检修人员的工作量。方法二在理论上是可行的，且实现难度并不大，目前已经有部分厂家在试验该模块，应用该模块只需定期更换标准气瓶即可实现自动标定。一般标定所需要的标准气是相当少的，1瓶标准气可以使用1年时间。更换标准气瓶操作方便，由运维人员定期更换即可。
结束语
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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论文作者:王婧妍
论文发表刊物:《电力设备》2017年第8期
论文发表时间:2017/7/17
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