摘要：本文主要讲述了变压器绝缘油色谱在线监测装置的结构特点，以及绝缘油中溶解气体的主要来源，并对一起变压器绝缘油油中溶解气体色谱异常情况进行了案例分析，可供维修人员进行参考。
关键词：电力变压器；油色谱；监测技术
前言：目前，变压器绝缘油色谱在线监测装置是一种应用愈来愈广泛的绝缘油油中溶解气体在线监测设备。但是普遍存在一些缺陷，例如购置费用较高、检测设备灵敏度较低等。因此本文分析了绝缘油中溶解气体的来源，绝缘油色谱在线监测装置的原理和结构特点，并对一起总烃超标的案例进行了分析，证明了变压器绝缘油色谱在线监测装置对变压器安全稳定运行具有一定现实意义。
1油色谱在线监测的基本原理
依据国内外现有变压器油中溶解气体的在线监测装置普遍特点，得到了变压器油中溶解气体在线监测装置的原理图，如图１所示。启动测量时，气体的分离阀门首先由控制装置启动，静置一段时间之后，便将气体样本通入阀门中，在这个时间段便能完成电路运行、测量等。随后，便要关闭自动阀门，机器需处于待机状态。此指令由ＣＰＵ发出，控制工作由继电器完成，确保装置的速度。变压器油中溶解气体的检测单元主要有：油气分离单元、气体检测气体单元、数据处理单元、数据分析单元、以及控制系统。
图１变压器油中溶解气体在线监测装置原理图
2研究在线监测装置的核心技术
2.1油气分离单元的原理
变压器油是由不同分子量的碳氢化合物组成的混合物，一旦变压器发生故障或潜伏性故障，就会在变压器内部相应部位周围产生特征气体。根据特征气体的组成与含量可以尽早的发现变压器内部的异常状况。一般来说，故障越严重的位置，所产生的特征气体的成分越复杂。
不同的外部条件下会产生不同的动态平衡，此时合理分离混合气体十分重要。油气分离一般采用膜分离技术，在此过程中，高分子膜的选择是十分关键的。实际操作中，常常会使用渗透系数较大的高分子膜。生产过程中，使用的油气检测设备分为分离气体部位和检测气体部位。分离部位使用的膜标准是Ｆ４６，使用的不锈钢板是孔径与厚度均为２ｍｍ的多孔型。传感器室与气室是以隔离状态待机的，大气与传感器室是连通状态，气敏元件是长期带电的，确保设备能够正常工作。若要检测气室中的气体，就要将气室和传感器室连通，隔绝大气，为了使检测过程具有定时性，需要定时开闭电磁阀。
2.2气体检测单元的原理
空气泵投入使用时，油中气体和气室处于动态平衡，气体流通路径与测量管中的温度通过控制恒温箱达到最适。在色谱柱中，气体接触传感头的顺序为H２、CO、CH４、CO2、C２H４、C２H6、C２H2，辅助电路放大之后，会以电信号的形式输出。气体传感单元在检测过程中，灵敏度均比较高，但还是会因为气体特性的原因，出现交叉敏感的问题。从以往的研究结果中发现，解决上述问题仅仅改善单个传感器的选择性能是远远不够的，提高气体传感器的阵列技术才是最现实的解决措施。
2.3具体案例分析
某变电站２０１４年５月中旬，220kV 1号主变压器安装的绝缘油色谱在线监测装置报警。后台数据显示，总烃含量为348μl/L，该主变绝缘油为运行中状态。DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的运行中设备油中溶解气体含量总烃注意值为150μl/L，总烃含量超出标准要求的注意值198μl/L。乙炔和氢气含量符合标准，未超出注意值。通过分析各类色谱特征气体的指标，１号主变压器内部很可能发生了故障。通过检查高低压侧磁屏蔽，发现主变低压侧六处夹件磁屏蔽托板及托板螺栓有发热痕迹。因为使用的螺栓以及夹件支板都是不锈钢材料的，所以这些器件在交变磁场中，交变的磁通量变化会使之产生感应电流即涡流。并且因为接地不良，产生的感应电流不能彻底释放，进而形成悬浮电位，所以就会出现由于夹件支板及螺栓在涡流的作用下出现的发热现象，产生一些特征性气体，干扰测量结果。
3出现油中溶解气体的原因
通常情况下，电力变压器中会用油纸、纸板当绝缘材料。若是变压器的油箱里出现热故障、绝缘老化、放电等不良情况，就会产生一些具有代表性的气态物质，并且有一半气体在绝缘油里。所以探究变压器的故障部位时，可根据绝缘油中溶解气体的主要成分进行判断。
3.1自然溶解气体
变压器中使用的油是隔绝空气的，但不论是在运输过程还是制作过程中，一些气体会直接溶解在油里。所以变压器在投入使用之前，为了防止油中有空气溶解，都会进行脱气操作，但是油中仍然存在少量残存气体。设备开始稳定运转时，绝缘物质会因为自身原因以及外界环境出现老化的现象，在此过程中会产生ＣＯ２、低分子烃类气体以及Ｈ２，油中的溶解度抵达上限时，这些气体的释放量就会增大。
3.2热故障
一般情况下，变压器中的绝缘材料会因为老化出现局部发热的现象。如果产生的热量不会影响裸金属，就只会分解变压器油，进而产生CH4、C２H６等特征气体：若是温度较低，特征气体中含量最多的是CH4；若是温度大于５００℃，H２、C２H４在特征气体中的含量均会增大；若是温度大于700℃，会产生C２H２。如果热量促进固体绝缘材料分解，既会产生小分子的烃类气体，也会形成一些碳氧化合物，例如CO、CO２等，热量要是持续增大，碳氧化合物的含量也会不断增大。
3.3放电故障
当装置中出现放电故障时，装置的内部就会产生火花，绝缘材料的抗老化能力便会减弱。以放电的强弱为依据，将放电故障分为电弧放电、火花放电以及局部放电。
（１）电弧放电主要的判断依据是特征气体比重的突然提升，检测时的特点为特征气体的含量多、时间短。
（２）火花放电的过程不是连续性的，消耗的能量也是比较少的。导致这种故障的原因是铁芯接地不良、开关使用不正常以及引线虚焊不良。
（３）局部放电故障经常会在套管与互感器上出现。用油纸构成的绝缘结构，在其绝缘薄弱、尖端、电场集中的部位出现重复性电击等情况。局部放电时，消耗的能量不同，产生的特征气体也不同。
4故障诊断
不论变压器是在正常运行过程中，还是出现放电故障、过热时，都会产生CO２、CO以及各种烃类气体。实际生产中，很难将发生故障时产生的气体与正常运行中产生的气体分离。与此同时，气体的成分还会被实验检测、电场、环境温湿度影响。所以，以气体组分为依据判断变压器出现故障的原因时，还要参考日常的数据、结构特征、运行环境。
4.1诊断注意值
油中存在的气体有一定的组分要求，以前就提出了相关标准，气体成分的上限量见表１，一旦超过下列数值，就需要进行离线分析操作。
通过实践发现，判断故障是否严重仅仅依靠绝对值是不够的，还要分析产气的速率判断故障的严重程度。产气率直接与故障部位、故障点的温度以及消耗的能力相关。
4.2总烃变化趋势
在长期的实践过程中得出，变压器内会以下列三种规律呈现气体的总烃变化：第一、随着时间的递增，总烃产气率会不断增加，这种故障产生的破坏力度较大，发展速度较快，突发性较强；第二、随着时间的递增，总烃产气率会不断降低，这种故障出现的时间较短；第三、随着时间的递增，总烃产气率不变，这种故障不会影响变压器的使用，只会出现在变压器的某个部位，破坏力度相较于第一种，是比较小的。
5结语
变压器绝缘油色谱在线监测装置的主要优势为得到的数据稳定性较好、检测的气体种类较多、检测数据的可比性较高等。在较大型的电力变压器上安装此种检测装置，可以得到可靠性较高的数据，在日常运行及检修过程中有一定的参考意义。
参考文献：
［１］中国国电集团公司．中国国电集团公司二十五项重点反事故措施［Ｍ］北京：中国电力出版社，２０１５．
［２］李德志．电力变压器油色谱分析及故障诊断技术［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２０１３．
［３］刘勇．新型电力变压器结构原理及常见故障处理［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２０１４．
论文作者:汪坤
论文发表刊物:《电力设备》2019年第5期
论文发表时间:2019/7/8
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