随着社会经济的高速发展、科技水平的不断进步及人民生活水平的日益提高，对电网质量也有了更高的要求。电力变压器作为保障电力系统稳定、安全运转的最关键核心设备，确保其安全稳定运行至关重要，因此迫切需要对运行中的电力变压器进行多方位状态监测。目前，油浸式电力变压器应用最为广泛，绝缘油作为电力变压器的重要组成部分，具有加强绝缘、冷却、灭弧的作用。绝缘油长期在光、电、热的作用下会产生CO、CO2、H2以及低分子烃(CH4、C2H6、C2H4、C2H2)。目前，通过油中溶解气体分析能够较好地判断出油浸电力变压器内部故障[1-3]。
传统的油中溶解气体分析方法不能实时、直观、有效地对电力变压器进行监测，影响设备的运行稳定性和试验的准确性，不能满足对运行中电力变压器进行实时监测的需求[4-6]。目前，电力变压器油中溶解气体在线监测技术包括传感器阵列法、气相色谱法、光声光谱法等，[7]围绕电力变压器局部放电这一检测技术进行了分析介绍，着重探讨了电力变压器局部放电检测技术的研究现状和接下来的发展，同时也对电力变压器局部放电检测技术光测法、红外检测法等原理进行了介绍。[8]基于油中溶解气体分析的电力变压器故障诊断技术的产生背景、研究现状和发展方向，可以根据色谱分析结果进一步判断设备内部是否存在异常，推断故障类型及故障能量等。[9]搭建了光声光谱平台对变压器油中溶解气体进行分析，给出了具有红外特征吸收峰的故障特征气体相对应的特征频谱，并采用最小二乘法对特征气体进行了定性和定量分析。[10]将模糊聚类技术引入了电力变压器油中溶解气体分析，在对所收集的183组电力变压器绝缘故障样本进行了多层树形聚类的基础上，通过多次分析绝缘故障，得到了一种高准确度的故障诊断方法。
目前，油中溶解气体在线实时监测技术的气相色谱法原理及其应用的相关国内外研究较少。本文对气相色谱法的工作原理及应用展开研究，并利用气相色谱法对电力变压器内部故障进行判断分析，然后结合局部放电测试、铁芯接地电流测试以及红外精确测温进行进一步判断，最后通过对变压器油进行滤油脱气处理以及抽真空去除变压器绝缘层表面潮气验证该检测方法的正确性和可行性。
1 气相色谱法原理
气相色谱法原理是根据混合气体对不同物质的亲和性、吸附能力的不同等特质，对其进行分离、分析的一种方法[11-13]。气相色谱法油中溶解气体在线监测系统由色谱数据采集器、主站单元及监控软件组成，组成示意图如图1所示。其中，色谱数据采集器由油样采集单元、油气分离单元、气体监测单元、数据采集单元、现场控制与处理单元、通信控制单元及辅助单元组成，辅助单元包括色谱数据采集器内的载气、变压器接口法兰、油管及通信电缆等。
图1 气相色谱法油中溶解气体在线监测系统组成示意图
油中溶解气体气相色谱分析的基本原理是采用真空压差法将变压器油吸入油样采集装置，油样通过油泵进行循环；油气分离单元将溶解在油中的气体快速分离到气室中，内置的微型气体采样泵将分离出的气体样品输送到六通阀的定量管中，并自动注入样品；在载气的推动下，通过色谱柱分离出的样品气体依次进入气体检测器；数据采集单元完成AD数据的转换和采集，嵌入式处理单元对采集到的数据进行存储、计算和分析，并通过通信控制单元(RS-485/CAN等)以太网接口将数据接入服务器；最后，监控软件进行数据处理及故障分析[14-15]。
2 油中溶解气体的气相色谱分析
合格的绝缘油溶解气体中只含有N2、O2、CO2。而在电和热的作用下，特别是当电力变压器出现过热或放电故障时，绝缘油和绝缘材料会分解为氢气和低分子烃。由于变压器内部故障类型不同，气体含量和成分也不同，因此基于油中溶解气体在色谱柱中停留的时长进行气相色谱分离。气相色谱分离公式为：
α=(tR2-tR1)/(tR1-t0) (1)
式中，α为分离度；tR2为待测气体在色谱柱中的停留时间；tR1为混合气体在色谱柱中的停留时间；t0为载气通过色谱柱所用时间。通过油中溶解气体含量来判断故障原因及程度，及早发现变压器内部故障，避免事故扩大，减少损失。
在对油中溶解气体进行色谱分析时，把CH4、C2H6、C2H4、C2H2气体总称为总烃。当电力变压器内部过热时会产生CH4、C2H6、C2H4、C2H2低分子烃，当有放电现象时会产生C2H2,当内部受潮或局部放电时会产生H2,当固体绝缘老化或过热时会产生CO和CO2。当油中溶解气体出现以上故障表征时，需进行进一步检测分析，并结合气体绝对增长速率和相对增长速率进行进一步判断[16]。
气体绝对增长速率计算式为：
γa=Ci,2-Ci,1(2)
3 综合诊断应用实例
3.1 故障诊断及分析
试验人员监测到某220 kV变压器油中溶解气体H2含量为167.22 μL/L,不满足《国家电网公司变电检测管理规定(试行)》中220 kV主变氢气应不高于150 μL/L的要求，其余气体无明显增加，绝缘油简化试验无异常，具体数据见表1。
表1 220 kV某主变油质简化试验数据
|
项目 |
参数 |
项目 |
参数 |
|
介损tanδ(90 ℃)/(%) |
0.00134 |
水溶性酸(pH)值 |
6.1 |
|
击穿电压/kV |
66 |
酸值/(mgKOH/g) |
0.023 |
|
微水/(mg/L) |
5.0 |
闪点(闭口)/℃ |
157 |
|
机械杂质 |
无 |
游离碳 |
无 |
|
结论 |
合格 |
结论 |
合格 |
根据试验结果和特征气体法分析，H2含量超标，CO、CO2、总烃含量正常，故障类型初步判断为变压器受潮。经试验人员研究，决定对该主变进行油色谱跟踪分析，待确定原因后适时开展消缺，跟踪分析数据如图2所示。通过对该主变进行为期42天的油色谱跟踪分析，发现氢气含量缓慢增长，其余气体含量无明显变化。对第42天的油中溶解气体进行气相色谱分析，特征气体谱图见表2。结合图2和表2对该主变的氢气进行增量计算，计算结果如图3所示。
综上分析可知，仅氢气含量缓慢增长，其他气体含量正常。在对该主变油中溶解气体跟踪分析过程中，试验人员对该主变外观等进行检查，未发现渗油、密封不良等现象。随后进行了局部放电测试、铁芯接地电流测试以及红外精确测温，未发现异常。
根据相关信息，变压器本体总含水量99%存在于固体绝缘纤维中，而变压器油中的含水量不足1%,主要原因是纤维对水有强大的亲和力。经测量，变压器绕组绝缘电阻、吸收比试验、绕组介损测试、泄漏电流测试等试验数据均合格，因此推测变压器内部固体绝缘材料表面受潮引起油中氢气含量超标，故推断故障原因为变压器受潮[17-18]。
图2 220 kV某主变油色谱试验跟踪分析数据
表2 220 kV某主变气相油色谱数据分析
名称 谱图
结论 H2含量超过注意值
图3 氢气增量计算分析
3.2 故障处理及分析
电力变压器油受潮可以经净化去除水分，提高变压器油的绝缘强度，降低油质劣化的速度。本文采取以下措施进行处理：首先对变压器油进行过滤和脱气处理，其次抽真空去除变压器绝缘层的表面潮气，如图4所示。
图4 变压器油处理过程示意图
电力变压器经滤油脱气及抽真空处理完毕后进行油色谱试验，氢气含量为21.24 μL/L,结果合格，变压器恢复正常运行方式。
为保证本次处理结果的准确性，对该变压器进行为期一个月的油色谱跟踪分析，分别取第3、7、14、21、28、35天的试验结果进行分析。试验结果表明，各特征气体含量正常，氢气含量均在30 μL/L以下且趋于稳定，结果合格，数据见表3,处理后第35天氢气谱图如图5所示。
表3 220 kV某主变油色谱试验数据
μL/L
μL/L
|
气体类型 |
3天 |
7天 |
14天 |
21天 |
28天 |
35天 |
|
H2 |
21.24 |
22.35 |
27.27 |
28.18 |
28.61 |
28.27 |
|
CO |
27.31 |
40.26 |
44.26 |
55.94 |
59.01 |
55.86 |
|
CO2 |
304.6 |
425.7 |
465.7 |
554.8 |
559.34 |
583.01 |
|
CH4 |
1.56 |
2.01 |
2.07 |
2.49 |
2.25 |
2.56 |
|
C2H4 |
0.18 |
0.18 |
0.19 |
0.26 |
0.23 |
0.24 |
|
C2H6 |
0.56 |
0.59 |
0.37 |
0.47 |
0.4 |
0.47 |
|
C2H2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
总烃和 |
2.31 |
2.79 |
2.65 |
3.23 |
3.99 |
3.27 |
图5 处理后第35天氢气谱图
3.3 验证结论
本文基于气相色谱法原理对电力变压器进行油中溶解气体分析，并结合实际情况对某220 kV变压器油中溶解气体H2超标进行气相色谱分析，判断为变压器油受潮。通过对变压器油滤油脱气、抽真空处理后，油中氢气含量正常，并且跟踪分析设备正常运行，为设备检修提供了依据。
4 结语
本文首先介绍了气相色谱法原理及其在油中溶解气体监测中的应用，为电力变压器油中溶解气体在线监测提供了理论依据。电力变压器油中溶解气体在线监测是诊断主变运行状态及内部过热、放电等缺陷的重要检测手段。针对特征气体数据异常情况，要加强检测，跟踪分析，观察各特征气体变化趋势，并适时结合红外测温、超声局放检测等带电检测手段进行诊断分析。通过故障判断，掌握主变运行情况，制定有效的检修方案，并有针对性地进行故障排查，在发现问题后应及时分析，缩小故障范围，为设备检修提供依据，提高检修效率和经济效益。
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