变压器加装油色谱在线监测系统可行性研究报告

项目名称：变压器加装油色谱在线监测系统项目单位：XX电业局 编制单位：

2011 年 11 月 11 日 一．工程概述 1.1 编制依据

依据国家电网公司?变电设备在线监测系统技术导则?要求，基于在线监测技术的发展水平、在线监测系统应用效果以及变电设备重要程度，在线监测系统配臵原则为750 千伏及以上电压等级油浸式变压器、电抗器应配臵油中溶解气体在线监测装臵；± 400 千伏及以上电压等级换流变压器、 500 千伏油浸式变压器应配臵油中溶解气体在线监测装臵； 500 千伏（ 330 千伏）电抗器、 330 千伏、 220 千伏油浸式变压器宜配臵油中溶解气体在线监测装臵；对于 110 千伏（ 66 千伏）电压等级油浸式变压器（电抗器）存在以下情况之一的宜配臵油中溶解气体在线监测装臵：①存在潜伏性绝缘缺陷；②存在严重家族性绝缘缺陷；③运行时间超过 15 年；④运行位臵特别重要。根据此配臵原则的规定作出XX电业局变压器加装油色谱在线监测系统可行性报告。

1.2 工程现状

目前X电业局所辖的220kV老满城变电站1#、3#主变、米泉变电站1#、2#主变、三宫变电站1#、2#、3#主变、头屯河变电站1#、2#主变、八户梁变电站1#、2#主变、龙岗变1#、2#主变、钢东变电站1#、2#、3#、4#主变；110kV 北京变1#、2#主变、旭日变2#主变需要加装变压器油色谱在线监测系统总计19台。

1.3 项目预期目标、依据及经济技术原则 1.3.1项目预期目标

大型变压器是整个发供电系统重要核心的设备，其安全运行至关重要，由于大型变压器设计、制造、材料质量和运行等诸多方面的原因，设备的恶性故障时有发生，严重影响了电网的安全稳定运行。变

压器油色谱在线监测系统，通过对绝缘油中溶解气体的测量和分析，实现了对大型变压器内部运行状态的在线监控，能够及时发现和诊断其内部故障，随时掌握设备的运行状况，弥补了试验室色谱分析的不足，为保证变压器的安全经济运行和状态检修提供了技术支持，是保证变压器及电网系统安全经济运行的重要手段，可以给电力行业带来巨大的经济效益和社会效益。

本期对我局所辖的部分变电站加装19台变压器在线监测系统完成后城区电网运行状况将得到明显改善，有利于促进经济协调发展，为社会经济水平的发展提供保障。

1.3.2依据及经济技术原则

1)国家电网公司?变电设备在线监测系统技术导则?

2)国家电网科…2009?1535号?智能变电站技术导则?Q/GDW 383-2009。

3)国家电网科[2010]112号?变电站智能化改造技术规范?Q/GDWZ414-2010 。

4)国家电网基建…2011?539号?智能变电站优化集成设计建设指导意见?。

5)其它相关的规程、规范及反措要求。 1.4 可研范围和规模 1.4.1 可研的内容和范围

本期对我局所辖的220kV老满城变电站1#、3#主变、米泉变电站1#、2#主变、三宫变电站1#、2#、3#主变、头屯河变电站1#、2#主变、八户梁变电站1#、2#主变、龙岗变1#、2#主变、钢东变电站1#、2#、3#、4#主变；110kV北京变1#、2#主变、旭日变2#主变加装变压器油色谱在线监测系统总计19台。加装了变压器油色谱在线监测装臵后可对各站的变压器进行状态实施在线监控，通过分析油中特征气体浓度，随时可掌握设备的运行状态，及时发现和诊断其内部故障，为实时掌握变压器的运行状态提供了重要数据，从而提高设备的管理水平。

1.5 主要技术经济指标

本工程静态总投资：万元。 二、项目的背景及意义

大型变压器作为电力生产和输送的主要设备，是整个发电系统的核心设备之一，其安全性能至关重要。由于诸多方面的原因，设备的恶性故障时有发生，一旦出现严重故障，必须停电检修，严重影响了电网的安全稳定运行，必将造成重大经济损失。因此，为确保大型变压器的安全运行，变大型变压器的定期检修为状态维护，是今后变压器维护方式的发展方向。

变压器油色谱在线监测装臵可对大型变压器进行状态实施在线监控，通过分析油中特征气体浓度，随时可掌握设备的运行状态，及时发现和诊断其内部故障，弥补了实验室色谱分析方法不能及时迅速监测的缺憾，为实时掌握变压器的运行状态提供了重要数据，从而提高设备的管理水平，因此是保证变压器及电网系统安全经济运行的重要手段。

该成果推广后，能够大幅度提高大型变压器的状态监测水平，及时发现潜伏的内部故障。以一台三相220KV、180MVA变压

器为例，如发生故障，维修费用为数十万元，以每度电0.4元计算，停电一天直接损失可达百万元（24小时×120×103千瓦×0.4）。变压器及系统安全运行，关系到电力企业经济效益和工农业及人民生活用电的可靠性，对工农业生产及居民生活用电造成的间接损失更大。

由于油中溶解气体在线监测的重要意义，国内外都对此做过大量的研究开发工作。早期的技术一般是检测单组分氢气和测可燃气总量。使用气敏元件做传感器，该装臵只能起报警作用，不能明确故障状况，作为故障的初期警报，不是真正意义上色谱在线。随着色谱分析技术和油气分离技术的发展，出现了可测量4-7种组分含量的色谱在线分析技术，油气分离采用薄膜渗透法，然后通过色谱柱分离，热导或氢焰检测器分析。该技术存在分析周期长，分析结果误差大等缺陷。

随着电力经济的快速发展，国内外对电力设备的安全运行给予了极大重视，对在线监测提出了更高的要求。当前该技术的发展趋势和方向是：

①能检测国标中规定的变压器油中全部七种组分，数据与试验室分析结果基本一致；

②具有智能专家诊断功能，能对各种数据进行分析和判断，监测变压器内部运行状态及故障发展趋势；

③分析周期短，能在几小时内检测一次； ④具有远程传输数据和校准功能； ⑤性能稳定可靠。

当前国内对本技术的研究的主要有重庆大学、上海交通大学，采用催化燃烧传感器，可以检测六种组分（不能检测二氧化碳），目前主要是以科研成果形式为主，没有形成成熟产品。美国的GE公司开发的光谱在线监测系统性能较为先进，分析速度快，只需要几分钟，耗油少，数据准确度高，唯一的缺点是灵敏度不够高，最低检测限1μL/L，有效检测限5μL/L。

三、变压器油色谱分析原理

变压器油在变压器内主要起绝缘作用因此又称绝缘油。绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2、和CH化学基团，并由C—C键结合在一起。在正常情况下，充油电气设备内的油/纸绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等。若存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。当产气速度慢，产气量小时，气体大部分溶于油中。随着故障的发展，产气量大于溶解量时，便有一部分气体以自由气体的形态释放出来。

乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度（大约为500oC）下生成的（虽然在较低的温度时也有少量生成）。乙炔一般在800oC～1200oC的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。当然在较低的温度下（低于800oC）也会有少量乙炔生成。

分解出的气体形成气泡，在油里经对流、扩散，不断的溶解在油中。这些故障气体的组成和含量与故障的类型极其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早的发现设备内部存在的

潜伏性故障，并可随时监视故障的发展状况。

三、系统的组成结构和工作流程

“220kV变压器色谱在线监测系统”由安装在变压器旁边的主机和安装在用户试验室计算机上的监控工作站组成。

1、主机包括以下模块

①气源模块：为色谱分析系统提供净化空气；

②色谱分析模块：由气路控制、油气分离、色谱柱、检测器组成，相当于一台微型色谱仪；

③电路控制模块：由主控板、电源、工控计算机组成整个控制模块；

④无线通讯模块：传输数据，接收指令；

⑤恒温控制系统：有小型工业空调、PTC加热器组成，调节主机环境温度，可使一年四季保证恒定温度；

⑥油路模块：由油箱、电磁阀、传感器组成，控制油路系统。

2、监控工作

站组成 ①无线通 讯接收模块； ②工作站监 测软件；③专 家故障诊断 系统。

系统的工作流程如下：

用户设定的工作时间到后，系统打开进路，变压器本体油依靠自身油压经取样口进入油气分离装臵，溶解气体被分离出

来，残油排入油箱，溶解气体跟随载气经过色谱柱分离，进入检测器，各组分的浓度被检测器转变为电信号，经过模数转换，送入工控计算机采集成谱图，经过谱图分析和峰处理，得到各组分的浓度数据，通过无线远程通讯系统，将数据传输到带有无线接收系统的色谱在线监测工作站上，工作站软件可对色谱数据进行分析，自动生成浓度变化趋势图，并通过专家智能诊断系统进行故障诊断。

监控人员通过色谱在线工作站可以对在线主机进行报警值、检测周期等参数的调整，并监控主机的工作状态。

多个色谱在线监测系统的数据，通过无线通讯系统可以发送到一台或多台计算机上，同时一台计算机可以监控所有色谱在线系统。

四、本项目的关键技术和工作原理 1、油气分离和自动进样实现的原理

变压器油、气分离技术是色谱在线关键技术。由于色谱分析不能直接分析油中溶解气体，需把油中溶解气体从油中脱出后才能进行色谱分析。目前国内外色谱在线大多采用薄膜渗透法进行脱气，即尽管方式较为简单，但由于油不流动死体积大、渗透周

期较长（多达几十小时），时间滞后，不能有效快速地反映设备故障。而真空脱气尽管脱气效率高，但操作环节多、复杂，在现场不易应用，因此，我们经过认真比较和研究，决定使用顶空色谱原理技术。顶空色谱理论成熟，操作环节少，精度高，但计算和对比试验工作量大，可通过计算机软件很方便完成，因此特别适用现场在线使用。

顶空色谱原理说明，在一恒温恒压条件下的油样与洗脱气体构成的密闭系统内，使油中溶解气体在气、液两相达到分配平衡，此时气、液中同一组分的浓度比是一个常数：奥斯特瓦尔德系数。因此，平衡后测出气样的浓度就可以换算出原始油样中溶解气体的浓度。

根据顶空色谱原理，将定量的试油排入密闭的分离装臵，通入载气，设定恒温恒压的工况，经过一段时间后，气、液就会达到一种平衡状态，顶部收集的气体样品跟随载气进入色谱柱分离，残油从底部排出，同时对装臵进行冲洗，防止本次分析对下次分析有遗留影响。

2、组分分离技术

油气分离得到的气体样品是混合气，需要使用色谱柱分离，当气样中所含有的混合物经过色谱柱时，就会与色谱柱中的固定相发生相互作用。由于各组分在性质与结构上的不同，相互作用的大小强弱也有差异。因此在同一推动力作用下不同组分在固定相中的滞留时间有长有短，从而按先后不同的次序从固定相中流出，实现了分离的目的。

具体说，它是利用样品中各组分在流动相和固定相中吸附力或溶解度不同，也就是说分配系数不同。当两相做相对运动时，样品各组分在两相间进行反复多次的分配：不同分配系数的组分在色谱柱中的运动速度就不同，滞留时间也就不一样。分配系数

小的组分会较快地流出色谱柱；分配系数愈大的组分就愈易滞留在固定相内，流过色谱柱的速度较慢。这样，当流经一定的柱长后，样品中各组分得到了分离。当分离后的各个组分流出色谱柱而进入检测器时，工作站就记录出各个组分的色谱峰。上述色谱分离过程以AB二组分混合物的分离过程为例可用下图从上到下的四个阶段进一步说明。

3、检测器

分离后的气体浓度需要通过检测器转换成相应的电信号，才能进一步通过电子仪器测定。系统选用了高灵敏度的热导检测器，它是根据不同物质热传导系数的差别而设计的，不同物质的热传导系数各不相同，因此它对有机、无机样品均有响应，实现了七种组分全分析的功能。热导检测器中的主要元件是四个热敏电阻组成的惠斯顿电桥，当热导检测

器中流经的载气成分和流量稳定，热 导池池体温度恒定时，热敏电阻上产 生的热能与通过载气热传导到检测器

池体所失散的热能相平衡。电桥电路 就处于平衡状态，当分离出来的组分 通过检测器时，载气成分发生了变化， 热导系数相应产生了差别，系统热能 不再平衡，电阻温度变化引起阻值变

化，造成电桥失衡，组分浓度的变化与热敏电阻值的变化成正比，因此电桥部平衡产生的信号输出电信号反映了组分的浓度。

相比同类检测器，热导检测器只需要一路载气，元件和附属电路较简单，通过物理变化热传导实现检测，具有寿命长，故障率低、重复性好的特点。但普通热导的电阻丝抗氧化性差，对载气纯度要求高，容易老化，我们通过大量的试验选用了合适的耐氧化材料，允许使用空气做载气，解决了这一难题，使热导检测器又具有了稳定性好的特点，是在线检测装臵的理想检测器。 4、谱图分析和浓度计算

根据检测器输出的电压信号与时间的关系，可以绘制以时间为横坐标轴，以电压值为纵坐标轴的坐标图，称为色谱分析谱图，通过谱图分析即可获知气样中各组分的浓度，再经过换算即可得到油中溶解气体浓度。谱图由基线和各组分形成的峰组成，组分

峰的高度与其浓度存在系数关系，计算公式如下：

式中：Xi －油中溶解气体ｉ组分浓度，ｉ代表一种组分，比如C2H2；

Ｃsi －标准气中ｉ组分浓度； ｈi －油样中ｉ组分的峰高； ｈis －标样中ｉ组分的峰高； Ki －ｉ组分的校正因子。

由公式可知，获取油样准确的峰高是计算准确的关键，如果峰高小于基线噪声，肯定无法准确测量，因此，必须保证基线的稳定。气路系统的压力、流量和温度的波动是影响基线稳定的主要因素，系统设计了多级气路稳压和二级环境温控，通过压力传

i si i

si i K h h C X ??=

感器和流量传感器进行流速的监控和反馈调整，完全避开了环境5、气源系统

气源系统为整个系统提供载气。适用于色谱柱和检测器的载气种

的影响，保证了基线较低的信号噪声水平，从而实现了较高的灵敏度。

类很多，系统采用高纯氮气作为载气，采用压缩的方法获得高压氮气，相对一些其他的高纯气体发生器，取材方便，技术更成熟，故障率低。

6、主机控制系统

主机控制系统包括温控模块、检测器电路、状态检测电路和无线通讯模块等。

①温控模块

现场的温度状况较恶劣，冬天可能到零下30℃以下，夏天太阳暴晒时可达到40℃以上，环境温控模块设计恒温控器、工业空调、风机、

控制电路和电源，将箱体内环境控制在恒温，解决了一些部件对温度环境要求严格，过低温或过高温无法工作的问题，同时将电子元件的温漂控制在很小的范围内，提高了系统的稳定性。

柱箱温控、脱气温控模块为检测器、色谱柱和油气分离装臵提供更精密的温控，精度达0.1℃。温控精度是整个系统稳定工作，取得较高性能指标的前提。我们采用了自反馈的温控算法，经过大量的试验确定了相关的参数，从而保证了很高的温控精度。二级温控的设计使第二级温控（精密温控）所处的环境不受现场环境的影响，从而保证了算法所处环境的完美再现，保证了算法的健壮性。

②检测器电路

包括检测器电源和检测信号模数转换两部分。电源选用了高精密恒流源，当电桥上热敏电阻的阻值发生变化后，电源自动调整电压，保证电桥的电流恒定不变，它相对于一般的恒压源，同样的阻值变化具有更大的电压变化，从而提高了灵敏度；模数转换采用了最先进的AD转换芯片，内臵滤波电路，保证了足够的信号的转换精度。

③状态检测

状态检测通过安装在箱体内的各类传感器监控系统的运行状态，状态信息可以通过无线模块传到系统的维护中心。通过全方位的状态监控，如果存在问题，可以及时的进行远程参数调整；如果出现故障可以实施迅速的维修，实现了系统的状态维护，同时也杜绝了系统误报警的可能性。

④无线通讯系统

无线通讯系统具有远程监视和测量及控制功能，一般的通讯方式是在现场主机和现场控制室之间铺设电缆，在控制室的计算机上安装控制软件，用户需要到现场查询分析结果，我们采用无线通讯不占用户的任何通信资源，借用GPRS网络通讯资源，可快速接入数据网络。它在移动终端和网络之间实现了“永远在线”的连接。利用GPRS可以传输数据量较大的谱图、系统工况等，进行仪器监控、状态维护非常方便，必要时，数据还可以直接发到用户的手机上，第一时间获得分析结果。具有稳定可靠性好，适用范围广等特点。

7、监控工作站

监控工作站安装在用户试验室的计算机上，具有收集数据、监控主机和故障诊断的功能。

监控工作站打开后的界面如图，左边是设备信息，选择不同

的设备可以查询相应设备的数据，下方是数据的“详细列表”，按日期排序，上方是软件的功能键，中部的曲线图是各组分的趋势图，可以显示单一组分或多个组分的长时期的变化趋势，根据需要可以放大，显示特定日期的组分浓度数据变化情况。

工作站的专家故障诊断系统采用了国标推荐的以下几种故障诊断方法。

（1）气体浓度达到注意值时报警，应进行追踪分析，查明原因。（注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，应视设备的

具体情况而定）。

注：导则所指总烃是指甲烷(简称C1)、乙烷、乙烯、乙炔(以上三者统称为C2)四种气体的总和，可简写为C1+C2。

（2）、产气速率的计算

实践证明，仅仅依靠分析结果的绝对值是很难对故障的严重 程度作出正确判断的。必须根据产气速率的考察来诊断故障的发 展趋势。产气速率是与故障所消耗的能量大小、故障部位、故障 性质和故障点的温度等情况有直接关系的。因此，计算故障产气 速率，即可以进一步明确设备内部有无故障，又可以对故障的严 重性做出初步估计。

导则推荐下列两种方式中的任何一种来表示产气速率。

①绝对产气速率：即每个运行小时产生某种气体毫升数的平均值。单位为毫升/小时。计算方法：

Ra=(Ci2-Ci1)/△t×G/d。

式中：Ra一绝对产气速率，m1／h；

Ci2－第二次取样测得油中气体组分(i)含量，μL／L； Cil－第一次取样测得油中气体组分(i)含量，μL/L； Δt－二次取样时间间隔中实际运行时间，d； G—设备总油量； d—油的密度 (t／m3)。

②相对产气速率：即每月某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，单位为％／月。计算方祛：

Rr＝(Ci2－Cil)／Cil／△t×100% 式中: Rr —相对产气速率(%/月)

Ci2—第二次取样测得油中某气体含量(μL／L)； Cil—第一

次取样测得油中某 气体含量(μL/L)； △t—两次 取样时间间隔中的 实际运行时间(月)。 注：导则推荐变 压器和电抗器总烃 产气速率的注意值 如表所示。如果以相 对产气速率来判断 设备内部状况，则总

烃的相对产气速率大于l0%／月时应引起注意。 （3）、三比值法

当各组分含量或产气速率超过注意值，利用改良三比值法进行故

障判断才有意义。改良三比值法是利用特征气体的三个比值进行编码，故障判断方法和编码方法见下表。

编码规则

“010”也可能是由于进水对铁腐蚀而产生高含量的氢，这 时有必要测定油中的含水量。 下图是工作站计算三比值的窗口：

（4）工作站还可以通过立方图和三角形进行故障判断。

（5）报告打印和数据导出功能 工作站可以按照预先设计好的报 告格式打印分析数据，也可以将数据 导出到Word、Excel中，利用其强大 的文档编辑功能进行打印和数据处 理。

8、关于仪器校验和维护

在线色谱是一个检测装臵，对运行中设备校验和维护工作起着重要的作用。 目前，国内外色谱在线都对后期校验和维护工作重视不够，一般是设备有问题或停运时，厂家才去维护，影响正常使用。另外对仪器不作校验，往往造成数据不准确，与试验室可比性差。因此，我们把仪器校验及维护工作认真进行设计。方案如下：

①仪器内臵标气定期自动校验，保证数据的准确性； ②仪器整个系统采用模块化设计，方便维护；

③仪器设计自诊断功能，系统实行状态维护，具有很高的智能性。 五、指标验证 1、最小检测浓度

组分的浓度与谱图中该组分峰的高度存在正比关系，可准确测量的峰高必须大于基线噪声（10μV ），因此，一般以20μV 作为可准确测量的最小峰高。

计算公式如下：

式中：Mi ：最小检测浓度； L ：试油浓度； H ：峰高。 下表为一标准油样的浓度、峰高和理论最小检测浓度。 20 H L Mi ?=