马文长,相中华,王涛,刘博,陈巳阳,陈晨,尚彦军,夏文翔

(1.国网宁夏电力有限公司检修公司，宁夏 银川750011；2.国网宁夏电力有限公司，宁夏 银川 750001)

变压器是电网的核心设备，一旦发生故障将带来严重的后果，尤其是换流变压器作为直流输电系统的核心部件之一，其运行可靠性和稳定性直接影响直流系统的可用率。目前常采用气相色谱分析法来检测变压器油中溶解气体组分及其含量，并以其组分及含量变化作为诊断变压器潜伏性故障的重要依据，国内统计数据表明其有效率可达85%以上[1-5]。

油色谱在线监测技术能够在线持续监测油中溶解气体组分含量，贮存长期的检测结果，提供完整的趋势信息，可以克服传统离线试验周期长，从取样、运送到测量环节多，操作繁琐的缺点[6-7]。该技术对及时发现换流变压器等大型充油设备潜伏性故障，确定变压器的维护周期，进行寿命预测，实现状态检修具有决定性的作用。

1 油色谱在线监测技术及装置

油色谱在线监测系统的基本工作原理为将装置与变压器本体相连，通过油样采集、油气分离、气体检测、通讯传输等单元实现变压器油中溶解气体的实时监测与分析，从而判定设备的运行状态，诊断其故障类型，并推定故障位置及故障能量等。油色谱在线监测技术的关键是油气分离技术和混合气体检测技术，工作原理如图1所示。

图1 油色谱在线监测技术原理

目前，国内外常见的多组分油中溶解气体在线监测装置技术主要包括气相色谱法、光声光谱法、红外吸收光谱法和拉曼光谱法4种[8-11]，其中拉曼光谱法尚无成熟产品，气相色谱法在电网中的应用最为广泛。气相色谱法、光声光谱法、红外吸收光谱法技术参数对比如表1所示。目前，油色谱在线监测装置可检测的特征气体为H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2。油色谱在线监测部分代表性厂家及产品技术性能如表2所示。

表1 不同原理油色谱在线监测装置技术参数对比

表2 油色谱在线监测代表性厂家及产品技术性能对比

2 宁夏电网应用现状

2.1 油色谱在线监测装置分布概况

截至2019年12月底，宁夏电网已实现220 kV及以上电压等级变压器和电抗器油色谱在线监测装置的全覆盖，共计265套，均为多组分装置。其中220 kV变压器油色谱在线监测装置85套，330 kV变压器油色谱在线监测装置59套，750 kV变压器、电抗器油色谱在线监测装置85套，换流变压器油色谱在线监测装置36套，如图2所示。

图2 不同电压等级油色谱在线监测装置分布

按投运年限划分，宁夏电网油色谱在线监测装置投运日期跨度从2004年至2019年，将其分为3个阶段，具体统计如表3所示。

表3 不同投运年限油色谱在线监测装置分布

2.2 油色谱在线监测装置问题概况

自2019年7月至2019年12月底，共发现并处理油色谱在线监测装置问题共计351台次，其中，数据异常共274台次，工控机故障问题26台次，载气欠压问题14台次，通讯异常问题26台次，系统漏洞问题11台次，如图3所示。

图3 油色谱在线监测装置常见问题分布

油色谱在线监测装置出现上述问题的主要原因包括：装置ARM板、真空泵、色谱柱、油室加热器、步进电机等硬件容易损坏，经常造成上传数据为0、数据异常、数据停止上传等情况。装置服役时间长，老化严重，频繁出现故障，以及油色谱在线监测装置服务器相关软件未及时更新，导致存在信息安全漏洞，频繁出现问题。检测器响应或色谱柱分离存在异常，时常出现乙炔突然增高，随后恢复正常的现象。

3 油色谱在线监测数据的分析

通过油中溶解气体分析可以监测设备内部的潜伏性故障，但有时也会发生装置误报的情况。运维人员可以根据以下所述的装置及数据表征对设备状态进行分析与判断。

3.1 油色谱在线监测数据误报的判断方法

由于装置稳定性不足及对相关配件更换不及时等原因，油色谱在线监测装置有时会发生数据跳变现象，而通过离线开展油色谱分析证实其为误报。针对该情况，可从以下几个方面进行判断，并进行数据分析。

3.1.1 根据特征气体成分判断

变压器内部存在过热或放电故障时，会产生多种特征气体成分，若油色谱在线监测装置只发生单一成分的突变，通常可将其判断为误报。此时可调整在线监测装置至最小检测周期，结合下一组或几组在线监测数据进行判断。同时应现场检查油色谱在线监测装置，重点关注装置告警灯是否点亮，载气压力与标气压力是否正常，温度加热模块是否正常工作。

如2019年11月，某换流站共发生5次C2H2单一成分跳变情况，离线检测显示C2H2含量正常。在出现跳变数据的后1～2个周期，C2H2跳变回原值。

3.1.2 根据现场装置谱图判断

若油色谱在线监测装置发生单一成分的突变，且将在线监测装置调至最小检测周期后下一组或几组在线数据未跳回。运维人员可现场通过笔记本电脑连接油色谱在线监测装置，查看装置谱图，重点关注出峰设置时间与系统时间是否一致。若两者时间不匹配将会导致峰值采集错误，造成误报。

3.2 根据在线数据与注意值的大小进行分析

当油色谱在线数据出现增长时，应对比其与注意值的相对大小，若在线数据未超过注意值，或虽已超过注意值，但增长至某一值时基本保持稳定，则设备可保持正常运行。如某330 kV变电站4号主变压器总烃含量超标(注意值为150 μL/L)，至2017年6月总烃含量已达到314 μL/L，但此后数据已基本保持稳定，2019年12月总烃含量为339 μL/L，且未发现其它异常现象，该设备保持正常运行。

3.3 注意关键特征气体的变化相关性

许多在运的换流变压器油色谱在线数据中存在含有C2H2的情况，尤其是采用ABB调压开关的换流变压器。如某换流站有3台换流变压器在线数据中C2H2在1.1～1.3 μL/L，总烃在15～35 μL/L之间，已不间断在线监测2.7～5.5年。经过分析，产气的原因与分接开关过极性动作次数过多有关，但C2H2含量的变化需结合相关特征气体的关系进行综合分析，即使C2H2绝对数值不大，也要关注相关气体的数据是否同时发生突变，尤其是CO或CO2的含量，分析是否涉及固体绝缘损伤。

3.4 注意各特征气体的比例

若设备已产生特征气体，但各特征气体的比例则反映着不同的故障特点。如某换流站1台换流变压器油色谱在线总烃增长至228.8 μL/L，而另1台换流变压器油色谱在线总烃增长至383.5 μL/L，如表4所示。分析这2台总烃超标的换流变压器，可以看出设备A的C2H4含量低于CH4含量，而设备B正好相反。说明2台换流变压器的内部故障点存在一定的差异，反映出内部过热点的温度不同。

表4 2台换流变压器油色谱在线监测数据 μL/L

3.5 注意特征气体含量与负荷的相关性

变压器油中溶解气体分析技术的最大不足是无法确定故障部位，但可以利用不同工况下的数据进行综合分析，为故障点的确定提供参考数据。如图4所示，通过分析某换流站某台换流变压器油色谱在线监测数据，反映出故障点与负荷电流具有密切相关性。

图4 油色谱在线监测数据随负荷变化

3.6 注意积累经验数据

目前变压器油色谱数据虽然已有一些较为成熟的判断规则，但具体的故障部位与产气特征的关系仍比较依赖于经验判断。如变压器的铁心多点接地是一种比较常见的故障类型，其特征气体主要为C2H4，其次为CH4，当出现严重过热时会产生微量的C2H2，其最大含量一般不超过6%。另外故障发生在导电回路还是磁路，其产气特征存在明显的差异。若为导电回路故障，往往有大量的C2H2，并且C2H4/C2H6值较高，同时C2H4的产气速率往往高于CH4的产气速率。若为磁路故障，一般无C2H2或者很少，C2H4/C2H6值较小，绝大多数情况下该比值小于6，而发生单一的氢气含量超标，一般可判断为绝缘受潮。

3.6.1 换流变压器内部高温过热故障

2014年7月，某换流站极Ⅰ换流变压器Y/D-B相油色谱在线监测装置检出C2H2最大值2.19 μL/L，H2、CH4、C2H4增长较快，总烃含量最大值270.70 μL/L。通过缩短油色谱在线、离线测试周期进行跟踪，C2H2持续增长。2014年9月由于C2H2等特征气体增速较快，此换流变压器被迫退出运行。

返厂解体发现，由于阀侧出线侧下铁轭端部的铝质屏蔽板与网侧下夹件安装的1个金属支架直接接触，同时该屏蔽板有1根电位连线与调压侧下夹件安装的另一个金属支架相连，在整个铁心下夹件形成环路，在漏磁的作用下，会有环流通过，从而出现高温过热故障，如图5所示。与现场运行及厂内温升试验的产气现象相吻合。

图5 换流变压器内部过热故障点位置

3.6.2 换流变压器内部悬浮放电故障

2019年5月13日，某换流站极Ⅱ低端YD-A相换流变压器油色谱在线监测数据发现异常，H2、CH4、C2H2、C2H4含量均发生突增，尤其是C2H2含量由1.1 μL/L突增至39.3 μL/L，立即开展离线油色谱检测，C2H2为27.4 μL/L，随即将此换流变压器退出运行。

返厂解体发现，故障原因为换流变柱2网侧线圈下部引出线与静电板等电位连接线断开，导致静电板电位悬浮对线圈放电，如图6、图7所示。静电板等电位线断开原因可能是由于等电位线长度余量不够、运行振动及焊接工艺控制等因素所致。

图6 换流变压器内部放电故障

图7 放电故障点位置

4 油色谱在线监测装置的运维建议

4.1 退役更换老旧装置

由于油色谱在线监测装置使用寿命所限，投运8年及以上装置因运行时间较长，配件老化严重，检测数据误差较大，无法进行校准，对这部分装置建议进行退役处理。

4.2 定期更换易损配件

油色谱在线监测装置整机寿命为7年左右，但真空泵、色谱柱、检测器等元器件易损易耗，一般寿命只有1年，载气1至3个月需更换1次，故运行单位应加强巡视及维护工作，避免因为缺少载气、元件损坏等长时间影响在线监测数据的采集。

4.3 提高装置稳定性

油色谱在线监测装置运行不稳定(如数据跳变、数据不刷新等)、内部元件故障、载气欠压等原因造成的误告警占比较大。应定期对在运装置进行标定，对故障率高的装置进行通报，督促装置厂家提高产品质量和运行稳定性。

4.4 强化装置入网管理

目前对于油色谱在线监测装置门槛和技术要求偏低，普遍存在装置实际运行情况不满足技术规范要求、无第三方检测报告，长期运行可靠性缺乏评估等问题。针对装置采购、运行质量跟踪环节存在的问题，需在技术规范书中明确检测准确度、灵敏度等技术参数指标及增加远程启动或修改监测周期等功能。采购时把好入网关，投运前进行参数和功能校验与评估，确保装置高质量入网。

5 结 论

(1)油色谱在线监测技术能够实现对于换流变压器等大型充油设备故障的早期预警及快速判断，是一种在不停电条件下的有效检测手段。在日常运维中应采取有效措施确保油色谱在线监测装置数据及时、准确、可靠。

(2)无法准确进行故障定位是油色谱在线监测技术的一个不足，因此在实际应用中应加强同其它带电检测或在线监测技术的联合应用。

(3)以红外光谱及光声光谱法为基础原理的变压器油中溶解气体在线监测技术，多项技术参数优于目前主流的气相色谱技术，其中“最小检测周期”及“检测灵敏度”两项重要指标均优于气相色谱法，对于快速发现故障变压器内部气体的含量及产气速率均有很大的帮助。建议试点引入红外光谱或光声光谱原理的变压器油色谱在线监测装置，并应用至重要变电站的变压器中。