多组分油中溶解气体在线监测技术分析

摘要：多组分溶解气体在线监测技术在变压器状态监测中得到了广泛应用，目前国内外大多数厂家所采用的监测技术不同，监测效果也不相同，本文对油中溶解气体在线监测的主流技术做了对比分析，并对其在国家电网公司中的应用情况及遇到的问题进行了总结分析， 最后针对应用中遇到的问题给出了自己的建议。

1综述

变压器作为高压变电设备，随着运行时间的增长，其电气性能通常会有不同程度的降低，确保其正常运行是保证供电可靠性的基础，也是电力安全生产的基本保障。以往定期停电式的预防性检修体系，不仅造成人力物力的浪费，也影响着变压器的使用寿命。一般认为，变压器发生故障时生成的特征气体主要有H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4和C2H6等，变压器发生不同的故障会产生不同的特征气体量，油中溶解气体在线监测技术使得在不停电状态下就能够实时监测主变的运行状态、了解变压器内部运行情况并及时发现事故隐患，对保证设备安全、可靠、优质运行具有十分重要的意义。近年来，我国油中溶解气体在线监测技术在变电设备在线监测中得到了广泛应用，其中以多组分气体在线监测为主，占比高达 90.9%，通过国家电网公司的应用情况来看油中溶解气体在线监测虽对变电设备在线监测起到了积极作用，但仍然存在一些问题，本文重点探讨介绍多组分油中溶解气体在线监测技术及应用情况。

2原理

变压器油中溶解气体分析诊断技术包括取油样，油气分离，再利用气相色谱、光声光谱等技术分析气体的成分及含量，根据不同气体的含量情况判定设备内有无内部故障，诊断其故障类型，并推定故障点的温度、 故障能量等。变压器油中溶解气体在线监测系统一般由油样采集单元、油气分离单元、气体检测单元、数据采集单元、辅助单元、现场控制与处理单元、通讯单元、监控单元组成。

3油中溶解气体在线监测技术

油中溶解气体在线监测技术的关键是油中气体分析，油中气体分析的关键点有两个：油气分离技术和混合气体检测技术。

3.1油气分离技术

目前，国内外都没有直接检测油中溶解气体含量的技术，无论是离线还是在线检测，必须将气体从油中脱出后再进行测量，从油中脱出故障特征气体是快速检测、准确计量的关键和必要前提。在线监测装置油气分离的方法常用的主要有：真空脱气法、动态顶空脱气、机械振荡法、薄膜/毛细管渗透法等，其中薄膜/毛细管渗透法透气平衡时间大于24小时，无法满足实时性要求，表2仅对三种主要应用的油气分离方法原理及优缺点进行总结对比。

表1 油气分离方法原理及优缺点

国家电网公司系统中运行的多组分油中溶解气体在线监测装置有 53.5%采用真空脱气法，30.3%采用动态顶空分离法，13.0%采用薄膜/毛细管渗透法，1.9%采用机械振荡法。

3.2多组分气体的检测技术

测定混合气体中各组分的含量需要依靠多组分气体分离和检测技术，目前应用较广的主要检测技术有：气相色谱技术、红外光谱技术、光声光谱技术和阵列式气敏传感器（电子鼻）技术。

3.2.1气相色谱技术

气相色谱分析法包括两个主要步骤：即气体组分分离和检测。气体组分分离是由色谱柱完成，各组分在色谱柱中的运行速度不同，经过一定时间的流动后，便彼此分离，按顺序离开色谱柱进入检测器 。

检测器的作用是将色谱柱中物质浓度转化为电信号，在记录器上描绘出各组份的色谱峰。气相色谱法一般采用外标法进行组分含量计算，先配置包含待测气体组分的、已知浓度的标准气体，现将此标气进样测出峰面积；再将待测样品进样，得到相应的峰面积，在一定的浓度范围内，物质浓度与相应的峰面积呈线性关系，则可求出待测样品各组分浓度。

3.2.2红外光谱技术

红外光谱气体检测原理是基于气体分子吸收红外光的吸光度定律(比耳定律，Beer，s Law)，吸光度A与气体浓度C以及光程L的线性关系式：

因此由光谱扫描获得吸光度A通过比尔定律计算可得到气体的浓度C。

3.2.3光声光谱技术

光声光谱检测技术是基于光声效应，光声效应是由于气体分子吸收电磁辐射(如红外线)而造成。特定气体吸收特定波长的红外线后，温度升高，但随即以释放热能的方式退激，释放出的热能使气体产生成比例的压力波。压力波的频率与光源的频率一致，并可通过高灵敏微音器检测其强度，压力波的强度与气体的浓度成比例关系。

3.2.4阵列式气敏传感器技术

基于多传感器信息融合技术，利用气体传感复杂的交叉敏感特性，有选择地将数个气体传感器组合在一起形成传感器阵列，结合模式识别技术如BP神经网络灰色理论等，形成气体辨识系统即电子嗅觉系统（又称“电子鼻”）；其核心是通过反复的离线训练以建立各气体组分浓度与传感器阵列响应的对应关系，消除交叉敏感的影响，从而不需要对混合气体进行分离，就能实现对各种气体浓度的在线监测。

目前阶段的实践情况来看，阵列式气敏传感器技术用来实现要求精确定性和定量分析的变压器油中气体还不够成熟，其气体的测量灵敏度、准确度和数据重复性等问题有待进一步研究才能解决。

3.2.5多组分气体检测技术比较

多组分气体检测所采用主流技术的优缺点如下表：

表2 多组分气体检测所采用主流技术的优缺点

国家电网公司系统中运行的多组分油中溶解气体在线监测装置主要采用半导体气敏传感器、热导检测器（TCD）、固态微桥式检测器技术作为气体检出手段，三者所占比率分别为 56.5%、19.4%和 17.4%，光声光谱分析技术应用仅为1.9%。

4总结

油中溶解气体在线监测尤其是多组分气体在线监测在变压器运行状态监测中的起着重要作用。应用中虽然出现因装置自身故障、传感器故障等原因引起误报漏报，但制约油中溶解气体在线监测技术大力推广的根本问题在于实时性。按照标准要求，油色谱在线监测设备监测周期应为每 2 个小时一次，则对于采用气相色谱技术的多组分在线监测装置载气更换周期为 10~20 天，提高检测频率就需要耗费大量载气，更换载气周期的缩短将会加大维护成本。虽然光声光谱技术不消耗载气能够满足实时性要求，但目前光声光谱技术对环境要求较高，针对变压器运行的复杂环境，还无法很好的满足油中溶解气体在线监的需求。相对光声光谱，气相色谱技术较为成熟，采用气相色谱技术的设备成本较低，载气问题成为制约气相色谱技术发展的瓶颈。目前有少数厂家开始尝试采用净化空气代替载气的方法，但净化空气的成本不仅高而且会对油样产生污染。在未解决瓶颈问题之前先做好以下几方面工作：

（1）提高装置运行的稳定性，增加装置自检功能，定期进行装置自检；

（2）提高油色谱在线监测的实时性、准确性，减少故障率和维护工作量；

（3）减少检测用油量，尽量回收检测后的油至变压器本体内，采取手段制止气体倒灌至变压器中，降低安全风险；

（4）采用真空脱气法进行油气分离，产气效率高、速度快，同时能有效降低装置本体故障率；

（5）研究光学光谱技术进行混合气体检测，有效避免载气不足的问题，大大降低运维成本和难度。