在线溶解气体检测技术（精选5篇）
在线溶解气体检测技术 篇1
0 引言
油中溶解气体分析DGA(Dissolved gas analysis)因不受外界电场和磁场的影响,且能够在无需停电的情况下进行,已成为诊断油浸电力变压器早期故障及预防灾难性事故的最有效的方法之一[1]。自预防性维修体制建立以来,对变压器的油中溶解气体分析采用离线的色谱检测技术,即定期从变压器运行现场采集油样后,在实验室中使用气相色谱仪检测出油中溶解气体,进而诊断变压器的故障类型,但这种方式存在检测程序复杂、周期长等缺点,其检测结果难以及时反映设备的当前工作状况。作为离线色谱检测技术的发展,在线监测技术直接利用安装在运行变压器上的装置或设备对油中溶解气体进行检测与分析,因而,能够实时地获取变压器的状态信息,为设备的维修决策提供准确判据[2,3]。
油中溶解气体的在线监测技术已经过了几十年的发展,国内外许多公司推出了很多种在线监测装置[4,5],然而,大多数的在线监测装置,不管是检测的气体种类,还是检测指标仍不能满足电力运行部门的需求。近年来,一些新型的气体传感技术开始应用于油中溶解气体在线监测,以期满足实际工程的需要[6,7]。本文在概括在线监测技术一般方法的基础上,从油气分离和气体在线检测两个方面对现有在线监测技术进行了综述,分析了目前广泛应用的色谱柱技术和气体传感器阵列技术的不足,并对新型气体红外检测技术——傅里叶红外光谱技术和光声光谱技术,进行了比较。
1 在线监测的一般方法
油中溶解气体在线监测的一般方法如图1所示,即:变压器本体油经循环管路循环(或经传感器)进入脱气装置,油气分离后,根据气体检测单元的需要进行气体分离,处理后的气体由检测器检测并转换为与气体含量成正比的电信号,经模数转换后将气体的组分与浓度信息存储在终端计算机的存储单元内,供就地分析或远程调用。
虽然,油中溶解气体的在线监测仍以油中溶解气体为反映故障的特征量,但它是直接在变压器运行现场实现的在线智能化监测,这样,不仅可以及时掌握变压器的运行状况,发现和跟踪存在的潜伏性故障,而且,以它为基础的故障诊断技术也可以及时对故障自动进行诊断,提高了故障诊断的可靠性。另外,从变压器运行可靠性的重要性和变压器与油中溶解气体在线监测装置的价格比来看,采用在线监测技术,在经济上也有显著的优势。
2 在线监测技术的研究与应用现状
由图1所示的油中溶解气体在线监测一般方法可以看出,油中溶解气体在线监测的技术关键是油气分离和气体在线检测。
2.1 油气分离技术
迄今,国内外都不具有在变压器油中直接检测溶解气体的技术,无论油中溶解气体的离线检测还是在线监测,都必须首先将溶解气体从变压器油中脱出。变压器油中溶解气体在线监测装置常用的油气分离技术是薄膜透气法和抽真空取气法。
1)薄膜透气法:
该法基于气体的扩散原理,使用只渗透气体分子而不能渗透油的高分子膜,利用膜两侧(变压器油和气室)气体压力的不平衡性,使气体自动从油中向气室扩散而实现油气分离。目前,人们研究出的能够用于油气分离的渗透膜主要是高分子聚合物分离膜,有聚酰亚胺、聚六氟乙烯、聚四氟乙烯等[8,9]。近来,清华大学研制出一种新型的利用高性能玻璃态高聚物构成的分离膜,该膜的渗透率很高,可以在12小时内实现H2等七种变压器故障特征气体的油气分离[10]。
2)抽真空取气法:
用于变压器油中溶解气体在线监测装置中的抽真空取气法主要有两种方式:波纹管法和真空泵脱气法[11];前者利用小型电机带动波纹管反复压缩,多次抽真空而将油中溶解气体抽出来,其缺点是积存在波纹管空隙里的残油很难完全排出,将污染下一次检测时的油样;后者利用离线色谱分析中的抽真空脱气原理,用真空泵抽空气来抽取油中溶解气体,由于受现场条件的限制,目前利用该方法只能做到检测四种气体,而且真空泵的磨损使抽气效率降低,导致测试结果偏低。
3)其他脱气方法
除上述方法外,用于在线监测装置的脱气方法还有空气循环法[11]、毛细管柱法[12]等。
由于各种油气分离技术所采用的脱气原理不同,所研制的脱气装置在平衡时间、复杂程度及造价等方面差异较大。表1对几种油气分离技术进行了对比,可作为油气分离系统设计的参考。
2.2 气体在线检测技术
根据气体检测组分的不同,油中溶解气体在线监测可分为单组分和多组分在线监测两大类。单组分气体在线监测主要检测H2、C2H2等某一特征气体或总的可燃气体含量。由于单组分气体在线监测可提供的气体组分信息有限,它只适合在现场做初步的故障分析;而多组分气体在线监测能够为变压器故障的在线诊断提供足够的气体组分浓度信息,是在线监测装置发展的方向。
1)单组分气体在线监测
无论是变压器的热性故障还是电性故障,绝缘材料的劣化都会产生大量H2,因此,H2成为单组分气体在线监测装置中检测较多的一种气体。早在20世纪70年代,加拿大Syprotec公司就研制出了基于电化学传感器的氢气在线检测仪,我国北京电子管厂也在90年代推出了基于钯栅场效应管的BGY型变压器氢气在线检测仪[13]。由于C2H2是区分过热和放电两种故障性质的重要标志,美国GE能源公司研制出用燃料电池型传感器检测C2H2的监测装置[14]。此外,日本三菱电力公司还研制了能够检测包括H2、CO和各种气态烃类在内的总可燃气体含量(TCG)的在线监测装置。
2)多组分气体在线监测
纵观目前国内外已开发出的多组分气体在线监测装置[15~18],大体上可把它们分为三类:其一,是用色谱柱分离气体后,使用单一的广谱型传感器依次检测被分离出的气体;其二,是不分离气体,应用具有对单一气体敏感的传感器组成传感器阵列来检测混合气体;其三,是不分离气体,采用新型传感技术直接对油气分离后的气体进行检测。
对于第一类需要分离气体的在线监测装置可以上海交通大学研制的变压器在线监测系统为代表[19]。该装置首先采用带微孔的聚四氟乙烯薄膜从油中脱出CO、H2、CH4、C2H2、C2H4和C2H6六种气体,然后由气体分离单元分离出各气体组分,最后,用广谱型气体传感器按气体分离出的先后顺序检测气体含量。该装置的气体分离单元由两根色谱柱组成,采用的气体传感器为热线型半导体传感器。
对于第二类不需要分离气体,使用气敏传感器阵列检测混合气体的在线监测装置可以重庆大学输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室开发的在线监测装置为代表[20]。该装置的油气分离采用自行设计的四氟乙烯-六氟乙烯混合膜(F46膜)来完成,可高效地从油中自动脱出H2、CO、CH4、C2H4、C2H2和C2H6六种气体。脱出的气体不需要经过色谱柱等气体分离装置的分离,而是直接使用自行研制的MQ系列气敏传感器形成的传感器阵列来检测。
现阶段,应用于油中溶解气体在线监测中的新型传感技术主要是红外光学传感技术,包括傅立叶红外光谱和光声光谱技术。利用傅立叶红外光谱技术检测气体的基本原理如图2所示,该法基于光的干涉原理,将待测气体置于迈克尔逊干涉光路中,动镜移动时,探测器上将得到强度不断变换的干涉波。分别对样品和背景的干涉图进行傅立叶变换,并进行除法运算,可以得到样品的透射光谱;再将得到的透射光谱取对数即可获得样品的吸收光谱,分析该光谱就可判断出样品的成分及含量。应用傅立叶红外光谱技术进行油中溶解气体在线监测的典型装置可以加拿大Syprotec公司的法拉第变压器在线监测与诊断系统(TNU)为代表。TNU内部集成的快速傅立叶变换红外光谱仪根据不同气体在特定波长处的红外吸收量,可以检测出C2H2、C2H4、CH4、C2H6、CO、CO2和H2O七种红外活性气体,其中,对CH4、C2H6、C2H4、C2H2的检测灵敏度分别达到1、20、3、1μL/L,由于H2不具有红外活性,TNU使用HYDRAN传感器对其检测[21]。
光声光谱技术是基于光声效应来检测气体浓度的一种光谱技术,其基本原理如图3所示。密闭于光声池中的气体分子吸收特定波长的电磁辐射后,引起气体分子的无辐射弛豫过程,由于光声池的体积一定,如果对光源进行周期性调制,那么将导致池中压力的周期性变化(即引起声波)。气体的光声光谱检测就是利用光吸收和声激发之间的对应关系,通过对声信号的检测来了解气体对光的吸收过程。由于声波的频率与光源的调制频率相同,而其强度则与吸收气体的浓度有关,因此,建立气体浓度与声波强度的定量关系,就可以准确计量光声池中各气体成分的浓度。目前,已获得现场应用的基于光声光谱技术的变压器油中溶解气体在线监测装置是英国Kelman公司的便携式及在线式变压器油中故障气体装置。该装置用宽带光源与对应于特定气体组分的窄带滤光片来获得激发气体光声效应的单色光源,并用高灵敏度和长期稳定的电容型驻极微音器来检测光声信号。据报道,Kelman公司的光声光谱在线式检测装置可检测出包括H2在内的7种气体,其中对H2、CH4、C2H2的检测灵敏度分别达到6、1、0.8μL/L[22]。
3 现有油中溶解气体在线监测技术分析
目前,我国电力部门广泛使用的油中溶解气体在线监测装置是第一类和第二类监测装置,虽然它们一定程度上满足了电力系统对油中溶解气体在线监测的应用要求,但仍然存在一些不足:
(1)大多数在线监测装置需要使用净化空气、N2等做载气,并且消耗脱出的油中溶解气体,这一方面增加了系统的复杂性,另一方面使得检测只能间断进行,且不能对同一气样进行反复检测,无法减小检测器及检测环境所带来的测量误差。
(2)受检测器(如钯栅场效应管等)气敏特性的限制,许多在线监测装置所能检测的故障特征气体种类不够齐全,这必然影响到变压器故障诊断的准确率。
(3)很多在线监测装置所用的气体检测器为广谱型,它们对所有气体组分均敏感,因而需要使用色谱柱对待测气体进行分离后才能再检测,而色谱进样的特性不仅延长了检测时间,而且温度对色谱柱分离效果的影响以及色谱柱使用一段时间后需要清洗等固有特性也在一定程度上限制了色谱柱技术在现场在线监测中的应用。
(4)虽然部分在线监测装置不需要分离气体,而是直接使用气体传感器阵列检测从油中脱出的溶解气体,但由于存在气体传感器间的交叉敏感性,尤其是对于性质相近的气体组分,其交叉敏感程度较深,这影响了气体检测的准确度。
(5)电化学传感器、催化燃烧传感器、热导检测器等气体检测器在长期使用中,其性能会逐渐发生变化,以至需要定期校准或更换,这增加了在线监测装置的运行成本。
(6)受载气纯度、气体检测器的限制,气体检测灵敏度及精度不够高。
由于红外检测技术具有非接触性检测特点,将其用于油中溶解气体在线监测不需要消耗样气和载气,也不需要分离气体,检测准确度高、速度快,具有重复性和再现性,可实现免维护,能够克服第一、二类在线监测技术的诸多不足,近年来成为研究的热点。傅立叶红外光谱与光声光谱虽同为红外检测技术,但两者用于在线监测时有较大不同。首先,在光源的选择上,傅里叶红外光谱技术采用宽带光源获取吸收气体的吸收光谱,而光声光谱技术则使用窄带光源或单色光源激发吸收气体的光声效应;其次,在气池的体积上,傅里叶红外光谱技术所用气池的最小体积在百毫升量级,而光声光谱技术的气池体积则为几毫升[23];再次,所使用的检测设备不同,傅里叶红外光谱技术使用红外探测器检测光强的变化,而光声光谱技术则用微音器检测光声效应所激发出的声波强度。由傅里叶红外光谱技术和光声光谱技术的比较,可以看出,将光声光谱技术用于油中溶解气体在线监测更有优势,这是由于:气池的体积越小,必然导致样气检测量的减少,这就降低了油气分离的难度并缩短了气体的平衡时间;为了获得足够的检测灵敏度,傅立叶红外光谱技术必须在较强的气体特征吸收处进行检测,这样,在检测多组分气体时,有时难以避免气体间的交叉吸收干扰,而光声光谱在极弱的吸收处进行检测也能获得足够的灵敏度,这就放宽了气体特征吸收谱线的选择范围,能够降低甚至避免气体间的交叉吸收干扰;由于红外探测器和微音器的检测原理不同,前者是依靠对光子的检测和分析,而后者根据直接测量物质与光束相互作用后所吸收的能量,这样,在弱吸收情况下,很小的吸收能也能被高灵敏度的微音器检测出来,这就突破了红外探测器对弱吸收光强变化不敏感的限制,因而具有更高的检测灵敏度和稳定性。
4 结论
油中溶解气体在线监测的最终目标是快速、准确、实时地检测出运行变压器的油中气体成分与含量,以便为变压器运行状态的在线评估及剩余寿命的在线预测提供可靠的数据支持。在线监测技术的关键是油气分离和气体的在线检测。从复杂程度、造价等方面考虑,薄膜透气法能够较好地满足在线监测的应用要求,因而其应用较多。目前,广泛应用的气体在线检测技术是色谱柱和气体传感器阵列技术,但它们存在长期稳定性欠佳、灵敏度不理想等不足,近年来,一些新型气体传感技术开始应用于油中溶解气体在线监测。光声光谱技术与傅里叶红外光谱技术作为非接触性的光学检测技术,能够自然地克服传统在线监测技术的诸多缺点,现推出的基于这两种技术的在线监测装置的多项检测指标也已超过了传统在线监测装置。从理论上讲,光声光谱技术较傅里叶红外光谱技术在所需的样气检测量、检测灵敏度等方面更有优势,可以预期,基于光声光谱技术的在线监测装置有望成为理想的换代产品。
在线溶解气体检测技术 篇2
1 变压器油中溶解气体色谱在线检测技术的产生与发展
传统的变压器油中溶解气体分析法环节较多, 操作复杂, 要求分析人员有熟练的操作技术, 并且一般取样路程较远, 除设备运行初期之外, 一般分析周期长, 不能连续监测, 因此很难捕捉到突发性故障的前驱迹象。迄今为止, 色谱在线检测技术已实现油中气体分离、气体组分分离、定性定量检测、数据处理及诊断技术自动化方面, 已达到较成熟的实用化阶段, 对反映油纸绝缘设备内部潜伏性故障成为最灵敏、方便、快捷且有效可靠的检测方法。是目前国内外公认最为成熟有效的在线监测技术之一, 通过多年的不断完善和改进, 得到广泛认可并应用。
2 变压器油中溶解气体色谱在线监测装置在国网公司的应用
色谱在线监测装置能实现在线监测、连续监测, 及时发现变压器内部的缺陷, 准确度高, 特别是能随时掌握缺陷的变化情况。各国商品化的变压器油中气体在线装置亦不断推向市场。该装置在国网公司早得以应用, 成绩已被公认。
试验室分析的数据为:总烃为27.16, 乙炔为0, 甲烷为16.47, 乙烯为4.11, 乙烷为6.58, 氢气为16.22。
以上两组数据较接近, 说明该技术可信度很高。经过大量的现场试验和数据分析后, 证实了此技术本身的完善性, 具有许多试验室中色谱试验无法比拟的优点。对于色谱试验捕捉突发性的故障以及电力系统自动化有着重要的意义。
3 随着蒙西智能电网的发展, 引进变压器油中溶解气体在线监测手段势在必行
3.1 采用色谱在线检测技术的必要性
变压器在运行中由于种种原因产生的内部故障, 如局部过热、放电、绝缘纸老化等都会导致绝缘劣化并产生一定量的气体溶解于油中, 不同的故障引起油分解所产生的气体组分也不尽相同。对变压器油中溶解气体采用在线监测方法, 是对变压器运行状态进行判断的重要监测手段。通过分析油中气体组分的含量能够准确地、不间断地反映变压器的运行状况, 从而正确地判断变压器的内部故障或潜伏性故障, 以便使监督人员及时作出决策, 预防事故的发生与发展, 防范于未然。再则, 蒙西电网发展突飞猛进, 变压器运行台数与日俱增, 只有在重要的、大型的变压器上安装色谱在线装置, 才是最经济的管理手段。
3.2 油中溶解气体色谱在线监测技术在蒙西电网的发展前景
随着蒙西电网建设的发展、电网电压等级的不断提高, 电气设备智能化改造、实时监测和设备状检修逐步得到广泛应用。变压器作为电气设备中的主设备, 其故障将对电网的安全稳定运行产生严重的影响。以往我们对变压器运行维护主要是采用预防性试验、大小修方式。这既浪费人力、物力、财力更影响了供电的可靠性。常规的检测方法与智能化状态维护发展趋势已不相适应, 为了保证电力系统供电可靠性和经济性, 电力设备的在线监测手段势在必行。
4 大型变压器油色谱在线监测装置概述及在蒙西电网的应用
4.1 3000变压器油色谱在线装置简述
以河南中分仪器厂生产的3000大型变压器油色谱在线监测装置为例。该装置采用色谱分析原理, 应用动态顶空 (吹扫-捕集) 脱气技术和高灵敏度微桥式检测器, 实现了运行变压器油中的甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳、氢气七种气体组分的含量的全分析。该装置结构设计合理, 整套装置集色谱分析、专家诊断系统、自动控制、通讯系统于一体, 可以将多台色谱监测系统数据上传到一台或多台计算机的监控系统上, 组成一个网路, 实现资源共享, 远程专家会诊。通过对绝缘油油中溶解气体的连续监测和分析, 实现了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监测周期长的不足, 为保证变压器安全经济运行和状态检修提供了技术支持。
4.2 3000变压器色谱在线监测系统在蒙西电网的应用
该装置与2011年引进, 2012年正式投用。以下是四月份与试验室一组对比试验数据。
试验室分析的数据为:总烃为24.33, 乙炔为0, 甲烷为15.47, 乙烯为2.33, 乙烷为6.53, 氢气为226.38, 一氧化碳933.09, 二氧化碳4774.43。
两种试验数据相近, 说明该系统灵敏性高, 该技术应用可早期发现设备异常。但该装置是否可长期稳定、可靠运行, 还待时间的考验, 运行管理经验也有待积累。
5 结语
对大型变压器实施油中溶解气体在线监测技术, 能够确保电网安全、稳定、经济运行。蒙西电网要吸取国网公司多年的现场使用经验, 更进一步使此项技术得到完善和发展, 从而合理对变压器进行使用、维护、管理。
摘要：介绍了变压器油中溶解气体色谱在线监测技术的产生背景与发展前景, 说明此技术产生的必要性, 是由周期性检修, 走向状态检修的重要一步。通过3000在线监测装置的技术性能的概述, 说明了电网引进此技术的必然性。
关键词：色谱在线监测技术,色谱在线监测装置,产生,发展,变压器,状态检修,连续监测
参考文献
[1]操敦奎.变压器油色谱分析与故障诊断.北京:中国电力出版社, 2010.
[2]期刊论文.浅谈微机型变压器差动保护的试验.中国科技纵横, 2010.
在线溶解气体检测技术 篇3
大型变压器是变电站的核心设备,其安全、稳定运行关乎供电企业的安全,对其进行在线监测具有重要的意义。油中溶解气体分析DGA(Dissolved Gas Analysis)法是目前较受国内电力部门欢迎、现场应用产品数量最多的变压器在线监测方法之一[1,2,3],且已列为油浸变压器32项预试项目的第1位[4]。近年来,随着计算机、通信、传感器、高分子材料、色谱及光谱等技术的进步和发展,变压器油中溶解气体在线监测技术也不断更新和发展,现场运用产品亦渐趋成熟和完善,并日益得到关注和运用[5,6,7],同时对系统的实时性与小型化提出了更高的要求。
文献[8]将传感器阵列引入油中溶解气体的检测,但是因为存在交叉感染和寿命的问题使得实用性不佳;文献[9]采用了红外傅里叶光谱技术,但不能检测H2;文献[10]采用光声光谱技术,但对现场的环境有比较高的要求,故其应用仍然需要解决大量的工程问题,检测的高复杂性和低性价比造成了技术推广的难度。近年来发展起来的特富龙脱气膜技术由于在高分子膜油气分离上具有较高的实时性[11,12],以及固体氧化物燃料电池(SOFC)具有检测灵敏度高的特性[13,14],有望解决油中溶解气体检测的实时性、小型化和在复杂电磁环境下的高精度检测问题。
本文将SOFC技术和特富龙脱气膜技术引入到变压器油中溶解气体分析系统,通过与色谱双柱连用,设计了一种新型油中溶解气体在线监测装置。
1 系统结构
系统结构如图1所示。系统由3个部分组成:油气分离单元1、气体分离与检测单元2、数据采集与控制系统3。油气分离单元与变压器本体直接相连,在油泵的推动下使变压器油流经脱气膜。气体分子透过脱气膜到达测量气室而油分子不能透过,经过一定的时间后可达到平衡,实现油气分离。气体检测部分实现对分离出来的H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、O2等多组分气体的检测,要求满足GB/T 7252-2001的标准。数据采集和控制系统实施对整体工作环境的控制和数据采集,并对采集后的数据进行处理和发布。
2 关键技术设计
2.1 实时高分子膜油气分离
常使用的油气分离技术有真空脱气、顶空脱气和高分子膜脱气等,其中高分子膜以洁净、安全和简单等优势获得越来越多的应用。由于特富龙脱气膜在油气分离上具有较高的实时性[11],可满足变压器油的实时脱气,系统中采用特富龙脱气膜来进行脱气。气体分子从油中向气室的一侧扩散,在一定温度下和一定时间后,膜两侧的气体压力趋于平衡,达到动态平衡,即自动地实现了油-气分离。而为了应对现场的压力,设计了基于钛铝合金的支撑结构,可以使脱气膜耐受压力超过1 MPa。
考虑到脱气膜的气室结构只影响平衡时间[11],系统在设计时采用抽取定量管真空的方法,同时加大气室体积以实现气体的递归分离,在有限的时间内可以充斥整个气室空间。一旦遇到变压器发生故障,检测设备将进入故障跟踪流程,实时记录跟踪变压器的故障演变,按照10∶1的比例设计气室和定量管体积,可以大幅缩减膜分离带来的时间延迟,实现了不大于1 h/次的故障跟踪速度。
为了进一步增强膜的脱气效率和安全性,综合考虑了气路和油路的优化与保护,如气压限制、气室容量以及油流带电等,设计了图1的油气分离单元1。图中,油回路采用微型磁力泵强制循环,使油流速度控制在200 m L/min内,提供了稳定的膜压力,且避免了油流带电的发生。
2.2 多组分气体的分离和检测
多组分气体的检测一直是变压器油中溶解气体检测中的难点。作者经过多年的研究和实践发现将SOFC应用于多组分气体的检测可以达到氢火焰检测器FID(Flame Ionization Detector)检测的精度和热导检测器TCD(Thermal Conductivity Detector)检测的稳定性,非常适合作为本系统的检测单元[15]。
要将SOFC应用于多组分气体检测还必须解决色谱柱分离的问题。传统色谱仪常采用多通道多传感器进行气体检测,如GC900色谱分析系统,最多可同时选配3种不同类型的传感器。为了简化通道数,本系统采用了双柱连用的方式,色谱柱1填充活性炭,实现对H2、O2和CO的分离,色谱柱2填充HGD-201,实现对CH4、C2H6、C2H4、C2H2的分离,采用十二通阀配置柱的连接方式,最后用一只SOFC传感器进行多组分气体的检测。
图2为设计的多组分气体分离和检测系统。系统中E1为气体检测器,E2和E3为色谱柱,E4为十二通阀,E5为定量管,E6为载气,V1为开关阀,V2为稳流稳压阀,V3为压力表,系统在E4的控制下实现2个状态之间切换。首先被配置为回流状态(b),这时E4的9、10接口连接到油气分离系统,使分离气体导入定量管E5,同时,载气通入色谱柱和传感器进行系统初始化。当定量管气体到达平衡后切换E4为进样状态(a),这时定量管气体依次被推入色谱柱E3和E2,分子量小的气体先到达SOFC传感器,出现了H2、O2和CO的谱图,当时间到达6 min时,CO峰已经出完而烃类气体峰未出现时,立刻切换E4为状态(b),这时色谱柱E2倒向,未出来的气体又依次从E2和E3再次分离,这样就实现了双柱连用的多组分气体分离。测量结果如图3所示,图中横坐标为时间,纵坐标为测量电压,测量表型中的标识为气体体积分数μL/L(百万分之一)和气体名称,如2.284[H2]表示H2含量为2.284μL/L。由图谱可知,各组分气体分离度超过了1.2,且有效地解决了传统色谱系统中的存在的O2与CO气体难分离的问题,并且SOFC传感器对可燃气体的检测效果也很好。
2.3 基于ARM和DSP的嵌入式控制系统
图4为设计的控制系统。硬件采用了ARM+DSP双核设计,如图4(a)所示。ARM选择了ARM7处理器,该处理器集成了丰富的片内外设和外部接口,使得整个系统软件可以放置于芯片内部,大幅提高了系统的抗干扰性能。DSP选择了集成内部乘法器的MSP430F149处理器,通过采用PID控制算法实现双路高精度温度控制。由于SOFC的输出电压为0~1 V,且现场C2H2等气体的质量浓度很低,为了保证数据采集的精度,在外部扩展了24位高精度AD转换芯片AD7710,使系统达到了2.5 V×1/224≈0.15μV的分辨精度,满足了在线监测的要求。ARM软件系统结构如图4(b)所示。通过3个设计单元保证了系统的灵活性。第一,控制台的设计可以使用户通过笔记本电脑串口实现对嵌入式系统的全面控制,利于开发和当地调试;第二,手工控制程序可以实现实时的系统定标,用于系统长时间运行后的标定;第三,自动控制程序是主要的执行程序,完成每天的数据采集和变压器故障的自动跟踪。通信软件和控制软件部分都设计了层层保护,避免了仪器的损坏。而硬件单元采用CPLD器件实现了实时的故障保护,大幅提高了整体的可靠性。
系统独立运行,周期性地通过电力MIS网进行对时。采用3G通信单元实现数据的远程自动上传。另外,系统可实现故障的跟踪。一般系统的采集周期为24 h/次,而一旦实时诊断系统发现了故障征兆,系统自动将采集周期减半,并根据故障的发展情况持续加快采集速度。
3 实验与现场运行分析
为了测试系统的检测精度和稳定性,分别将一定数量的纯净H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2稀释在N2中,制备了各组分气体体积分数较低时的混合气体,对该混合气体进行定量分析,结果如表1所示。
从表1可以看出,系统在分析较低体积分数的混合气体时,各组分气体的各次测量结果差别不大,具有很好的测量稳定性,而且检测结果与气体各组分的实际体积分数值相比差别也不显著,均不超过8.3%,可见系统具有较好的准确性。
该系统已经在全国几个220 k V和500 k V变电站成功投运,运行状态好。通过和离线检测数据对比,数据稳定,线性度好。如在河南省某500 k V无人值守的变电站,系统运行半年,从运行的结果来看,系统的可靠性高;与离线测量的数据相比,具有可比性。表2所反映的数据是实际运行的结果与离线检测的结果的比对。
4 结论
a.通过采用高性能特富龙脱气膜,结合优化的油路和气路设计,实现了在线监测的实时性。
b.实验和现场运行表明,SOFC检测器的灵敏度很高,对于C2H2等碳2气体的检测灵敏度可以达到0.1μL/L,已经接近实验室FID检测器的检测灵敏度,且具有良好的稳定性。
c.采用双柱连用的方法实现了单通道同时检测6组分气体,简化了系统的结构,避免了传统需要TCD和FID同时开启所带来的不便。
d.采用高性能的ARM+DSP双核嵌入式系统设计,使在线监测终端同时实现了与电力MIS网和远程监控中心的同时接入,保证了系统运行的安全性和实时性,实现了故障的实时跟踪功能。
结合最新的高分子脱气膜和固体氧化物燃料电池技术设计的新型变压器油中溶解气体在线监测系统为变压器状态监测和维修提供了新的思路。
摘要：设计了一种新型的变压器油中溶解气体实时在线监测系统。系统由三部分组成:油气分离、多组分气体检测和控制系统。在油气分离部分,通过采用特富龙膜和优化的油气回路设计,实现了1 h/次的脱气周期;将固体氧化物高温燃料电池(SOFC)引进到微量气体检测,取得的气体体积分数为0.1μL/L,通过与色谱双柱连用实现了多组分气体的单通道检测;控制系统采用ARM和DSP,实现了与电力信息管理系统(MIS)和远程监控中心的同步安全接入,并可实时进行故障跟踪。实验与现场运行证明,该系统具有实时检测、高精度和高性价比的特点。
在线溶解气体检测技术 篇4
用于变压器故障诊断的方法有很多,其中油中溶解气体分析法(DGA)是目前使用最广泛的方法之一[1,2,3],该方法采用气相色谱原理,其中气体分离和检测是油中溶解气体在线监测的关键技术[4,5]。该方法是利用不同类型故障对应不同气体浓度的特性,分析特征气体的浓度来检测变压器中的故障。由于电力设备故障的发展过程与运行环境、负载状况直接相关,采用定期维修的方法往往难以及时发现这些故障,而且定期维修需要离线进行,停电时间长,会造成大量的电量损失[6]。
电力设备油在线监测是提高电力系统运行安全性和可靠性的有效措施之一,其中绝缘油中溶解气体在线监测是目前应用广泛且有效的监测手段[7,8]。变压器油中溶解气体在线监测装置可以对变压器油中的7种特征气体进行实时在线取样分析,并将所获得的数据进行综合运算处理,以便及时准确地了解变压器的运行状态。变压器油中溶解气体在线分析法正是利用不同类型的故障对应着不同气体浓度的特性,通过分析气体浓度来获知变压器故障类型,且该方法能够在不停电的情况下对变压器进行故障检测,不受外界影响,可以定期实时地对变压器内部故障进行诊断[6]。①
变压器油中溶解气体离线检测技术中常采用热导池检测器(TCD)和氢火焰检测器(FID),虽然这两种检测器的技术都比较成熟,但都存在体积大、成本高、灵敏度低及反应时间长等缺点,因而在实际运用中少有应用[9]。而变压器油中溶解气体在线检测技术中常采用半导体传感器(载气采用高纯空气),同样采用传统的色谱技术,该传感器虽然响应快、灵敏度较高,但存在基线漂移、准确度差及需定期校准等缺点,虽然目前在大量实际应用,但效果并不理想。
目前,以微机电系统(MEMS)技术设计制造的TCD,正在逐步应用于变压器油中溶解气体色谱检测技术,它可以弥补现行半导体检测技术中的不足,能够有效提高检测灵敏度和检测结果的准确性、稳定性[10,11,12]。因此,对现有半导体气体检测技术进行改进以适应现场需求是十分必要的。而适用于采用半导体检测技术的变压器油中溶解气体在线监测装置的载气几乎只有高纯空气,但由于高纯空气是由高纯氮气和氧气配比生成,因而价格较高,一般维护单位难以承担。笔者在分析现行技术优缺点的基础上,将基于MEMS技术的TCD检测技术应用于变压器油中溶解气体的在线监测,分别用净化空气、高纯空气、高纯氮气作为变压器油中溶解气体在线监测装置的载气进行论证,为现场产品改造和产品升级换代提供理论依据。
1 试验部分
1.1 仪器与试剂
试验仪器采用中分2000B气相色谱仪和NS801变压器油中溶解气体在线监测装置。
电力绝缘油溶解气体分析用标准气体为:H2305μL/L、CO 305μL/L、CO2709μL/L、CH470.9μL/L、C2H444.8μL/L、C2H28μL/L、C2H643.9μL/L、其余高纯氮气(南京伟创气体有限公司)。
高纯氮气:99.99%。
高纯氢气:99.99%。
高纯空气:O2含量21±1%,其余N2。
1.2 分析条件
气相色谱条件:柱温65℃,流量54m L/min,热导温度70℃,氢焰温度150℃,转化炉温度360℃,载气为高纯氮、氢气,检测器TCD和FID。
在线监测装置条件:柱前压力0.1MPa,柱箱温度75℃,载气分别为高纯氮气、高纯空气和净化空气,检测器为某新型热导检测器。
1.3 试验过程
分别用高纯氮气、高纯空气和净化空气作为载气,在相同条件下,标准气体每次进样1m L,记录分析数据。
2 结果与讨论
2.1 载气对色谱峰的影响
在同样的试验条件下,换用不同载气得到的色谱图如图1所示。可以看出,用净化空气作载气时,色谱基线在224.5m V左右,且由于水分的影响基线出现不平稳现象;用高纯空气作载气时,色谱基线在216m V左右;用高纯氮气作载气时,色谱基线在205m V左右。在同样的试验条件下,随着载气成分的减少、载气纯度的升高,色谱基线值不断减小且稳定。用高纯空气和净化空气作载气时,在同一出峰位置,CO出峰不全,且后半部出现倒峰,其原因是由于载气不纯引起的。
1———H2;2———CO;3———CH4;4———CO2;5———C2H4;6———C2H6;7———C2H2
2.2 不同载气时对峰宽和分离度的影响
由于采用净化空气和高纯空气作为载气时,谱图出现倒峰(图1),因此只讨论采用高纯氮气作为载气时,H2和CO的分离度,谱图参数见表1。
选取色谱图中保留时间最接近的H2和CO,分离度R的计算式[13]如下:
从结果可以看出,H2和CO两种物质的峰能够完全分离。
2.3 载气对保留因子和保留时间的影响
采用相同的柱前压力,分别在不同载气的条件下比较其保留时间tR和峰宽Wb。H2、CH4、CO2、C2H4、C2H6、C2H2的分离情况见表2。
在色谱柱和流动相流速不变的条件下,死体积是恒定的,因此保留因子的增加体现在保留时间的增加。保留因子是反映色谱柱对化合物保留特性的参数,其值越大,化合物在该分析条件下的保留时间越长。CO由于倒峰的影响,暂不作讨论。结果表明,在相同条件下用高纯氮气作载气时,保留时间短、峰宽变小且峰形变窄。
2.4 空气作载气时CO倒峰现象分析
采用高纯空气和净化空气作载气时CO的色谱图出现倒峰现象,载气换作高纯氮气时消失。分析原因,可能是由于载气不纯引起,使得色谱柱对CO保留作用有差异以及检测器对CO的响应均发生了变化。
3 结束语
在线溶解气体检测技术 篇5
SF6气体具有理想的绝缘和灭弧性能,已广泛应用于高压开关设备中.由于制造、安装等质量差异以及材料老化等因素,SF6高压开关设备发生SF6气体泄漏是一个普遍存在的现象[1]。高压开关设备一旦发生SF6气体泄漏,将给电力设备的安全运行和室内工作人员的安全带来严重的威胁,因此,实现对开关室内环境的在线监测、实时报警和启动通风控制具有十分重要意义[2]。
国家电网公司2005年发布的“国家电网公司电力安全工作规程(变电站和发电厂电气部分)”和国家电网公司2006年发布的“国家电网公司安全技术劳动保护七项重点措施(试行)”中都明确规定了安装SF6气体环境泄露在线监测装置,并规定了具体的指标。
1 几种SF6气体测量的原理方法和特点
当前,SF6的测量方法有紫外线电离型、高频振荡无极电离型、电子捕获型、钢丝热电子发热型、负电晕放电型、气压表测量法、密度继电器测量法、半导体传感器法和激光红外成像法等多种。
目前应用较多的有电子捕获探测(ECD)和局部真空负离子捕获(NIC)探测等技术.前者需内置辐射源,在使用、储存和运输等方面将受到诸多的限制,而且还需要纯度高达99.998%的氩气;后者需要微型真空泵和流量传感器的配合,结构复杂、技术难度大、不适合作为现场在线监测仪器的使用[1][5]。
传统的SF6气体测量方式:气压表测量法和密度继电器测量法。气压表测量法的主要原理是用气压表监测气体压力。但是由于SF6气体压力随温度变化而变化,因此这种方法只有在环境温度变化不大、泄漏明显的情况下起作用,而且还需要工作人员不断监控,不适用于无人值守的变电站中。密度继电器测量法中,密度继电器为机械装置,精度一般,抗震能力差,不能及时反应在安全值以上的气体微量泄漏[4]。
半导体传感器采用镀锡的二氧化锡半导体作为电极,由于二氧化锡半导体具有较强的亲氟化物特性,因此当空气中含有一定量的被测气体时,传感器阻值将随之下降,被测气体的浓度越高,传感器阻位越低。传感器的底部装有电加热丝,目的是增加被检测气体的活性。与传统测量方式相比,半导体测量法检测SF6具有精度高,价格低等优点,但是寿命短,误报率高。
基于负电晕放电原理设计的SF6在线监控系统是当前用于高压变电站开关室内SF6气体泄漏监测的主流设备,其结构简单,安全可靠,成本较低,适合于大范围的在线监测是该系统的特点。但该系统存在传感器的使用寿命较短,容易引起误报警等缺点,严重影响该系统作为监测设备的可信度[5]。
采用超声波测速法进行SF6泄漏的测量,其原理是超声波速度在不同摩尔质量的气体的传输速度是不同的。声波是一种在弹性媒质中传播的机械波,它是纵波。超声波具有波长短、易于定向发射等优点,而且超声波在媒质中的传播速度与媒质的特性和状态有关,通过媒质中声波的测定可了解媒质的特点。当通过差分法消除温度影响后,声波速度就仅和气体摩尔质量有关。对于SF6气体,其气体摩尔质量为空气的5倍,因此当空气中泄漏SF6含量变化时,其气体摩尔质量也会发生变化,对应到声速上也会产生对应的改变。通过超声传感器测量超声波的传播速度,反推出SF6气体的含量,即可实现定量测量空气中SF6泄漏气体的浓度。
该测试方法技术成熟、稳定、不易受环境因素影响,寿命较长,精度可以达到10 μL/L,不足之处是价格昂贵,多为国外公司用户所采用,对浓度较高时适用。
红外激光吸收方法主要利用SF6对特定波段有强吸收的特性来检测SF6气体浓度,采用此种方法测量SF6浓度具有灵敏度高、受环境影响较小、寿命长等特点,并且适合于实时在线监测[6]。光辐射在气体中传播时由于气体分子对辐射的吸收、散射而衰减[7],因此可以利用气体在某一特定波段的吸收来实现对该气体的检测。
2 监测方案
2.1采用激光检测原理测试SF6气体
经综合比较分析,建议采用激光探测器检测SF6的泄漏。激光探测器测量范围为0~2 000 μL/L,其灵敏度为1 μL/L,而目前安全规程规定SF6浓度报警为1 000 μL/L,因此激光探测器可以定量检测空气中SF6的浓度,随着国家环保力度的加大,规定SF6浓度报警值会不断的降低,这样就可以随时更改,也避免了其它检测类型无法定量检测的缺点,目前比较先进的SF6气体泄漏在线监测都采用了激光检测技术。尽管激光检测技术一次性投资成本高,但是由于使用寿命长,维护量小,准确度高,误报率低,尤其是采用现场气管式安装,通过气泵循环抽气到激光检测室的方案,现场安装的费用会降低很多。考虑到激光探测的现场测点多为8路,这样对220 kV及以上电压等级的变电站,空间较大,测点就显得少了,因此建议在维持目前成本或较少增加成本的情况下增加现场测点。目前已经有产品在简单增加分路器的条件下,将测点可以增加到16路和32路,甚至更多。
2.2 采用独立的氧气传感器检测
通常采用的氧气传感器是与SF6传感器组合在一起,统称双气体探头,因为该种SF6传感器检测准确度和稳定性不高,需要氧气配合检测,同时一个测点在检测SF6气体也要检测氧气,所以做成双气体探头。因为建议采用激光检测SF6气体的技术,所以,在此就采用独立的氧气传感器。先进的氧气传感器是独立的一个氧气变送器,因采用激光检测SF6准确度高,所以不需要每个测点安装氧气传感器,这样氧气传感器只需要一台,安装在开关室适当位置,信号传递到控制中心。氧气传感器技术指标建议,其测量范围为1%~25%之间,精度不小于1%,纯氧量报警为不大于20%,并且可以定量检测空气中氧气的含量。
2.3 采用温度和湿度一体的传感器检测
采用温度和湿度于一体的传感器,将检测的温度和湿度变成数字信号,通过电缆传送信号到控制中心即可。温湿度变送器在一个开关室只需要安装一个就可以,一般安装在开关室中间墙壁上,安装位置离地大约1.65 m左右。
2.4 风机的控制
鉴于SF6气体比空气重很多,为达到对SF6气体的排泄,安全规程规定风机必须安装于开关室的下方。当开关室内空气中的SF6气体浓度达到1 000 μL/L或氧气含量低于18%时,风机自动启动进行排风。排风机自启动后能连续排风到整定时间(如30 min),自动关闭。若在整定时间的排风后,SF6气体和氧气仍高于启动值时,风机再次启动排风直至满足要求为止。风机的配置的数量与开关室的空间大小有关,但不宜少于2台。风机不仅能自启动,而且还能手动启动,以满足不同情况的需要。
2.5 红外探测器
建议应该在开关室入门处安装红外探测器,并配置显示和发音的功能,在探测到人员靠近开关室入门处,应该主动以声音提示人员,当前室内的SF6气体和氧气浓度,提示人员注意安全,并在人员确定要进入时,按照安全规程主动启动风机排风。
2.6 集中控制台
对于集中控制操作台部分,分为两种开发方式。一种是采用单片机系统;另一种是工控机系统。采用单片机系统的控制操作部分优点是成本低、可靠性高、环境适应能力强、安装灵活方便、占地小,缺点是控制的能力不高、存储能力差、各种远程通信的能力非常弱、使用方面可提供的功能有限。采用工控机系统的控制操作部分优点是能力强、存储能力大、具备良好的各种远程通信的能力、可提供非常方便的使用方面的功能,缺点是成本高、可靠性比单片机弱、对环境要求高、安装不方便、占地面积大。经综合考虑建议采用先进的嵌入式多任务开发方式的控制部分,结合前两种方式的优点既以有限的成本构建运行可靠性高、安装灵活方便、存储能力大、使用方便功能强,同时又具备良好的远程通信能力的控制系统。
3 国内应用现状
从监测装置的结构方面主要是分布式和集中式。分布式多采用在现场布置多个采集单元,每个采集单元都独立具备SF6气体的测试功能,测量后的信号通过电缆传送到后台的集中控制台,同时,其它的有关测试元件也是独立测试,例如:氧气、温度、湿度及红外等等。集中控制台负责统计、报警、控制风机及人机交互。这种分立的测试方式测量SF6气体多数是非激光红外测试原理的。这种测试方法优点是:价格低、布置灵活、测点量可以任意增加。缺点是:采用测试原理简单、定量测量不准、误报率高、寿命短、维护量大、现场需要多根电缆、测点增加将直接增加费用等。目前国内多数以此种方式安装。
集中式的监测装置主要是以激光红外测试原理为主。现场采用布置多个测点。但是测点又分为多个气管布置加一个激光红外集中测试和多个激光红外现场测试区别。多个气管布置加一个激光红外集中测试是在现场布置多个气管,在集中控制柜进行激光红外检测,由于现场只是简单的气管布置,因此安装简单容易。多个激光红外现场测试是在现场根据需要安装几个相对方向的激光发射器和红外接收测量装置,准确度高。激光红外集中测试优点是:可以准确定量测试、寿命长、准确率高。缺点是:费用高,测点增加难度大。是目前国内比较先进的用于更新换代的产品。
4 结束语
随着更加先进的控制技术的应用,SF6气体泄漏环境在线监测装置更多的和变电站安全系统融合,逐步的变为和消防等结为一体,在集中控制方面更加的模块化。同时,不仅局限于对SF6气体的检测,各种SF6气体泄露后的化学变化产物的检测也逐步的增加,使得检测范围更加广泛。
参考文献
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[2]田勇.利用激光成像技术定位检测设备SF6气体泄漏[J].东北电力技术,2005,(12):35~37.
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