油在线监测装置（通用9篇）
油在线监测装置 篇1
0 引言
变压器油色谱在线监测装置可在运行中及时准确检测出绝缘油中溶解的各种故障特征气体浓度及变化趋势,从而实时掌握变压器运行工况,提早发现设备存在潜在缺陷,避免电网设备事故的发生[1,2,3,4,5,6]。变压器本体和油色谱在线监测装置间通过十多米的输油管道及多个阀门相连接,客观上增加了变压器漏油的安全隐患[7]。因输油管多采用加防护管直埋、电缆沟敷设等暗敷设方式,发生漏油后,不易被发现。西北电力系统曾出现过几起油色谱在线装置输油管漏油事件,个别还造成主变压器(主变)跳闸。
经查找,目前针对油色谱在线装置漏油方面的研究较少,文献[7]提出了一种油色谱在线装置漏油检测方案,但是文章并未分析漏油发生的普遍原因,因此也没有给出防范措施。本文通过对漏油点的仔细检查,得出了油在线装置输油管频繁漏油的原因,进而分析了装置在设计、施工方面存在的问题,并给出了解决方案。
1 油在线监测装置漏油事件经过
某330 kV变电站1号主变采用宁波理工监测科技股份有限公司生产的MGA2000-6型绝缘油色谱在线监测系统,该系统于2008年9月投运。油在线装置的输油管(直径6 mm的不锈钢管)从主变本体引出后,经直埋于土壤中防护管(直径40 mm镀锌钢管)引到二次电缆沟,经二次电缆沟连接至油色谱在线监测装置。
2014年8月15日凌晨2时38分,该变电站1号主变轻瓦斯及本体油位异常信号报警。现场检查发现,1号主变本体油枕油位临近下限,主变本体未发现漏油部位。翻开电缆沟盖板后,发现油色谱在线监测系统输油管漏油,漏出的绝缘油经防护管流入电缆沟,如图1所示。
发现漏油点后,运维人员立即关闭1号主变油色谱在线监测系统输油管阀门,漏油现象停止。次日,油色谱在线监测装置生产厂家人员到现场检查,将输油管从防护管中抽出,发现输油管外壁有一直径约1 mm的电击穿造成的漏点,漏点周围电灼伤痕迹明显,如图2所示。
2 漏油原因分析
根据输油管漏点及漏点周围灼伤痕迹判断,输油管与防护管摩擦接触部位存在放电现象
输油管道为不锈钢材质,两端分别与主变本体阀门及色谱在线装置柜连接后接地。防护管采用镀锌钢管,经独立的接地引下扁铁接地。输油管直接进入防护管进行敷设,与防护管间无任何隔离和绝缘措施,二者存在摩擦接触的现象。二者虽同为接地状态,但处于接地网的不同位置,接地阻抗不同
当站内中性点直接接地系统发生接地故障时,故障电流通过接地网向主变中性点汇集[8];或者雷击设备时,接地网中也会流过很大的雷电流[9,10,11,12,13],由于输油管、防护管的接地阻抗不同,会在两者之间产生电位差,引起放电,严重时导致输油管道被击穿。
现场检查,输油管放电击穿漏点部位在防护管直角拐弯处,此处是输油管与防护管摩擦接触电阻最小的部位,当二者出现电位差放电时,放电电流必然流经此处,从而使输油管被击穿,造成漏油。
根据漏油速率及漏油量推断,漏油大约持续了一周时间。经查询,该站一周前发生过一次110 kV线路单相接地故障,与推测的漏油开始时间基本吻合。
由于漏油点位于防护管内,漏出的油经防护管流至电缆沟内,日常巡视时,不易被发现。长时间漏油造成主变本体油枕油位降低,夜间由于环境温度降低,加之主变负荷下降,油温下降,热胀冷缩导致油位下降至下限,引起主变本体油位异常及本体轻瓦斯信号动作。
3 油在线监测装置存在的问题
根据对绝缘油色谱在线监测装置输油管漏油情况的分析,绝缘油色谱在线监测装置存在以下设计、施工缺陷。
(1)输油管采用不锈钢管,防护管为镀锌钢管材质,两者同为导电材质,之间无任何电气隔离措施及防机械摩擦隔离措施。虽然都采取了接地措施,但二者处于不同接地点,接地阻抗存在差异,在地网中有故障电流或雷击电流流经时会产生电位差,引起放电。
(2)绝缘油色谱在线监测装置安装时,输油管大部分经防护管直接埋入地表之下,防护管的低端出口在电缆沟道内部。虽然防护管对输油管起到了较好的防外力破坏作用,但不便于人员巡视,在输油管发生漏油时,防护管隐蔽的出口造成漏油现象难以发现。
(3)输油管一部分布置在二次电缆沟内,不符合《电力工程电缆设计规范》中的规定:“5.1.9在隧道、沟、浅槽、竖井、夹层等封闭式电缆通道中,不得布置热力管道,严禁有易燃气体或易燃液体的管道穿越[10]。”在发生漏油后,会对运行电缆构成威胁。
4 解决方案
4.1 现有油在线监测系统的改造方案
(1)对无绝缘护套的输油管,加装海绵材质的绝缘保护套后重新敷设。
(2)增加短接接地措施。采用通流容量足够的引线,将防护管两端与输油管可靠短接并接地,确保二者处于同一接地电位。当出现电位差放电时,限定放电电流由外部短接引线流过,避免在镀锌钢管内部出现放电现象。
(3)对电缆沟道内的输油管采取绝缘保护隔离措施,避免输油管与电缆沟道内电缆支架等接地体直接接触,并保证其足够的机械强度。
(4)将防护管低端出口上方的电缆沟盖板更换为高强度的可视化玻璃盖板,便于日常巡视检查。
4.2 新安装油在线系统的设计施工要求
(1)新安装油在线监测装置的输油管道应尽量采用明敷设方式,避免采用直埋和电缆沟敷设方式。
(2)新安装油在线监测装置应采用高强度的绝缘材质管道作为输油管的防护管。如果采用导电材质防护管,必需在防护管和输油管之间加装绝缘隔离措施,并确保两者处于同一接地电位。
5 结论
变压器油色谱在线监测系统设计、施工方面存在的缺陷,是导致输油管道漏油的根本原因。输油管与防护管均为导电材质,两者之间无绝缘隔离措施,由于接地点不同、接地阻抗存在差异,当接地网中流过大电流时,两者之间将产生电位差,引起放电,造成输油管被击穿。同时,整个输油管采用暗线布置,漏油后不易发现,时间一长,将会导致变压器轻瓦斯保护动作,甚至造成变压器跳闸。解决方案是在输油管道与防护管间增加绝缘隔离措施,并使两者接地点一致。同时,输油管应尽量采用明线布置,便于漏油后运维人员第一时间发现。
变压器油的在线监测与故障诊断 篇2
关键词：变压器油；在线监测；故障诊断；色谱分析 文献标识码：A
中图分类号：TM406 文章编号：1009-2374（2015）21-0154-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.21.077
1 概述
设备维修的概念起源于20世纪50年代，当时电网电压等级较低，容量也不大，电气设备出现问题时造成的影响和损失也较小，事故后再维修成为当时电力设备的普遍选择，但由于传统的离线监测与定期停运实验等方式属于间断性评估，难以将故障遏制在初期阶段，增加了设备运行的风险。近年来，随着传感器和光纤等相关技术的发展和应用，出现了一种能够动态监测被测设备相关数据的在线监测方法，反映变压器当前的运行状态，结合以往的运行经验与相关标准进行全面分析，明显提高了成功发现变压器缺陷的效率与准确性，并能够及时地进行报警，让运行及班组人员采取相应措施，缩短故障存在的时间，限制故障的进一步发展，以确保电网的安全稳定运行。
变压器在运行过程中，由于发热老化或者放电故障等原因，油中会含有一定量的反映故障特征的气体如一氧化碳、二氧化碳、氢气、乙炔、乙烯等多种气体或其中几种的混合气体。而根据故障类型、严重程度不同，变压器油中产生的气体的种类、含量多少也各不相同。而对这些气体进行监测分析，根据气体种类和容量，推断当前变压器中是否存在潜伏性故障，以及故障的严重程度。目前主要采用变压器油中溶解气体分析法（DGA）也称为气相色谱分析法，已成为电力系统判断变压器内部故障性质的常用方式。
2 变压器油色谱分析的原理和优点
气相色谱分析技术是采用由气体传感器和色谱检测相结合的现场的监控系统进行监测的方法，它的原理分为定性分离和定量检测两个步骤，其原理图如图1所示，第一步是利用不同气体对应色谱柱的长度不一样，将气体通过色谱柱时则可以实现分离，确定是哪种气体；第二步則将不同种类气体通过检测器，确定各种气体的多少，实现定量检测。根据这两步的检测结果，分析变压器油的状态，判断变压器设备内部情况，是否发生故障。经过实践，总结出气相色谱分析法有着明显的优点，主要有以下三点：（1）花费时间短，色谱分析对含有多个成分的样品进行分析，平均每个成分只需1分钟左右，成分增多时，平均时间还会进一步下降。（2）分离能力强，即使混合物的成分复杂，化学物理性质相差不大，也能进行很好的分离。（3）采样量少，完成一个分析只需要几毫升甚至更少的样品。
3 变压器内部的常见故障及原因
变压器内部故障一般分为三类：即放电短路故障和过热故障及设备进入外部空气和水分的潜伏性故障。
3.1 变压器放电故障产生的原因
变压器放电分为火花放电、弧光放电及局部放电。（1）火花放电，放电能量较低，多由接触不良所造成的，如电流互感器内部引线对外壳放电和铁芯接地片接触不良造成的悬浮电位放电。（2）弧光放电，又称为高能量放电，原因通常是线卷匝、层间绝缘击穿，过电压引起的内部闪络。（3）局部放电，在变压器引线、端部绝缘结构及突出的金属电极表面，如油箱内壁的焊缝及附在其上的焊渣；造成了绝缘结构中电场分布不均匀，极易产生局放。
3.2 变压器过热故障产生的原因
变压器过热故障可以分为高温过热、中温过热、低温过热。主要原因是：（1）铁心两点或多点接地；（2）引线连接不良；（3）分接开关接触不良；（4）铁芯间短路或被异物短路；（5）部分绕组短路或不同电压比并列运行，引起的循环电流发热。
各种不同故障会产生不同的故障特征气体，我们以此作为判据来确定故障类型，故障特征气体见表1：
4 气相色谱数据的综合判断
三比值法是目前我国主要采用的方法，经过经验总结，该方法采用五种特征气体相比构成五个比值，然后依据经验确定了比值的范围与大小对应的意义，从而对其进行编码，实现不同类型故障的诊断。该方法已被国际电工委员会（IEC）组织推荐使用，得到广泛认可。三比值法编码表见表2：
4.1 气体产气速率的注意值
气体产气速率是除气体容量和种类之外分析变压器内部故障的又一参考指标，产气速率分为相对产气速率和绝对产气速率两种，而相对产气速率有一个参考基准，当基准本身浓度较小时，误差较大，故相对产气速率可靠性不太高，使用较少。绝对产气速率使用较多，多在气体浓度接近设定标准值或者超过时，进行密切
关注。
4.2 对二氧化碳及一氧化碳的判断
正常情况下，对于开放式变压器而言，由于变压器油与空气接触，油中会溶解一定量的空气，但其饱和度不超过10%，所以设备内CO2含量不超过300μL/L，但当变压器固体和绝缘老化或者油长期氧化时，可能会造成CO2及CO含量的明显增长。当检测计算发现（CO2/CO）>7时，要关注固体绝缘材料是否老化。当（CO2/CO）<3，则可能是故障高于200℃涉及到固体绝缘材料时，更精确的做法是，应将最后两次检测的数据相减，计算差值，然后计算差值比值重新计算（CO2变/CO变）<3，来判断故障是否与固体绝缘有关。
4.3 乙炔含量分析及注意值
乙炔是我们日常监控中最重要的一个指标，变压器无故障时，油内不会出现乙炔，乙炔是变压器内部出现放电的特征气体，当总烃内乙炔含量较小时，通常意味着故障还在形成阶段，但乙炔出现明显增长时，则很有可能是因为发生了击穿事故，而乙炔含量的多少与故障缺陷的严重程度与紧迫程度没有必然的联系，反而与产气的速度有较大的关系，方便用来判断故障位置。
5 变压器油气相色谱分析的注意事项
对于变压器特别是准备投运的，油中检测到的气体含量越小越好，一旦发现H2、C2H2和（CH4+C2H2）中某值较高时，应重点关注以下情况：（1）瓦斯保护是否动作，瓦斯继电气内是否有气体，变压器内部注入的油有无进行过滤脱气处理，呼吸器硅胶变色是否超过2/3。（2）变压器外壳焊接处密封是否良好，有无漏油。（3）绕组或者铁芯接地是否良好。（4）是否负荷较高，冷却器油泵长时间转动，测试是否对油质造成影响。
6 结论
（1）在线监测通过数据分析可以及早发现潜在性故障。（2）采用三比值法对获得的数据进行分析可以明确设备故障的类型，做出相应应对措施。（3）在线监测发现数据异常时，要明确重点关注的注意事项。
参考文献
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作者简介：赖绍奇（1982-），男，广东东莞人，供职于广东电网东莞供电局，研究方向：电力系统运行与分析。
油在线监测装置 篇3
随着电力行业状态检修的开展和在线监测技术不断发展成熟,许多公司推出了多种在线监测产品,而基于变压器油中溶解气体分析法的在线监测装置目前在电力行业得到了广泛的应用。油中溶解气体在线监测装置的安全性、可靠性、稳定性以及测量结果的准确性直接影响状态检修工作的开展。特别是在蒙东等存在极寒天气、现场维护成本较高的地区,在线监测装置的可靠性问题尤其突出。本文基于国家电网公司的调研材料,统计分析了不同监测原理的油中溶解气体在线监测装置的应用情况和可靠性情况,分析了常见故障类型和原因。结合极寒地区变压器监测要求,给出了油中溶解气体在线监测装置可靠性提升建议。
1 油中溶解气体在线监测装置使用情况
截至2013 年6 月,国家电网公司共装用各类油中溶解气体在线监测装置6 673 套。其中,交流变电站中装设6 434 套,换流站中装设239 套。油中溶解气体在线监测系统结构见图1。油中溶解气体分析技术关键点有两个:油气分离技术和混合气体检测技术[1,2,3]。
根据气体检测组分的不同,可以分为单组分气体在线监测装置和多组分气体在线监测装置两大类。国家电网公司内在运油中溶解气体在线监测设备以多组分为主,占比高达90.9%。
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薄膜/ 毛细管渗透法、真空脱气法、顶空分离法等。
国家电网公司95.5% 的单组分在线监测装置采用薄膜渗透法进行油气分离,而真空脱气法和顶空分离法( 动态) 分别占2.5% 和0.8%。在运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,2.2% 采用静态顶空分离法。
2) 气体检测技术
气体检测技术主要有单组分气体检测和多组分气体的分离和检测[4]。
单组份气体的检测主要是对氢气和可燃总烃(TCG) 进行的检测,利用渗透膜进行油气分离,常用的氢气检测器主要有钯栅极场效应管、催化燃烧型传感器和燃料电池。多组分气体分离和检测技术主要有气相色谱、红外光谱、光声光谱和阵列式气敏传感器技术,都可定量分析气体。
国家电网公司91.3% 的单组分油中溶解气体装置采用燃料电池型传感器作为主要的气体检测手段;5.7% 采用钯栅极场效应管;3.0% 采用催化燃烧型传感器。国家电网公司在运多组分油中溶解气体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%。
国家电网公司在运单组分监测装置,主要以燃料电池型传感器作为检出特征气体的主要手段,多组分监测装置中,半导体气敏传感器技术则占据了主导地位,其主要特点为需要在氧化氛围里工作,否则其恢复时间要达到30 s以上,使各峰出现严重拖尾现象,使用空气做载气可以解决这个问题,但这样对组分分离有一定影响。
国家电网公司有1.9% 的多组分装置使用了光声光谱分析技术。基于光声光谱技术为基础的变压器油中溶解气体在线监测系统有如下优点:(1) 无需载气、标气,没有色谱柱,系统免维护;(2) 系统工作稳定可靠,寿命较长;(3) 系统响应速度快,最快检测速度可达1 次/h ;(4) 除油中溶解气体,也可进行微水检测。利用光声光谱原理进行绝缘油色谱分析是近年才逐渐发展起来的新的检测手段。
2 油中溶解气体在线监测装置运行情况分析
截止2013年6月,从统计结果看,报警8 300次,漏报警573 次,误报警5 793 次,检出主设备缺陷次数2 507 次,误报率为69.8%。缺陷发现率0.25次/( 台·年)。5 252 套装置已开展检定检验工作,占78.7% ;5 237 套装置已接入集中状态监测系统,占78.5%。
1) 缺陷发现率分析
单组分监测装置中,气体检测技术采用催化燃烧型传感器缺陷发现率最高,为0.037 次/( 台·年)。
多组分监测装置中,采用薄膜/ 毛细管渗透法-半导体气敏传感器缺陷发现率最高,为1.420 次/( 台·年),高于平均缺陷发现率。
多组分油色谱在线监测装置,薄膜/ 毛细管渗透法- 热导检测器(TCD) 技术、薄膜/ 毛细管渗透法- 半导体气敏传感器和动态顶空分离法- 固态微桥式检测器技术缺陷发现率分别为0.296 次/( 台·年) 和0.321 次/( 台·年),均高于平均缺陷发现率。
2) 误报率分析
误报率方面,单组分油色谱在线监测装置的误报率较低。多组分油色谱在线监测装置中采用动态顶空分离法- 半导体气敏传感器技术和薄膜/ 毛细管渗透法- 半导体气敏传感器的误报率较高,分别为0.656 次/( 台·年) 和0.532 次/( 台·年)。
3) 装置故障情况分析
在2012 年1 月至2013 年6 月期间,国家电网公司在运油中溶解气体在线监测装置共发生故障1 627 次, 故障率为0.163 次/( 台·年), 详细故障分类见表1,其中通信故障占比最多,占比47.2%。
单组分油色谱在线监测装置功能和结构较为简单,且不涉及载气问题,故障突出表现在传感器问题。
多组分油色谱在线监测装置功能强大,但监测过程复杂,设计和制造技术难度大,故障突出表现在通信故障和装置本体故障两个方面;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;采用热导检测器(TCD)和光学光谱技术进行混合气体检测,可以有效避免载气不足的问题,大大降低运维成本和难度。
4) 维护成本分析
按照标准要求,油色谱在线监测设备监测周期应为每2 h一次,则对于大多数多组分装置载气更换周期为10 ~ 20 天;多组分采用“动态顶空分离法- 光声光谱检测器”的技术组合也可无需载气。大多数单组分装置无需载气。单组分在线监测装置的无需色谱柱。多组分监测装置多数需要色谱柱,其更换周期根据技术原理的不同存在较大差异,但在检测周期为每2 h一次情况下,多数装置平均每3 个月将需更换色谱柱。
3 存在的问题
1) 检测实时性较差
依据标准,油色谱在线监测装置检测周期为2 h一次,实际上,限于目前检测系统的检测能力,国家电网公司中的变压器和电抗器检测周期一般为24 h一次,这样既不符合标准,也没有达到在线监测的目的,不能够及时发现突发性的故障。
例如2013 年5 月23 日15 时06 分, 某换流变非电量保护发轻瓦斯报警,16 时离线油色谱检测换流变油中乙炔含量达到141.3μL/L,氢气含量193μL/L,总烃含量275.1μL/L。现场运行人员立即申请将极1 停运。16 时58 分,极1 正常闭锁。18 时再次对油样进行检测,乙炔含量达到1 342.4μL/L,氢气含量1 806μL/L,总烃含量2 133.1μL/L。经核对该换流变历年检修、预试以及油化验记录,结果均正常,说明换流变内部的放电现象是突然发生。
但在故障发生期间油色谱在线监测始终没有报警,主要原因为该在线监测装置检测周期为24 h,在上午9 时检测后24 h内不再进行检测,导致油色谱在线监测没有起到故障预警的应有的作用。究其检测周期长的主要原因是多组分色谱在线装置如果达到检测周期为2 h一次时,载气更换周期将要10 天左右,维护成本和工作量剧增,无法满足。
再例如2010 年6 月6 日9 时30 分,某换流变B相油中气体在线监测装置气体含量( 氢气H2的100%、一氧化碳CO的18%、乙烯C2H4的1.5% 和乙炔C2H2的8% 的组合含量) 超高告警。11 时离线油色谱检测换流变油中乙炔含量达到27.5μL/L,现场运行人员立即申请将极1 停运。14 时,双单元功率由800 MW降至750 MW,16 时,极1 正常闭锁。16 时30 分,再次对油样进行检测,乙炔含量达到47.2μL/L。经返厂解体检查发现本次故障由于网侧套管密封存在缺陷,雨水进入套管中心导杆,并顺流至网侧绕组围屏,水分进入网侧线圈后,网侧线圈绝缘性能大幅度下降,造成线圈撑条及纸筒沿面放电,放电现象也是突然发生。由于该类型油色谱在线监测为实时监测,测试周期可达到2 h以内,且不用载气,维护工作基本没有,只对可燃气体进行测量,简单灵敏,却能很好地预警一起换流变内部绝缘故障,说明这种由简单灵敏、实时检测的油色谱在线监测装置的能够很好地起到故障预警作用,配合以离线多组分油色谱检测来检查确定内部故障类型的方式是及时有效的。由此说明作为在线监测装置,其检测的实时性对于故障的前期预警意义重大。
2) 通信故障问题
通信故障成为在线监测装置无法正常工作的最主要原因,其主要有两方面问题:一是通信链路的问题。通过规范网络运行管理,将油色谱在线检测数据的传输通道列入其管理范围,可有效解决此类问题。二是在线监测设备通信模块不稳定的问题。这种情况通过定期重启可进行缓解,必要时需要远程或到现场进行软件升级。加强现场运行测试,新设备入网前试运行一段时间,进行稳定性测试,对解决此类问题具有重要意义。
3) 监测设备寿命短,维护工作量大
监测设备在投运1 ~ 2 年内,即发生故障,运行寿命短,维护工作量大。目前,油色谱在线监测装置大多需要载气和色谱柱,且随检测周期的规范而导致大幅增加维护工作量,维护成本高,亟需新的免维护产品进行替代。
4) 存在一定安全风险
由于油色谱在线监测装置需要大量载气并需要油气分离,其过程存在气体反灌入变压器的可能而导致瓦斯动作。同时由于部分在线监测设备需要检测油量大,而在检测完成后不将油再返回到变压器中,导致可能引起变压器缺油的情况发生。
4 应用于极寒地区油中溶解气体在线监测装置技术组合
根据上述油中溶解气体在线监测装置运行情况及故障情况的统计分析,考虑蒙东地区存在极寒环境、现场维护成本高等特点,从监测技术成熟度、装置可靠性和维护成本等角度分析各种技术组合的优缺点,给出适用于蒙东极寒地区油中溶解气体在线监测装置技术组合。
1) 单组分气体在线监测装置
其主要特点是测试快,寿命长,不进行气体组分分离而直接测量变压器油中溶解气体体积分数,能够反映产气率的大小,不需要载气和色谱柱,维护工作量小。缺点是可提供的气体组分信息有限,适合故障的及时预警,不适合故障类型的详细分析。适用于蒙东极寒地区低电压等级电力变压器使用。
2) 多组分气体在线监测装置
根据油气分离技术和气体检测技术的不同,国家电网公司内有五种最典型的技术组合类型[5]。
技术组合一:薄膜/ 毛细管渗透法- 半导体气敏传感器,半导体气敏传感器具有成本低、寿命长的特点,经济性较好;但由于技术水平原因,半导体气敏传感器在检测过程中存在漂移和响应特性不稳定等情况,导致其工作稳定性较差,特别是在低浓度特征气体检测重复性方面有待改进。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合二:薄膜/ 毛细管渗透法- 热导检测器(TCD),热导检测器(TCD) 通常需要使用高纯度的He或H2作为载气,以便获得较高的灵敏度和稳定性,并且载气的纯度会影响峰形,考虑到安全性,现场采用He较多,因此维护的成本较高;此外载气速率和检测器工作温度均对检测精度有很大的影响,因此对制造商的设计、产品选型和制造工艺要求较高。热导检测器(TCD) 需要定期校准或更换,维护成本较高。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合三:真空脱气法- 半导体气敏传感器,真空脱气法在脱气效率方面优势较为突出,在15 min内即可将油中95% 以上的气体分离出来;半导体气敏传感器如前所述,具有成本低的特点,但需要解决稳定性问题,并且该类型检测器在长期使用过程中性能会逐渐发生变化,需要定期校准或更换。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合四:顶空分离法( 动态)- 热导检测器(TCD)/ 固态微桥式检测器,固态微桥式检测器可以看作是普通型热导检测器的改进型,通过缩小TCD池腔的体积可以改善峰形提升检测效果。顶空分离法( 动态) 脱气速度较快,但是需要不断通入载气,因此不能使用循环油样,油样代表性差;且脱气完毕后需要把油样放掉,即每次完成检测必然消耗少量的绝缘油。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合五:顶空分离法( 动态)- 光声光谱检测器。同传统的基于气相色谱原理的在线监测装置相比,该产品最大的优点是无需色谱柱和载气,从而避免了色谱柱老化、污染、饱和等一系列问题同时节省了载气的成本,维护成本低。该类型适用于蒙东极寒地区。
5 结语
油在线监测装置 篇4
一、电力用电信息采集系统的基本框架
电力用电信息采集系统基本框架为：第一，数据的采集和管理。该系统融合了信息技术，是一种客户端智能型的电力计量形式，硬件和软件更加有保障，电力用电信息采集系统主要包含电能表、通信网络、终端采集等内容，所以可以对数据的采集和管理。通过对采集工作中的类型、名称等进行编制，然后按照周期和次数获取信息。第二，通信网络和系统对时。该装置采用的通信技术，将相关信息上传到主站端，主站端接受到命令。用电信息采集系统加以对时的功能，主站能系统通过全部终端实施批量对时和广播对时，也能够对终端进行对时。
二、电力用电信息采集系统的计量装置在线监测存在的问题
（一）存在电力计量装置运行管理问题
当前，电力用电信息采集系统的装置在线监测还有不足之处，需要进一步完善。电力计量在运行过程中，由于管理力度欠缺，导致电力用电计量效果不良好。电力计量装置运行管理的内容主要有差错电量追补、周期检验、故障处理等内容。电力计量装置运行后，需要现场进行检验，一些电力企业所制定的管理方法不完善，管理体系不健全，因而电力用电信息采集装置运行管理存在一些问题。
（二）监测程序复杂
目前，电力用电信息采集计量装置在线监测过程中，监测程序比较复杂。通常来讲，电力计量装置运行的周期较长，而且装置的覆盖的范围较大，在综合因素的影响下，所以增加了监测难度。同时，地区范围内的电表数量比较多，如果检测的周期为3个月，那么，现场检验的工作量会很大。监测程序还包含其他内容，导致电力企业对装置检测的积极性不足，从而限制了电力用电信息采集系统的计量装置在线监测的有效进行。
（三）处理故障不及时
电力用电信息采集系统会应用到自动远程抄表、负荷预测、公用配变运行等方面，在信息采集平台系统中，如果在抄表过程中出现数据泄露的现象，或者在在负荷预测时低压集和终端中器转变的不及时，都会导致电力计量不准确。同时，在存储公用配变数据时，一旦变压器出现故障，将造成数据不准确。因此，需要对故障进行处理。然而，在庞大的数据下，电力计量装置运行情况更加复杂，给故障的处理带来了严峻的挑战，由于故障处理不及时，会影响电力计量装置的运行。
三、完善电力用电信息采集系统的计量装置在线监测的措施
（一）健全电力计量装置在线监测管理模式
某电力企业为了提高电力计量的精确性，加强计量装置在线监测的应用力度，为了提高监测的精度，必须健全电力计量在线监测管理模式。加大电力计量装置在线监测技术的推广力度，通过科学的管理，实现电力装置的运行状态更加平稳。首先，对运行设备进行管理。电力计量装置在运行过程中，需要其他设备的配合，所以在管理计量装置时，要加大对其他设备的管理。例如，对交换机、在线监测装置加以检测，检验电流、电压互感器二次回路的状况，对多路电能表进行校验，确保电力计量装置在线监测效果更加良好；其次，健全电力计量装置管理模式。健全的电力计量装置管理模式包含电量追补、周期检验、在线监测等内容，具体的管理模式应该是标准设备通过在线监测对运行设备加强检测，然后通过周期性检验发现故障，而且在线监测也对故障进行实时监测，然后系统对故障进行处理，实现电量追补的效果。健全的在线监测模式，可以实现电力用电信息采集系统的功能得到有效发挥，电力计量更加准确。
（二）健全主控制电路流程
电力用电信息采集系统的计量装置融合了现代信息技术，所以电力计量装置的主控制电路流程对系统的运行起到了重要作用。因此，电力企业通过健全主控制电路流程，能够提高电力计量的精确性，完善主控制电路流程，对故障点进行精准定位，确保输出功率的稳定性。健全的主控制电路流程包含如下内容。测量的精准度为2级，而且电压回路输入范围在45V～290V，首先初始化装置，将功率控制在6.5w～13.5w范围内。当输出功率为6.5w时，电力装置将接收回测电压、电流，然后系统计算有功功率；对于输出的功率为13.5w，装置接收回测电压、电流，计算有功功率。由于阻抗匹配连续性不强，为了避免因负载的变化导致输出功率出现波动，可以通过提高功率，降低阻抗匹配的误差，使得线路控制得到有效控制。因此，健全主控制电路流程，对电力用点信息采集系统的计量装置在线监测具有重要意义。
（三）加大测试和检验力度
为了保证电力计量装置在线监测的稳定性，电力企业需要加大测试和检验力度，继而实现电力用电信息采集系统可靠性更强。第一，对电压、电流回路进行测试。在测试过程中，如果电流过大，需要增加阻抗，并使用0.01级微型电流互感器，避免出现二次开路。在测试标准电能表时，需要运用温度补偿技术和差值法，监测1600Hz音频信号，掌握二次回路状况。同时，为了掌握差错电量和窃电情况，利用电量追补方法，实时监测电量状况。第二，加大检验力度。在检验电力计量装置过程中，将检验的周期控制在1～1439min范围内，并对电力计量装置进行抽检，检验装置的超限报警、电话回拨等功能是否存在故障，如果存在问题需要第一时间处理。实时了解计量装置的运行状况，加强多路电力计量装置检验力度，能够及时对故障予以处理。总之，在测试和检验的双重作用下，可以确保电力用电信息采集系统的计量装置在线监测更加全面。
结束语
随着科学技术的飞快发展，电力行业计量的手段更加高超，已经向信息化发展。自电力计量装置在线监测技术被应用到电力企业中，对电力用电信息采集系统的管理工作有严格要求。因此，一定要提高系统监测精度和全面性，从而确保发挥电力计量装置的作用，实现计量工作取得良好的进展。
油色谱在线装置应用实例分析 篇5
关键词：色谱,在线装置,变压器缺陷
0 引言
近年来, 随着用户对电气设备的运行维护管理要求越来越高, 原有的以预防性试验为基础的定期运维制度已经不能够满足用户的需求, 在线监测作为定期运维向状态检修过渡的一个重要手段, 已经成为电力行业的一个热点问题。色谱试验作为变压器运维的一个最重要、也是最有效的试验项目, 其在线监测装置自然成为人们研究和开发的对象。
1 油色谱在线装置的意义及发展
1.1 油色谱在线装置的意义
测定油中溶解气体组分含量用以判断变压器内部故障和运行情况, 这一方法已经成为国内外对充油电气设备检测的普遍方法。但是, 传统的气相色谱法仍存在着一定的局限性, 主要表现在: (1) 检测周期较长, 不同的电压等级检测周期为3~12个月, 在检测周期间隔内, 无法对变压器运行状况进行有效的监控; (2) 对确定内部有异常需要跟踪分析其发展趋势时, 不能连续监测变压器的相关数据指标; (3) 只能在试验室进行分析, 由于取样过程中的气体散失以及实验室里过多的操作环节, 影响操作结果的准确性。色谱在线监测作为离线色谱技术的补充和发展, 已成为提高变压器状态监测的目标性课题。
在线色谱相对于离线色谱的优势在于能够实时监控变压器油中溶解气体含量的累计值和增长率, 弥补了离线色谱技术受到检测周期的影响。将在线色谱与离线色谱相结合, 可以对绝缘介质质量状况和变压器运行状况进行初步判断, 再结合电气试验和设备检查, 能够及时发现变压器可能存在的潜伏性故障, 继而采取措施予以消除, 从而保障电力系统的安全稳定运行。
1.2 油色谱在线装置的发展
变压器油色谱在线监测装置的研究开发及应用是20世纪80年代初开始的。早期的油色谱在线监测装置主要是单组分含量检测, 主要气体为氢气和乙炔, 以加拿大Syprotec公司生产的Hydran201R型为代表;而后发展成为复合含量气体检测, 测定总可燃性气体的混合浓度;近年来主要以多组分气体为主, 主要代表的有河南中分3000型等。
2 应用实例分析
2.1 110 k V变电站1#3主变总烃超标报警实例分析
2.1.1 缺陷发现经过
2008年9月8日上午9时, 110 k V福民站#3主变的变压器油中气体在线监测装置总烃增长趋势过快, 且超设定的报警值 (300μL/L) 发报警信号。我单位试验人员立即到场对该台主变本体取油样进行色谱试验分析, 结果发现:该台主变总烃增长过快, 且高达465.2μL/L, 同时含0.2μL/L的乙炔。用三比值法计算编码为:0、2、2, 对应的故障性质为高于700℃高温范围的热故障。
2.1.2 分析及处理过程
针对这一情况, 相关实验人员对该主变进行红外测温, 排除套管外部接头发热的可能, 同时, 由于该主变负荷重要, 无法立即停运, 为防止故障点进一步扩大, 采取控制主变负荷在70%以下的方式继续运行, 同时将油气在线监测装置测试周期调为4 h一次, 结果发现总烃趋于稳定。
随后, 试验人员对该主变进行了相关电气试验, 发现:低压绕组A相直流电阻偏大, 初步判断过热点在低压绕组A相, 极有可能在连接或焊接部位;放油检查低压套管连接部位未见异常。对主变进行吊芯检查发现, 变低A相绕组末端 (多股扁铜线) 与铜排联接处有发黑的现象, 破开绝缘纸后发现该处存在虚焊现象 (详见图1) 。随后厂家对该处进行了处理。
2.1.3 小结
该实例是运用在线装置发现缺陷最成功的一次实例, 在线数据的变化趋势与实验室色谱分析结果基本一致, 同时, 在主变无法立即停运、故障发展趋势缓慢的情况下, 通过在线装置的连续监测, 可以让主变暂时继续运行, 从而减少用户的损失。
2.2 220 k V变电站2#3主变乙炔报警实例分析
2.2.1 缺陷发现经过
2011年3月20日晚上20点, 在线监测人员接手机短信报警:公明#3主变乙炔超注意值报警, 当晚22点, 试验人员对该主变取油样进行实验室色谱分析, 乙炔含量达5.13μL/L, 超过规程注意值, 详细情况参见表1。
(单位:μL/L)
2.2.2 分析处理过程
缺陷发生后, 立即对主变负荷进行转移, 随后在现场进行了多次诊断性试验, 但无法准确判断缺陷部位。
试验发现:通过空载状态下的超高频局放带电测试发现有明显局放信号, 但在感应耐压条件下的脉冲电流法和超高频局放测试中, 未发现明显的局放信号。因此, 初步判断该主变内部存在局放缺陷, 可能是由于夹件、油箱磁屏蔽或油中悬浮物等原因引起, 线圈本身应不存在问题。由于该主变属于重要主变, 故立即停运返厂检修。
对主变进行了吊罩, 经仔细检查, 该主变铁心、夹件、绕组、分接开关等可见部位未见明显异常, 仅发现部分铁心紧固件松动。经讨论认为, 夹件紧固件松动可造成一定量局放信号, 但不排除其他部位存在缺陷的可能性, 后经厂家对主变进行了修复。
2.2.3 小结
该主变在最后的吊芯检查中虽然没有发现明显的故障点, 但在线装置在乙炔含量的变化趋势上的反映仍然是值得肯定的。如果当时该主变能够继续用在线装置进行持续追踪而不立即停运的话, 也许研究意义更好。
3 结论及建议
1) 对于油色谱在线监测装置不应在最小检测浓度和数据准确性方面与实验室所用仪器提出相同要求, 应关注其对监测量变化趋势反映是否及时、准确。
2) 在线装置主要应用与现场, 其主要目的是当有故障或征兆时, 它能够及时报警, 以弥补靠定期取样进行实验室分析的不足;但最终的判断, 还是要靠实验室精密色谱仪以及其他的试验予以确认。
3) 目前, 油色谱在线监测装置虽技术上较为成熟, 但现场应用问题很多, 故不宜大批量无目的性的安装, 建议在一些重要设备如500 k V主变、或者有缺陷的设备上优先使用, 否则, 花费了大量人力物力但实际得到的效果却不尽如人意。
4) 油色谱在线装置由于受自身数据准确性及运行稳定性方面等因素的影响, 有其局限性, 但在发现设备缺陷方面有一定的积极作用。
浅谈变压器油色谱在线监测系统 篇6
油中的溶解气体进行在线或者离线的气体含量分析, 根据油中气体的组分和含量, 可以判断设备内部的隐藏缺陷。目前, 油色谱在国内已经有许多成功的应用经验, 技术方面也趋于成熟, 根据油气分离和检测的原理不同, 目前在线监测装置按照原理分为:气相色谱法、燃料电池法、光声光谱法以及红外光谱法。
气相色谱法可以分析多组分气体, 是目前比较成熟、应用比较广泛的一种技术。
一、必要性和意义
1. 我国电力行业正在向大机组、大容量、高电压等级电网发展, 对电力安全、经济运行提出了更高要求电力高压设备是电网稳定可靠运行的关键, 对保障社会正常生产和企业正常运行具有重要意义。高电压、大容量的电力变压器是输变电系统中最关键的设备, 在实际运行中会受到电、热、机械、环境等各种因素的影响, 绝缘性能可能发生劣化, 安全性能下降, 甚至导致发生故障, 从而引起局部乃至大面积停电等重大电力事故, 造成巨大的直接或间接经济损失和社会影响。因此, 对电力高压设备进行必要的监测, 保证其稳定运行, 对电力系统运行的可靠性、安全性具有重要意义。
2.随着现代科技的快速发展以及微处理器的引入, 在线检测仪器的发展速度正在稳步提高。在线检测仪器的功能不断改善而价格在逐步下降, 使智能化在线检测仪器的广泛应用成为可能。由于通讯技术的发展使得在线检测的结果能够快速传递到远距的分析和控制中心, 在出现故障时不但能及时自动报警并可从多气体比值判断故障性质及类型, 采取必要措施, 更显示出了他的重要作用。
3. 鉴于此, 电力行业必须尽快改变陈旧的检修模式, 由传统的计划检修模式向根据设备运行状态确定检修的状态检修模式转变。状态检修是在在线监测技术实时把握设备运行状态的基础上得以实现的。因此状态检修可以克服定期检修的局限性, 及时发现潜伏性故障, 降低事故率;通过提高检修的针对性, 减少停机时间和开停机次数, 延长设备使用寿命;实时掌握变压器的内部状态, 预防变压器内部早期故障, 把握变压器状态发展趋势, 从而可及时组织人员进行维修, 最大程度的减少企业损失, 避免重大恶性事故的发生, 提高电网的安全运行;
4. 变压器油色谱在线监测系统是直接在变压器现场实现油色谱的定时在线智能化监测与故障诊断。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, 并且可以及时根据专家系统对故障自动进行诊断, 以便运行人员迅速作出处理;
4.1同时, 可以降低常规油色谱分析法的误差, 提高故障诊断的可靠性;可以在主控室对变电站每台主变的油色谱分析进行巡回在线监测;根据需要, 还可以实现反映变压器电气异常的多特征量的在线智能化监测和对故障综合评判诊断, 以及与变电站其它在线监测与诊断装置联机, 实现整个变电站运行工况的在线智能化监测与诊断;
4.2采用在线监测装置在技术经济上都有显著的优势, 既提高了变电站运行的管理水平, 又可为从预防性检修体系过渡到预知性检修体系奠定基础。因此, 变压器油色谱在线监测系统项目的实施对我们变电站维护、运行部门具有重要的实用价值。
二、油色谱在线监测的理论和实践依据
1. 广谱型气相色谱技术是变压器油中溶解的故障特性气体检测的传统成熟技术, 在已开发应用的在线监测系统中得到了广泛应用;2.高灵敏度传感器、微电子等技术的日益发展成熟为新一代变压器油色谱在线监测系统的开发应用提供了技术保证;3.通过现场应用的深入, 变压器油色谱在线监测技术已被普遍认同, 并成为实验室油色谱分析的有效补充, 是确保变压器日常安全运行的主要依据;
4. 变压器如存在局部过热或局部放电, 故障部位的绝缘油或固体绝缘物将会分解出小分子烃类气体 (如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等) 和其他气体 (如H2、CO、CO2等) 。
4.1上述每种气体在绝缘油中的浓度和油中可燃气体的总浓度 (TCG) 均可作为变压器设备内部故障诊断的指标。变压器油色谱在线监测系统采用广谱型气相色谱技术实现变压器油的在线监测。
4.2系统将溶解于变压器油中的故障特性气体经脱气装置脱气后, 在载气的推动下通过色谱柱, 色谱柱对不同的气体具备不同的亲和作用将故障特性气体逐依分离, 气敏传感器对故障气体 (H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2) 按出峰顺序分别进行检测, 并将气体的浓度特性转换成电信号。
4.3数据处理器对电信号进行处理转化成数字信号, 并存储在数据处理器内嵌的存储器上, 并确保测量数据真实可靠;能连续监测油中溶解的故障特征气体, 能充分保证在线检测的适时性要求。
4.4主控计算机经RS485模块, 通过现场通讯总线获取日常监测数据, 分析软件对数据进行分析处理, 分别计算出故障气体各组份和总烃的含量。通过智能谱峰识别和基线自动跟踪等先进技术, 应用网络化远程监测以及故障诊断专家系统程序对变压器油色谱数据进行综合分析诊断, 判断特征气体的浓度及变化趋势, 实现变压器故障的在线监测分析。可根据设备运行状况、故障类型、故障可能部位等数据向运行、检修人员提供分析结果并给出检修建议。
三、变压器油中溶解气体在线监测系统的设计
1. 变压器油色谱在线监测系统的原理及软件实现
1.1.通讯性能。变压器油色谱在线监测系统满足用户的主变安装油色谱在线监测系统的通讯要求, 系统主机安装在变电站的被监测主变附近, 实现在线色谱分析, 检测结果通过RS-485工业总线传输到安装在变电站主控室的上位工控机上, 各个变电站的工控机均分配有固定IP, 通过电力办公网络与安装在公司中心机房的监控主站联机组网。一台主站管理市内所有的油色谱在线监测系统, 所有分析数据均上传到主站上。并且监控主站可以查询油色谱在线监测系统的状态、设定分析周期等。监控中心和监控主站均具备WEB数据发布功能, 具备查询权限的管理人员可以通过WEB浏览、查询数据。监控中心和监控主站还配备客户端管理软件, 安装客户端的管理人员可以进行专家诊断、高级管理等功能。
1.2.后台工作站
变压器油色谱在线监测系统可按用户要求每台油色谱在线监测装置配置一台后台工作站, 后台工作站应为专用工业控制计算机。后台工作站应具备收集和存储数据的功能, 应分别建立历史数据库和实时数据库, 历史数据库存储量超过二十年, 实时数据库存放最近的实测数据。所收集的数据应能方便地进行查询、打印和导出。
后台工作站具备故障诊断和报警功能, 可为每个组分或产气速率设定注意值, 数据超过注意值时能够实时报警。后台工作站配备有标准输出接口, 可方便实现局域网连接和远端监视。变压器油色谱在线监测系统配置安装有完整的安全的可靠的操作系统、常用软件和数据库软件。
配置运行必须的常用软件, 包括系统通信软件﹑监视软件﹑工具软件﹑组态软件、分析软件等。工具软件能对数据库系统﹑用软件系统﹑操作系统以及网络和通信软件进行管理和维护。组态软件能根据生产运行需要及变电站设备变更的实际状况, 对监测系统进行重新配置和修改。具有专门软硬件设备, 对操作系统﹑数据库系统﹑用软件系统及其它软件和数据进行备份和故障恢复。
系统构成。系统由就地部分和主控部分组成, 就地现场部分有主机、气瓶、油管组成;主控部分由主控计算机、系统控制分析软件构成。
2. 功能实现
2.1.油气分离。变压器油色谱在线监测系统的色谱分析仪利用内部的油气自动分离装置, 将取来的油样完成油气分离过程。油、气分离采用了世界上最先进的真空完全脱气方式, 脱气效率>95%, 实现分析油样中油、气的完全分离, 为下一步的气体测量工作奠定了坚实的基础, 有效地保证了测量重复性, 在测量的源头上将不完全脱气带来的测量重复性误差消除, 避免了靠软件修正消除由于不完全脱气形成的重复性误差所带来的不确定性。
2.2.混合气体分离。变压器油色谱在线监测系统的色谱分析仪通过内部的气相色谱柱, 可以将混合气体分离成单组份的气体。分析油样经过油、气分离装置后, 油、气被完全分离开来, 分离后的混合气体在载气的推动下进入气相色谱分离系统, 混合气体经过与实验室相同分离原理的气相色谱系统, 气体被分离成单组分的气体。
2.3.气体检测。经过分离的气体浓度在分析仪器内部经过气体检测传感器, 气体浓度信号被转变成电压并被换算成数字量值, 通过RS485通讯电缆传输到工作站, 由监测软件完成分析并转换为相应油中的浓度。
2.4.系统自诊断。对系统内部出现概率最大的故障点进行检测报警及自动处理报警功能, 对不可恢复性故障将采取掉电记忆报警锁定的方式保护系统直到人为干预消除报警。
2.5.数据传输。现场的分析仪器通过RS485锴装通讯线缆实现和工作站的数据通讯功能。
2.6.数据掉电保持。分析仪器在工作站计算机故障时仍能自动按照预先设定的值工作, 测量数据具有掉电保持功能, 数据保存时间一年。
2.7.智能数据分析。分析仪器测量的数据进入工作站后经过内部软件的智能分析计算出当前气体的浓度, 据此形成变压器工作状态的分析结果。
2.8.数据共享。分析结果存入开放式数据库, 可以实现和电力系统内部其他监视系统的数据共享以及与其他监测管理系统的集成。
2.9.管理功能。对工作站内的分析仪器统一管理, 同时可以设定不同层次具备不同的管理权限。
2.10.报表功能。历史数据以数据报表、图形报表方式输出, 具备方便的图谱数据查询功能, 其中图形可以jpg图像方式输出, 以适应用户不同需要。
2.11.远程控制。工作站内部的数据和工作状态可以通过互联网被远程计算机浏览, 同时具备强大的系统远程诊断功能。
2.12.过油保护。当脱出的气体中含有油的成份时系统将停止当前的工作, 进行油、气重新分离工作, 保护后续工作的顺利进行, 增强设备的工作可靠性直到脱出符合要求的气体。
3. 结构和外观
分析仪器结构采用抗腐蚀美观的不锈钢材料制成, 结构采用模块化设计, 其设计合理可靠, 外观安全、美观、抗腐蚀不生锈。
结束语。在线监测系统给输变电设备维护带来以下几方面优点:A、相对于传统的大部分预防性试验停电试验, 在线监测是对设备在运行工况下进行检测, 而且测试的周期可以缩短, 测量结果能够更加反映设备的实际情况, 因此更加准确和有效, 由此有助于减少突发性事故、提高设备可靠性;B、由于在线监测在设备不停电时进行, 有利于优化检修周期, 减少不必要的停电, 因此可以大大减少停电时间, 提高设备的可用率;C、在线监测可实现自动检测, 检修试验人员的介入减少;另外, 在实现在线监测的基础上对停电检修的项目和周期都可作优化调整, 因此大大减少了试验检修工作量;D、在线监测通过减少不必要的检修, 减少了因检修工作质量带来的设备故障缺陷风险, 提高了设备的可靠性;E、在线监测是设备实施状态检修的重要条件, 对提高设备的安全性、延长设备寿命有重大意义。
我国电力企业普遍存在电力变压器长期满负荷运作, 设备使用年限较长等现象, 运作率基本保持在90%以上, 随着使用年限的增加, 出现设备故障的几率会成倍增长。高压电力变压器恶劣的运行环境对有效把握设备运行状态提出了更高的要求, 只有合理有效的运用在线监测技术手段, 才能保证变压器的正常运行, 保证企业生产的正常运作, 确保并延长设备使用寿命;否则一旦出现变压器事故, 损失的不仅仅是变压器本身的产品价值, 更大程度的是因为停电导致企业停产后所造成的无法估计的经济以及信誉损失。
摘要：对于油浸式电力设备, 尤其是变压器, 油中溶解气体进行在线或者离线的气体含量分析技术是一种可靠有效的诊断设备潜伏性故障的检测技术, 可以判断设备内部的隐藏缺陷, 目前它在变压器的预防性监测中其重要性列于首位。变压器油中溶解气体在线监测装置的出现弥补了常规油色谱分析的不足, 实现了在线智能化监测与故障诊断, 可以及时掌握变压器的运行状况, 发现和跟踪潜伏性故障。本文就变压器油色谱在线监测的应用必要性、意义、理论及实际依据、设计进行简单分析。
关键词：在线监测,油色谱,状态检修
参考文献
[1]黄新波, 程荣贵, 蔡伟, 宋栓军, 景军锋, 李俊峰.变电设备在线监测与故障诊断[M].北京:中国电力出版社.2010.
油在线监测装置 篇7
变压器是变电所的重要组成部分, 其运行状况关系着整个电网的安全运行。巴西学者估计:变压器在线监测在10年内创造的经济效益是新变压器一年维护费用的5.8%[1], 所以对变压器进行在线监测和故障诊断意义重大。目前对变压器进行监测和诊断的方法很多[2,3,4,5,6], 但是这些方法需要吊罩取样, 给测试结果带来了很大的不便, 影响了测试的准确性, 而利用油色谱技术, 结合模糊诊断[7]、神经网络[8]是目前最为简单、行之有效的方法之一。
2 多种气体油色谱分析原理
国内外根据检测的对象将检测装置分为三类:测量可燃性气体总量;测量单一氢气组分;测量多种气体组分。此外, 正在研究一种能够预测油中气体的新方法[9], 本文主要是监测多种气体组分来综合判断变压器的运行状态。
色谱分析主要是依据油中溶解气体的组分浓度和故障诊断的一一对应关系, 需要从热力学和动力学这两个角度来加以分析, 塔板理论主要描述色谱分析的热力学, 速度理论则主要描述色谱分析的动力学[10]。
由上位机发出命令, 通过继电器控制载气、脱气的通断, 利用真空与大气的气压差来实现油的溢出, 通过油泵来回运动使绝缘油到达搅拌池, 池中含有液位传感器和加热棒, 利用液位传感器对油位进行控制, 加热棒控制油温变化, 借助搅拌电机来实现油气的自动分离, 分离出来的特征气体通过控制电路完成自动进样, 然后通过定量管和载气通过六通阀, 进入色谱柱完成多种气体的分离。
分离出的特征气体通过热导测试器, 按气体移除先后顺序 (H2、CO、CH4、C2H4、C2H6、C2H2) 输出信号进行数据采集, 对转化而来的电信号进行分析处理, 通过故障诊断方法对变压器状态进行综合评估。
3 系统总体结构
油色谱系统原理如图1所示, 该系统主要包括油气分离模块、混合气体分离模块、色谱检测模块、数据采集与控制模块和故障诊断模块等。
油气分离模块主要安装在变压器油中的循环回路中, 由于真空脱气效率高于振荡脱气率, 完成一次脱气时间在30min之内, 本文采用真空完全脱气法, 系统结构图如图2所示。整个脱气过程借助单片机来实现, 包括启动、气体进样、出样、检测、活塞流速等控制, 能有效分离出多种气体。
1, 5—空气;2—油进样;3—油出样;4—真空泵;6, 9—活塞;7—油缸;8—气缸;10—气体出口。
在真空作用下使气体到达真空脱气罐中, 然后借助搅拌电机来实现油气分离, 真空脱气罐结果如图3所示。脱气过程中必须确保具有良好的真空度和气密性, 避免杂质和空气流入影响测试结果。脱气完成以后, 尽量使气体到达干燥管, 通过自动进样系统, 进入色谱柱完成自动检测, 为保证系统的准确性, 对脱气率的误差应控制在±5%以内。
色谱检测模块主要将油气分离出来的混合气体组分依次分离出来转变为对应的电信号。色谱柱主要采用GC毛细管柱[11], 使用双并联色谱柱GDX和TDX, GDX主要分离烃类, 而TDX主要分离H2和CO。在本实验过程中, TCD对各种气体的灵敏度都满足工业要求。根据范第姆特公式[12]:
, 使用何种载气应具体分析, 由于用氮气比用氦做载气的灵敏度高10%, 本实验选用氮气作为载气, 如图4所示。
数据采集与控制模块主要实现检测流程的自动控制, 数据上传, 以及色谱温度的自动控制和油中气体浓度超限报警等功能。
数据管理及故障诊断软件模块是将采集到的数据通过RS485/232转换器录入数据库, 系统从数据库中读出多种气体色谱数据, 根据预先设计各种气体的报警参数来判断是否存在故障, 从而对一些潜伏性故障进行判定。
4 数据采集及控制模块设计
数据采集及控制模块与上位机进行RS485串行通讯, 实施监测数据上传、气体浓度标定、时钟整定和报告检测等功能, 主要包括硬件和软件设计。
4.1 硬件设计
单片机与CPLD共同完成油色谱的在线检测, 利用RXD和TXD这两个串行口与上位机通过RS485/232转换器进行通讯, 对接收和发出的命令进行及时处理。
CPLD可以在不关电源的情况下对其内部逻辑进行刷新, 实现了RAM分段存储控制, 还可对外部时钟频率进行分频, 得到多个时钟频率供相应芯片使用, 对色谱在线监测进行自动控制, 此外还为PCB的设计带来便利, 结构图如图5所示。
本系统硬件主要包含CPU电路板、继电器 (RELAY) 电路板和真空脱气 (ZKTQ) 电路板三种。CPU主要完成AD、检测流程控制、与后台通信、继电器板控制、指示灯控制等功能;RELAY主要接收CPU电平, 控制对应的继电器动作, 完成对元件的上电、断电等操作;ZKTQ主要对脱气机全部流程、载气箱排水反吹进行控制。
4.2 软件设计
上位机软件主要采用基于虚拟仪器技术的CVI/Labwindows6.0软件编写[13], 通过对色谱数据采集, 实现色谱仪的自动控制, 数据上传, 温度控制和超时报警, 为了使色谱柱分离效果更佳, 温度须控制在60℃左右。主要通过对油中各组分气体以及油温实施编辑, 然后结合SQL server 2000数据库来实现。主程序是整个部分的中心, 主要包括温度和电磁阀控制系统的设计等, 实现采集监测数据、系统控制、数据分析与故障诊断等功能。其中故障诊断模块负责调用立方法、大卫三角法、三比值、二比值和IEC60599[14]等诊断方法对气体数据进行分析, 软件结构如图6所示。
5 数据分析
脱气率和脱气时间直接影响整个系统测试结果, 为保证在最佳时间内达到最高脱气率, 采用标准混合气体A, 通过色谱监测系统来对脱气率加以判定。标准混合气体A预设浓度如下:H2:1000μL/L, CO:15000μL/L, CH4:360μL/L, C2H4:280μL/L, C2H2:100μL/L, C2H6:150μL/L。
通过对标气A进行不同时间段脱气, 然后对每一段时间点脱气浓度进行记录分析, 脱气结果如图7所示。
可以看出:气体的脱气效率在22min就已经达到饱和状态, 脱气率达到了97%。它能有效地监测油中溶解的CH4、C2H6、C2H4、C2H2、H2和CO, 而且脱气效率高, 达到了97%。
该设备已经成功投入现场使用, 在安装过程中采用准6的钢管来实现油循环, 避免存在油的“死循环”和“残油”而造成测量结果不精确, 在油循环过程中, 还须控制油循环的速度[15], 文献[16]总结了在试验中应注意的细节问题。
以某变电所为例, 等级为220k V, 额定容量80000k VA的1号主变变压器进行油中气体监测, 在2011年12月9日对油中总气体浓度报警, 气体浓度变化趋势如图8所示。
可以看出:气体总浓度在12月10日已达到466ppm, 已经超过预定报警值, 各气体的组分浓度如图9所示。
对其采用加权关联度DGA进行故障诊断, 诊断结果表明为高压分接开关放电并伴随局部发热, 于12月14日吊心检查发现分接开关松动并有电弧腐蚀。
6 结论
通过对多种气体油色谱的分析, 设计出油色谱的自动检测流程, 能够对油中溶解的6种故障特征气体成分进行自动检测和故障诊断, 时间短, 效率高, 体现了绝缘在线监测的实时性。系统能够准确地判断变压器的故障类型, 大大减小系统的误差, 对提高设备的利用率、节约人力和物力, 防患于未然具有重要的应用价值。
摘要：详细介绍多种气体油色谱的系统结构。为了提高变压器油色谱在线监测测试系统在线监测的可靠性, 研制出了一种真空脱气系统。该系统脱气时间短, 体积小, 而且脱气效率高。采用双并联色谱柱进行混合气体分离, 对整个系统硬件和软件进行简单设计, 然后对投入运行的变压器进行监测。研究表明, 该系统能够很好地反映油中溶解气体的含量, 对变压器油中溶解气体起到很好的监测作用, 工作状态稳定, 在工程上具有很好的应用价值。
油在线监测装置 篇8
南京现有35kV及以上电压等级变电站256座, 其中500kV变电站4座、220kV变电站40座。自2002年起, 南京电网陆续在500kV变电站、 主要220kV变电站及部分110kV及以下电压等级变压器引入油色谱在线监测系统。
目前, 南京电网仍以定期检修和预期检修为主, 以在线监测为辅, 500kV龙王山变、三汊湾变等站内主变都已实现了油色谱在线监测, 主要采用宁波理工MGA2000、河南中分ZF800-11、 上海思源TROM-600 等系统。 本文以MGA2000系统为例, 介绍油色谱在线监测系统的结构、工作流程及其实际故障诊断的应用情况。
1 变压器油色谱在线监测系统简介
变压器油色谱在线监测系统由油气分离模块、色谱监测模块、数据采集及自动控制模块以及上位机数据存储和故障诊断模块组成, 如图1所示。
MGA2000系统得到上位机指令后进行自检并启动温度控制系统, 待温度稳定后启动油路循环;变压器油经过脱气装置实现油气分离, 分离出的气体组分由色谱柱分离并依次进入气体监测器后转化为电信号;分析后的浓度数据由通信电路传输到后台, 上位机根据数据库中的历史数据得到变化趋势示意图, 并由专家系统进行故障诊断, 同时主机进入休眠模式等待下一次指令。
2 变压器油色谱在线监测特点
油色谱在线监测技术与常规油色谱检测技术都是以油中溶解的气体为检测对象, 其原理相同, 即采用高分子透气膜作为油气分离系统实现自动脱气, 从而简化装置结构。油中脱出的气体自动进入色谱柱分离, 分离出的气体经传感器检测转换为电信号, 并对其进行采集处理, 以判断变压器的状态。相对于传统油色谱分析技术, 在线监测技术是现场定时在线智能化的检测与诊断, 具有如下优点:
(1) 对油中溶解气体的检测是连续的, 能够实时掌握设备运行状态并及时发现潜在故障。
(2) 能够根据专家系统对故障进行诊断, 提高了自动化运行水平。
(3) 能够有效降低取油样、 脱气过程引起的操作误差, 提高了检测可靠性。
(4) 能够提高变电运行的管理水平, 节约成本, 是实现状态维修的基础。
油色谱在线监测系统各环节均可实现自动化, 如自动进样、定时检测、自动报警等。这样, 检测过程效率得到提升, 避免了人为操作带来的失误, 提高了检测的连续性和可靠性, 并节省了运行成本。
由以上分析不难看出, 分析油中溶解气体含量的变化趋势相对于某一时刻的研究更有实际应用价值。
3 变压器油色谱在线监测盲区
虽然油色谱在线监测系统可进行连续不间断监测, 节省人力, 但有些油色谱故障存在监测盲区, 无法直接反映故障情况。例如变压器本体油中溶解气体组分并不能反映套管的绝缘受潮恶化, 也就不能通过该系统实现监测。以南京供电公司2014年发生的某变电站#2主变故障为例, 油色谱在线监测系统检测结果正常, 但预防性试验中却发现了故障。该变电站建于2000年11月, 为江苏地区第一座220kV智能化变电站。该站有2台三圈主变, 容量皆为180MVA;2回220kV进线电源中下线、中晓线分别来自下关变和晓庄变, 6回110kV出线分别为110kV玄武变、萨家湾变、新街口变提供电源, 同时提供若干回10kV出线为该地区提供电能, 图2为其一次接线图。
2台主变配置了宁波理工的MGA2000系统, 并在散热器汇油管处安装专用取样阀门, 与在线监测装置油路相连接。由于散热器处变压器油循环流动, 所含成分均匀, 所采油样具备典型性, 因此能提高在线监测数据的真实性。自2008年该主变在线监测装置投用以来, 一直运行正常。2014 年6 月28 日, #2 主变 (型号为OSFS10-180000/220) 油色谱在线监测系统检测结果正常, 但是按照规定进行的预防性试验却发现了故障。
根据DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》的要求, 220kV系统的介质损耗角正切值tanδ (能反映绝缘内功率损耗大小) 不应大于0.8, 而且同一变压器各绕组的tanδ应相同。将试验温度换算到20℃下的标准值, 再将试验得到的介质损耗角正切值除以1.5后, 得到变压器高压侧和中压侧的中性点套管介质损耗角正切值分别为0.805和0.729。显然, 这两组值不正常, 其它数据正常。根据故障情况可以判断, 电气设备绝缘中有气隙发生局部放电导致tanδ增大。将变高中性点套管和变中中性点套管拆卸并外接标准电容器和变压器进行试验, 结果显示变压器中压侧中性点套管介质损耗角正切值接近0.8, 高压侧中性点套管介质损耗角正切值在0.8 以上, 根据《电力设备预防性试验规程》可以确定变高、变中中性点套管介质损耗不合格。
更换高压侧和中压侧的中性点套管后, 在运行档下测得的R15、R60、R600 绝缘电阻分别为3 640、5 120、9 880MΩ和2 200、3 290、14 600MΩ。试验是在37℃下进行的, 而绝缘电阻一般随温度升高而下降。将试验测得的绝缘电阻值换算到20℃ 下的数值, 显然都大于DL/T393—2010《输变电设备状态检修试验规程 》规定的1 000MΩ的要求;测得的吸收比分别为1.40和1.48, 极化指数分别为1.92和4.44, 也分别大于该规程所规定的1.3和1.5的要求;测得的介质损耗角正切值在0.199~0.304, 明显符合该规程所规定的不大于0.8 的要求。 因此, 更换套管后试验结果均合格。
4 套管绝缘在线监测系统
变压器套管是变压器的重要组件之一, 经密封后抽真空注入变压器油, 与变压器本体内的油不相通。它的作用是将绕组引出线引出油箱, 连接到电网, 对变压器的运行可靠性起着限制性的作用。由于油色谱在线监测装置分析的是变压器本体油中溶解气体的组分和含量, 尚无法对套管内油进行在线监测分析, 因此一些大型变压器已部分应用套管在线监测系统。
介质损耗对设备绝缘劣化的故障有较高的灵敏度, 在绝缘预防性试验中介质损耗测量是必不可少的项目。套管在线监测系统使用穿芯电流传感器, 结合软、硬件方法对电压和电流信号进行谐波分析, 得到两者的基波, 求出介质损耗角。该系统可连续、实时、在线监测高压套管的介质损耗、末屏电流及电容量, 及时掌握设备的绝缘状况, 并根据同类设备的横向比较、同一设备的纵向比较, 以及绝缘特性的发展趋势, 及早发现潜伏故障, 提出预警, 避免事故发生, 为实现定期检修向状态检修过渡提供技术支撑。
5 结束语
变压器油色谱在线监测系统能够及时发现和跟踪故障及其发展态势, 让工作人员及时处理故障且可以避免离线检测环节带来的误差。但目前在线监测方法只作为辅助手段, 还有一些故障特征不能通过油中溶解气体来反映。除了安装有套管在线监测系统的部分大型变压器外, 对于大部分运行变压器, 还应通过定期检测分析套管油样来判断套管内部有无潜伏性故障, 从而保证变压器的安全运行。此外, 变压器近区出口短路所造成的损坏是无前驱现象的放电性故障, 且多涉及变压器绕组。由于继电保护的灵敏性, 故障持续时间极短, 故障产气来不及溶于油中, 如仅按油中气体分析结果来诊断故障是不够的, 必须取气体继电器油室的游离气体进行分析, 才能得出更准确的结论。同时, 变压器局部放电发生后, 或因局部放电所处位置特殊气体无法析出, 或因局部放电异常产气量相对较少, 可能出现油色谱分析未见异常的情况, 因此为使在线监测更可靠, 需要对电气量也进行必要的检测。
参考文献
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油在线监测装置 篇9
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。