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实施电力故障诊断，对于提高整个电力系统安全运行的可靠性是非常必要的。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）。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）均可作为变压器内部故障诊断的指标。
实验室气相色谱分析法一直以来是浸油类电力设备运行状况诊断分析的常用判断方法。其主要优点是能够提供油中溶解的各种气体浓度的定量分析并完成故障诊断。但其操作过程复杂，需要大量熟练的专业人员进行跟踪检测分析，且采用间断是采样模式，日常监测数据严重缺乏。另外，为了使气相色谱稳定地工作，需要较长的准备时间（一般需提前十几个小时通载气使气流稳定），从而导致较高的运行管理费用。随着我国电力向大电网、大机组、高容量、高电压等级的迅猛发展，对关键电力设备运行状态的实时把握提出越来越高的技术要求，变压器油色谱在线监测从本质上改变了传统的变压器油监测模式，不但提高了企业管理运营效率，也有效保障了变压器运行的安全可靠性。
变压器油色谱在线监测系统是在传统色谱分析技术基础上经过不断的实验和完善，结合国际色谱分析技术最新成果，吸收国内外变压器油色谱在线监测系统的现场运行经验，研究开发的新一代变压器油色谱在线监测产品，可同时进行单氢、多组份或全组份变压器油中溶解故障气体的监测：如氢气(H2)、一氧化碳(CO)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)或二氧化碳(CO2)及氧气（O2），并能辅助实现油中微水的在线分析。通过对故障特性气体的分析诊断，能及时捕捉到变压器故障信息，科学指导设备运行检修。
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浅谈变压器油色谱在线监测的若干问题
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南宁电网主变压器油色谱在线监测技术应用研究
    　　　　摘要　　　　本文介绍了南宁电网变电站设备概况及变电设备检修的现状，分析电气设备定期检修和状态检修的利弊。变压器作为电力系统最主要的供电设备，其可靠运行程度直接关系到电力系统电网的安全运行。油中溶解气体气相色谱分析是变压器内部故障的重要检测手段。随着电网的发展和运行电压的提高，油中溶解气体气相色谱分析技术也不断改进，由常规的色谱分析方法到目前采用的在线监测，从根本上发生了质的飞跃。　　　　针对国内外现有几种油色谱检测装置的现状，在变电站主变压器实施以渗透气体膜为特征的变压器油中六种溶解气体在线监测，能正确反映变压器的实际运行情况，可信度较高，可以作为主变压器状态维修的主要依据。　　　　本文以建设服务于状态检修的变压器油色谱在线监测系统为中心，结合目前在线监测试点220kV沙田变、500kV邕州变的主变油中气体在线监测技术的应用和实施情况，总结了通过在线监测数据评估变压器绝缘状态的经验，就试点变压器现场运行工况及故障诊断和实测数据进行了分析，对安装在试点变电站的主变油中气体在线监测系统检测到的数据与常规检测法得到的数据进行比较，经过一年多的运行考验表明，MGA2000-6系列在线监测系统运行较为可靠、测量数据较准确，能较正确地反映变压器的绝缘和运行状况，据此可合理制订主变停电计划，同时，也发现了存在的一些不足和可改进之处。　　　　关键词：变电站，变电设备，状态检修，定期检修，在线监测　　　　1概述　　　　1.1变电站实施变压器油色谱故障诊断的现实意义　　　　电力变压器不仅属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之列，而且也是导致电力系统事故最多的设备之一，因此，国内外不仅要定期作以预防性试验为基础的预防性检修，而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略，以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷。变压器在发生突发性事故之前，绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。　　　　大型电力变压器中的变压器油与油中的固体有机绝缘材料在运行电压下因放电、过热、氧化和电弧等多种因素作用会逐渐变质，裂解成低分子的故障特征气体；变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。随着故障的缓慢发展，裂解出来的气体形成气泡在油中经过对流、扩散作用，就会不断地溶解在油中。同一类性质的故障，其产生的气体的成分、含量及增长速率量与故障的与变压器内部故障的类型及故障的严重程度有密切关系，而与绝缘油的种类和牌号无关。油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映电气设备电气异常的特征量，通过监测变压器油中溶解的故障特征气体，可以实现对变压器内部故障的在线监测[1,3]。　　　　油色谱分析法是将变压器油取回到实验中用色谱仪进行分析，不仅不受现场复杂电磁场的干扰，而且可以发现油设备中一些用介损tg和局部放电法所不能发现的局部性过热等缺陷。因此，维护、运行部门普遍认为用色谱法分析变压器故障是一种重要的有实际意义的方法，其有效率可达85%以上，从预防性检修制形成以来，得到了广泛的使用[4]。　　　　对于变压器油中溶解气体色谱分析的在线监测方法，虽然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；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；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[2]。因此，变压器油中溶解气体在线监测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。　　　　图1.1状态检修与定期计划检修间的关系　　1.2主要研究内容　　　　建立以设备为中心，以常规变压器油色谱试验项目、标准、历史为对比依据，建立现场变压器油色谱在线监测系统，初步找到实现主变压器状态检修的途径，提出初步实现主变压器状态检修的方法。对南宁电网沙田、邕州和安城试点变电站的主变压器现场运行工况及故障诊断和实测数据进行分析，并通过技术监督管理信息系统，对收录的年变电设备油气常规离线检测数据进行对比分析，验证在线监测系统得出主变压器是否存在故障的结论的正确性。分析常规离线检测、在线监测数据间数值偏差产生的原因，各项监测数据离散性是否如何，总烃及各组份含量变化趋势是否一致，在线监测结果误差是否达到工程应用和规程的要求，主变油色谱在线监测是否有取代常规离线检测的可能性。　　　　1.3国内外油色谱在线监测研究现状　　　　虽然电气设备定期停电试验的预防性检修制对电力系统安全运行起了重要作用，但因不能实时反映绝缘运行状态，常有潜伏性故障在试验周期内引发事故，不能满足国计民生对供电高可靠性的要求，并且停电试验还间接造成巨大经济损失。变压器油中溶解气体在线监测可以克服常规油色谱分析的不足，实现油中溶解气体定时在线智能化监测与故障诊断，可及时掌握变压器的运行状况，发现和跟踪潜伏性故障，及时掌握变压器的健康状况，为变压器的可靠运行提供保障。以在线监测为基础的状态检修策略逐步取代预防性检修制已是必然趋势。　　　　目前大型电气设备在线监测及故障诊断技术原理及方法的系统研究，解决了现场强电磁干扰下弱小信号的采集、多种特征量提取、故障分类及模式识别、综合智能化诊断、以电力地理信息系统构建电气设备在线监测系统和远程诊断等关键技术。美国、日本等一些发达国家在六、七十年代就开始使用可燃性气体检测装置来测定变压器油中的气体以判断变压器的绝缘状态，并且开始使用气相色谱仪分析油中溶解气体。后来，随着能使油中气体分离的高分子塑料渗透膜的发明和应用，研制成功了油中气体分析的在线监测装置。形成变压器的早期故障监测器。　　　　宝鸡供电局早在70年代初期，就针对开关提出了当时称之为弹性检修的检修模式。80年代以来我国在线监测技术得到了迅速发展，电科院、西交大结合油中气体分析开展了用于绝缘诊断的专家系统的研究工作。自1985年以来由电力部主持先后三次召开了“全国电力设备绝缘带电测试设计技术交流会”，进行了广泛的学术交流和讨论。宝鸡供电局从89年开始，先后在开关、变压器、送电线路、继电保护、自动化、通讯等六个专业开展了状态检修工作的探索，他们90年就将预试周期由一年调整到两年，2000年又调整到3年。开展状态检修后，开关正确动作率100％，开关状态检修的整体效果是好的，依靠大修发现开关重大缺陷的几率为0，开关定期检修事倍功半。变压器大修缺陷检出率较低，所发现缺陷均为厂家质量问题，如果厂家质量得到控制，则定期大修工作完全不必要。两年一次的预试发现缺陷的几率也较低，说明频繁预试付出的无用功比例太多，预试周期还可以延长。考虑到停电副作用因素，延长周期后设备的可靠性增加了大连供电局从90年代初就大胆提出并开展了状态检修，他们提出从10kV系统全面铺开，66kV系统大胆试行，220kV系统慎重对待。94年就大连电业局制定了《供电设备状态检修规定》，广州供电局、郑州电业局、宜昌供电局等许多供电局也开展了多年的状态检修工作，积累了许多成功的经验，2003年中电联制定《供电设备状态检修导则》，南方电网公司2004年制订了《输变电设备状态评价标准》。　　　　随着在线监测技术研究的深入、在线监测设备的普遍运用，开发的单一或多参量多功能在线监测及故障诊断系统的系列成果已由企业实现了产业化，在全国电力及工矿企业的100多个35-500kV变电站投入使用，成功预警多起绝缘故障，延长了预防性试验周期，社会经济产效益显著。　　　　1.4南宁电网的电网特点　　　　1.4.1南宁电网特点分析与状态检修要求　　　　至2008年6月，南宁电网变电站有：500kV变电站1座，主变3台（含500kV平果变＃2主变），容量为500MVA；220kV变电站8座，主变16台，容量2310MVA；110kV变电站32座，主变59台，容量2280MVA；35kV变电站3座，变压器4台，容量23.6MVA。我局断路器总数为1285台，隔离开关2890台（其中，10kV隔离开关829台），其中，500kV断路器11台，220kV断路器67台，110kV断路器172台，GIS断路器间隔37台，35kV断路器197台，10kV断路器823台，6kV断路器15台；其中，六氟化硫数量达414台，真空断路器数量达799台，无油化率由2004年底的66%提高无油化率提高到08年6月的94.40%。　　　　南宁电网变电设备的运行主要由变电运行管理所负责运行，检修主要由变电维护管理所进行，基本按规程规定进行定期检修为主，至2009年4月，已在220kV试点沙田变（#1、#2、#3）、林村变（#1、#2、#3）、琅东变（#1、#2）、五一变（#1、#2）、500kV试点邕州变（#2变、5043防邕线高抗）、110kV试点数字化杨丁变（#1）的17套主变油色谱在线监测系统，在110kV横县变、明阳变、苏琴变的避雷器等少量设备上开展在线监测。　　　　实现状态检修需要解决的问题：缺少管理制度，数据资料缺乏，现行计划制定、决策实施、经费拨付、效益评定等体制需要完善，状态监测与故障诊断技术需要提高和完善，在故障的诊断的正确率、系统的稳定性等方面还存在问题。　　1.4.2我局状态检修的实现思路　　　　南宁电网的状态检修应分为三层内容：①在线监测和变电站现场的历史预试、检修数据是状态检修的基础和前提之一，通过在线监测，在不影响设备运行的前提下，提取各种状态参数信息；②故障诊断是状态检修的核心，根据历史预试、检修数据和在线监测数据诊断其绝缘状况，识别故障的种类和程度；③检修策略的确定和预试、检修工作计划制订是状态检修的目标。　　　　状态检修不仅仅是技术方面的工作，更多的应该是加强管理上的工作，更重要的是要实现管理理念上的变更，要求全员参与。就我们南宁供电局的情况来说，完善广西电网新版电力生产MIS，做好安评专家系统与技术监督信息管理系统整合工作，录入近年来的预防性试验数据，实现试点变电站主变在线数据倒入、从技术监督MIS系统中制订相应的年度、月度状态检修、试验计划，为状态检修工作打下良好基础。　　　　图1.2服务于状态检修的电力技术监督信息管理系统业务范围　　　　在线监测系统的实现是我局状态检修的前提和必要的条件，由预防性检修体系逐渐过渡到预知性检修体系。按照广西电网公司的统一部署，“十一五”期间在南宁电网中的500kV、220kV变电站18台主变应用推广MGA2000-6系列变压器油色谱监测系统，2007年开始，以沙田、邕州变做为试点，取得经验后再推广，并将架设变电站集成式状态监测与故障诊断系统，实现对整个变电站高压设备的远程、在线状态监测与故障诊断，使变电站油浸设备色谱、变电站高压设备的绝缘、变电站高压设备局部放电、高压断路器动作特性、变压器有载分接开关、电力电缆绝缘在线监测子系统、模拟量与开关量采集、CMS监控管理子系统等8个子系统协同工作。　　　　目前我局2007年已在生技部设立了相应的机构，计划逐步地开展状态检修工作，在局的层面上通过逐渐建立并不断完善以设备状态监测为基础的设备检修制度，加强研究与管理，抓好基础数据及历史试验数据的录入与整理工作，从主变在线诊断入手，南宁电网逐步实现状态检修是完全可行的。　　　　2变压器油中气体在线监测主要工作原理及方法　　　　2.1变压器油中气体在线监测工作原理　　　　油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映电气设备电气异常的特征量。　　　　2.1.3油中气体在线监测工作原理　　　　气相色谱分析具有选择性好，分离性能高，分离时间快，灵敏度高和适应范围广等优点，目前国内外采用的方法主要有“油样直接注入法”、“鼓泡脱气法”和“渗透膜脱气法”：　　　　①油样直接注入法　　　　由美国首先提出，它不需要真空脱气，而是采用通用电气公司的专利技术“分离柱”，用氩气作为载气，在色谱分离前，将溶于油中的气体喷射出来，分离柱装在色谱仪的干燥箱内，用采样注射器将油直接注入气相色谱仪内，根据每种气体组分相对脱气率来调整气体的响应因数，作定量分析。　　　　这种方法的优点在于有较高的效率，安全和简单，有利于实现现场的在线检测，其误差在±10－20%以内，但仍需人到现场取油样。　　　　②鼓泡脱气法和便携型油中气体分析器　　　　对传统的气相色谱仪的某些环节进行简化或采用新技术使之在现场进行测试分析，以达到现场在线检测的目的。其原理是将空气吹入油中形成许多气泡，大大增加了气相和液相的接触面，油中溶解的气体被拉入气泡并随气泡排出油面，其脱气原理类似于常规色谱分析法中的机械振荡法。　　　　利用此方法日本日新电机公司制成商品化的便携型油中溶解的氢气检测器和测定乙炔的便携型检测器。上海电力学院也研制出了便携型乙炔检测器。这些检测仪器原理都大同小异。日本关西电力公司用此法还研制出了（DG-500型）便携型油中气体分析器，甚至可同时测出H2、CO、C2H4、C2H2、CO2等5种气体的组分，故仍用色谱柱分离气体组分，用半导体式气敏传感器测H2、CO、C2H2、C2H4，用非分光型红外线传感器测定CO2，现场测定时需油样30毫升，测量总时间为30分钟，仪器重15公斤，可以说基本与常规色谱法相比拟。　　　　③渗透膜脱气法　　　　利用高分子膜的透气性，直接从油中将气体分离出来，免去取油样，注油和脱气等工序，不仅节省了监测时间，而且简化了装置，易于实现在线连续监测的要求。透气过程也是气体在膜内溶解和扩散的过程，表征透气特性的渗透系数H是溶解度系数S和扩散系数D的乘积，即：H=S&D。　　　　利用此方法加拿大Syprotec公司自80年代以来就生产出了Hydran103B便携型早期故障检测仪，用以测定油中的氢气，它利用高分子膜对氢气的选择性渗透；Hydran201R则固定型变压器早期监测仪是将103B型的渗透膜和气体传感器做成传感单元，直接装在油路上，而后将信号用电缆接至附近的电子单元，用光电二极管数显氢气浓度。量程0~2000μL/L，达到90%的响应时间为10分钟，H2的相对灵敏度为100%时，CO为~15%，C2H2为~8%，C2H4为~1%。　　　　我国吉林电力试验研究所等7个单位早于1984年研制了氢气在线监测装置（BGY-1型和BGY-2型变压器故障检测仪），渗透膜选用0.002cm的聚四氟乙烯薄膜，气敏传感器选用钯栅场效应管，并已批量生产和推广使用。清华大学于1992年研制的氢气在线监测装置则运用8088单片机作为诊断工具，氧化锡气体传感器作为气敏元件，该装置已在变电站试运行。　　　　广西电网公司河池供电局2001年开始在220kV六圩变电站应用了重庆大学研制的变电站油中气体在线监测装置，另外，在岩滩电厂、柳州沙塘500kV变电站变压器油气体监测TRUEGAS装置，这些都为我局选择变压器油气体监测装置提供了重要参考，经技术比较，六圩变的在线监测装置虽较为稳定，但是油气分离膜的气体渗透平衡时间为3天，均大于宁波理工的MGA2000型膜的4小时，而TRUEGAS装置为由于为国外产品，安装、维护成本较高，故不采用。南宁电网将在试点变电站主变用在线监测法，其他站仍采用常规气相色谱仪进行变压器油中溶解气体的定期检测。　　3构建的油中气体在线监测系统硬件和软件分析　　　　3.1主变压器油中气体在线监测系统框架及功能概述　　　　3.1.1监测对象　　　　选择沙田变电站#1主变压器压器作为监测对象，实时监测变压器油中气体的变化情况。220kV沙田变电站是南宁电网的枢纽变电站，#1、#2主变压器额定容量均为120MVA，#3主变为180MVA，承担南宁电网南部约三分之一的负荷，其中#1主变压器1991年投运，#2主变压器1998年投运，#3主变压器2006年投运。500千伏邕州变电站是一座综合自动化变电站，位于南宁市东部，#1主变容量为1000MVA，2007年9月开始运行，有三回500千伏进线。因此，选择了沙田变#1主变及邕州变#1主变这四台主变压器作为试点设备和研究对象，具有较好的代表性。　　　　3.1.2在线监测硬件设备　　　　我们所采用的MGA2000-6型变压器中溶解气体在线监测系统，系统结构如图五。该系统由油气分离装置、气体检测单元、控制及诊断单元，包含油气分离器、传感器、控制电路板、后台机等硬件设施和监测、查阅、远程通讯等软件部分。原理框图如图3.1所示。其中油气分离装置安装在变压器阀门处，油气分离装置的核心部件是透气膜。　　　　图3.1变压器油中气体在线监测原理框图　　　　它有不渗油只渗透各种气体的特点，气体分子从油中向气室的一侧扩散，一定时间后，膜两侧的气体压力趋于平衡，自动实现了油气的分离。分离后的混合气体送至安装在变压器旁的气体检测单元，先通过色谱柱对六种气体进行分离，然后依次与传感器接触，将气信号转换为电信号，电信号传输至安装在主控室的控制及检测单元，经过放大、变换，还原为各种气体含量，再通过专家诊断系统对数据进行分析判断，提出指导性处理意见，最终达到对变压器油中溶解气体进行在线监测的目的。气体检测单元外壳为带基座的端子箱，安装在油气分离单元附近，使用槽钢固定。　　　　3.1.3在线监测软件功能　　　　在线监测软件按系统功能可大体分为在线检测油中溶解气体含量和数据分析诊断两大部分。能自动实现数据采集、定性定量计算、三比值分析、相对产气速率和绝对产气速率计算、趋势图分析、原始谱图、原始数据查询、故障诊断及远程监测与远程维护等功能。　　　　3.1.4在线监测软件界面　　　　MGA2000-6C变压器中溶解气体在线监测系统远程登录及气体组分报警限值设定界面见下图3.2所示：　　　　图3.2沙田变MGA2000-6C变压器中溶解气体在线监测系统各气体组份报警限值设定　　　　3.2MGA2000-6油中气体在线监测系统　　　　3.2.1MGA2000-6油中气体在线监测系统的组成　　　　在综合比较国内外现有离线和在线监测装置的基础上，我局经过大量的可行性研究，选择宁波理工监测设备有限公司的的MGA2000-6系列变压器油中六种溶解气体在线监测诊断系统，可连续、实时分析变压器油中溶解气体的含量和增长率，采用了面向对象的设计方式和客户机/服务器的架构体系，它由色谱数据采集器（MGA）、数据处理器（MGA）、应用软件、载气及通信电缆等组成（图3.3）。　　　　图3.3MGA2000-6变压器油色谱在线监测系统组成　　　　图3.4邕州变#1主变C相安装的MGA2000-6H的MGA色谱数据采集器　　　　该系统的MGA.2应用软件提供了运行于Windows2000Server操作系统下的服务器端软件和运行于Windows2000等操作系统下的客户端软件，服务器采用了SQLServer2000数据库，支持Internet和XML技术，网络通信协议为TCP/IP协议。该系统采用温度补偿技术，以RS485为基础，采用光电隔离等技术，能实现数据采集、显示、实时监测等功能。　　　　3.2.2MGA2000-6油中气体在线监测系统的主要功能　　　　在线监测软件按系统功能可大体分为在线检测油中溶解气体含量和数据分析诊断两大部分。能自动实现数据采集、定性定量计算、三比值分析、相对产气速率和绝对产气速率计算、趋势图分析、原始谱图、原始数据查询及故障诊断等功能。下面按功能模块进行分析：　　　　1）参数设置功能；　　　　2）监测功能：运行模式有自动和手动两种：自动循检方式自动完成对全站被测设备的循环监测、实时运行状态显示、存储、报警；手动方式主要用于对一级报警时需要重点观察的设备；　　　　3）数据分析和故障预警功能；　　　　4）设备监控管理功能：提供了系统事件（如载气压力）的实时报警方式；　　　　5）数据存储和查询功能：数据查询方式分有线接入方式和无线接入方式。　　　　有线接入方式：我局220kV沙田变、安城变采用了这种方式。MGA2000-6系统可以组成三级远程变压器色谱在线监测网络。一个变电站可以用一台数据处理服务器，通过RS485总线控制多台色谱数据采集器，每一台采集器可监测一台电力变压器。MGA2000-6系统的数据处理器可接入局级局域网，局域网上的任一终端浏览器都可以在获得授权的条件下浏览MGA数据库中的监测数据和有关系统信息。跨局域网的上级用户可以和宁波公司的远程监控中心通过Internet网进行VPN远程监测和远程维护（见图3.5）。　　　　图3.5MGA2000-6C系统有线接入方式的就地和远程设备监控管理网络图　　　　无线接入方式：我局500kV邕州变采用了这种方式。MGA2000-6系统利用无线网络资源组成基于GPRS移动网（通用分组无线业务）的在线监测网络。让只要有能登录上GPRS网络的PC都能查看监测数据。一个电厂或变电站可以利用数据中心的数据处理服务器，通过GPRS网络控制多台集成GPRS模块的色谱数据采集器（MGA），每一台色谱数据采集器（MGA）可监测一台电力变压器。任何集成GPRS上网功能的终端浏览器都可以在获得授权的条件下浏览数据中心的数据处理服务器数据库中的监测数据和有关系统信息。宁波公司的远程监控中心也可以通过Internet网进行远程监测和远程维护（见图3.6）。　　　　图3.6MGA2000-6H系统无线接入方式的就地和远程设备监控管理网络图　　为方便变维所维护人员、变电站值班员及上级管理人员长期观察站内电力设备的运行状况，并利用我局原有的光纤通道，我们使用监测系统提供的有线接入方式进行远程数据、系统事件（如载气压力）查询功能，借助远程功能，用户可以在远端显示监测界面、数据查询、参数设置等现场具备的全部功能实现就地和远程设备监控管理功能。　　　　3.2.3MGA2000-6油中气体在线监测系统在试点变压器的安装　　　　①我们2007年在沙田#1主变安装了MGA2000-6C型变压器油中溶解气体在线监测系统。　　　　②现场实施步骤：　　　　1）油中六种溶解气体在线监测及诊断的原理和实现方法的选择后，进行设备选型（图3.7）：　　　　图3.7变压器中溶解气体在线监测系统MGA2000-6H在邕州变#1主变、高抗安装　　　　2）以沙田变为例，油气分离装置结构、透气膜、气体检测单元结构、分别响应六种特征气体的不同气敏传感器特性的组件的安装（图3.8、3.9）：　　　　图3.8透气膜后的气体检测单元结构　　　　图3.9混合气体检测单元及载气结构　　　　3）微机在线监测的服务器硬件和软件的安装（图3.10）；　　　　图3.10MGA2000-6C在线监测系统在沙田变主控室内的MGA服务器　　　　4）在#1主变就位后现场整机及辅助系统安装调试（图3.11）：　　　　图3.11现场整机及辅助系统安装调试　　　　5）系统采用的防干扰措施　　　　要实现现场对H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6六种气体的长期可靠监控，硬件的防干扰措施十分必要。将气体分离和检测部分置于现场，上位机系统置于控制室，这样就减轻了控制强电部分动作时电磁场的干扰，采用微机地（GND）与强电与完全分开的方式，避免了控制系统动作时地电位升高对微机系统的不良影响。现场试验时亦发现采用这种措施非常必要的。　　　　图3.12控制室与现场部分工作特性框图　　　　6）小结：经现场试运行表明，本装置达到了合同中规定的技术要求，通过文献查询检索，表明本项研究成果具有国内先进水平，有良好的推广应用前景。下面分别介绍其主要工作性能。　　　　3.3MGA2000-6C油中气体在线监测系统性能分析　　　　3.3.1气体分离单元性能分析　　　　应用MGA2000分离膜分离油中气体，将气体分离单元常年置于变压器旁，成功地实现了变压器油中的油气自动分离。与国内外现有的同类变压器油色谱在线监测系统相比，气体渗透平衡时间大为缩短，最小4小时，实际一般设为1～3天，并可由用户设定。用系数k值实现气体浓度换算，克服了通常气相色谱仪取油后进行真空脱气的复杂性以及存在的较大误差。　　　　3.3.2气体检测单元性能分析　　　　除了固定相、影响分离度的其他外界条件有柱子的工作温度、载气(为空气，压力0.3Mpa)及载气流速、进样量，柱子温度的提高可以分析时间以及提高出峰的灵敏度，但会影响分离效果，温度越高，分离效果越差，载气流速增大，峰高是线性增大，进样量对出峰的影响主要表现在出峰灵敏度上，进样量越少，出峰灵敏度越高。MGA2000-6C型气体检测指标见表3.1。　　　　表3.1MGA2000-6C型气体检测指标表　　
气体组分 最低检测线 检测范围 精度 H2 1μL/L 1～2000μL/L ±10% CO 1μL/L 1～5000μL/L ±10% CH4 1μL/L 1～2000μL/L ±10% C2H4 1μL/L 1～2000μL/L ±10% C2H2 0.5μL/L 0.5～500μL/L ±10% C2H6 1μL/L 1～2000μL/L ±10% 总烃 1μL/L 1～8000μL/L ±10% H2O 1μL/L 1～800μL/L ±10% 　　综上所述，根据色谱分析理论，选择一根适当长度的色谱柱，填上适当的填充料，选择一定的载气流速、柱子工作温度、进样量是仪器设计的关键，我们要分析的六种气体是H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6，由于H2、C2H4传感器和CH4、C2H6传感器互相反应，只要能够将H2、C2H4、和CH4、C2H6气体以不同的时间流出，就能达到我们的要求。从对填充料的反应灵敏度来看，H2、CO、CH4属于一种类型的气体，C2H4、C2H2、C2H6属于另一种类型的气体，两种不同类型的气体要在一次进样下完全分离，必须使用一根复合色谱柱来实现。　　4应用数据分析　　　　4.1变压器油气谱在线监测现场应用数据分析　　　　MGA2000-6C型变压器油中溶解气体在线监测及故障诊断系统经过安装调试，于2007年1月在220kV沙田变#1主变开始试运行，2007年8月正式投运；500kV邕州变的MGA2000-6H变压器油中溶解气体在线监测系统于2008年12月安装，2009年2月投运。我们以这两个站的共2台主变、1台高抗的油色谱数据的采集、传输与远程获取为研究对象进行分析，目前各站监测系统及远方的变维所、中试所主站均运行正常，分析取得了一定的效果。　　　　4.1.1沙田变#1主变在线监测数据与离线数据对比分析　　　　图4.1我局变维所试验班的GC-140C型油气相色谱分析仪及气体净化器　　　　在线监测系统正式运行后，从2008年3月每隔10天左右对主变压器油进行常规离线色谱分析，并与在线数据进行比较，对装置运行的稳定性，数据的可靠性进行监视。至日止，我们对220kV沙田变#1主变在线分析三次，所取得的数据形成的分析图见图4.2～图4.5和表4.1：　　　　图4.2日220kV沙田变#1主变压器油气谱在线数据分析谱图　　　　图4.3220kV沙田变#1主变压器油气谱在线数据C2H2组分系统标定值　　　　图4.4220kV沙田变#1主变压器油气谱在线数据各组分柱状图　　　　图4.5日～08年4月10日220kV沙田变#1主变压器油气谱　　　　各组分历史数据趋势图　　　　图4.5中的组份变化是由于日～日我局变维所对沙田变#1主变进行大修、变压器滤油等工作所致。　　　　表4.12007年～kV沙田变#1主变的部分在线色谱系统在线自动采集的数据与离线数据对比表　　　　从上表可知，以第4组数据为例，#1主变H2组份在线值、离线值差值为2.93μL/L，CO组份在线值、离线值差值为64.04μL/L，达到4、5、6三组数据中的最大值，为常规离线分析中出现的误差，造成CO离线数值偏高；其他的组份离线数值、在线检测数值较为接近，差值在0.03～4.88μL/L之间；各组份变化趋势基本相同。　　　　由于沙田变#1主变高压侧B相套管有缺陷、有载开关为纸质绝缘铜结构，密封胶垫、蝶阀老化，油枕型式落后等原因，结合近两年运用三比值法分析得出的离线色谱试验数据（都录入到广西电网技术监督MIS中），分析出沙田变#1主变存在中温过热故障，我们当时立即采取了主变吊罩检查、滤油、补油，更换有载开关、密封胶垫、蝶阀、油枕等大修措施。而MGA2000在线监测系统2007年7月以前的数据不准确，经检查为载气压力不足导致数据失真严重，月底由于局域网络故障、更换氮气载气、主变大修等原因，造成无法采集到在线监测数据。　　　　4.1.2邕州变#1主变、高抗在线监测数据与离线数据对比分析　　　　图4.6& 2009年2月~3月500kV邕州变#1主变压器油气谱在线数据报表　　　　图4.7& 2009年2月~3月500kV邕州变防邕线5043线路高抗油气谱在线数据报表　　　　表4.2500kV邕州变#1主变、防邕线5043线路高抗油气谱离线、在线数据对比表　　　　由于邕州变是2007年8月新投运的变电站，#1主变、防邕线5043线路高抗的油样抽取是在07、08年进行的，在线监测系统是09年2月刚安装成功的，但上表我们也分析得出的离线色谱试验数据与在线监测的数据具有连续性，在线监测得出的结论和离线色谱试验数据三比值法分析得出结论都是#1主变、高抗A、B、C相均无故障。　　　　小结：MGA2000在线监测系统主要是采用了三比值法、结合模糊推理方法进行数据分析和判断，综上分析图4.2～图4.7和表4.1，得出结论：经比对近两年的离线色谱分析数据和现场实际运行情况，220kV沙田变#1主变压器在07年5-7月大修、滤油后在线监测及常规离线检测的油色谱数据正常是准确的，邕州变在线监测数据和得出的油色谱数据正常也是可信的，误差均在允许范围内，也达到了厂家宣称的各组份气体检测指标±10%的精度。　　　　4.1.3主变在线监测与离线数据差值原因分析　　　　常规的油色谱分析法存在一系列不足，脱气中可能存在人为误差；从取油样到实验室分析，作业程序复杂；检测周期长；不可能每个电站都配备常规油色谱分析仪，运行人员无法随时掌握和监视本站变压器的运行状况。具体阐述如下：　　　　①常规离线是分析当天气体含量，而在线一般是分析24小时来经渗透膜气体的平衡浓度时的气体含量，引起离线、在线数值偏差。离线分析误差来源主要有：取样的分散度。变压器油中溶解气体，在变压器内的分布不均匀性，往往使油样缺乏代表整体变压器油的能力；取油样的操作和油样运输存放过程中油中溶解气体的变化；取样时油温的影响，不同油温下，油中溶解气体的含量不同，油温越高，含量相对越低；从取样到分析时温度发生了变化，温度差别越大，则气体变化量也就越大；脱气过程中造成的误差，不同的脱气装置和操作方法、脱气用油量的不同，测量油和气体体积的精确度不够等，均可造成明显的差异；色谱仪及记录仪的误差；定量及计算过程中的误差。　　　　②常规离线分析在采样、取气、进样时存在一定人为误差，离线引起误差的因素和可能性均比在线大。　　　　③由于工作时间安排等原因，离线、在线比较时基本不是同一天的油中气体浓度，这也引起离线、在线数值偏差。　　　　④由于安城等主变压器的负荷重，由于有钢铁厂、水泥厂、铁路等110kV出线，负荷变化也大，这就加大了②、③点原因引起的数值偏差。　　　　经过变电站现场调试、运行和结果分析，得出以下结论：　　　　①提出并实现了变电站电气设备绝缘在线监测及故障诊断系统的面向对象的单元类插件式和集控式原理和方法，研究并安装成功了变电站电气设备油色谱在线监测及故障诊断系统，各项监测数据离散性小，监测结果可靠性高、重复性好，H2、CO、CH4、C2H4、C2H6、总烃精度达到了1μL/L，基本满足工程需要。　　　　②MGA气体分离装置，实测变压器油中六种（H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6）溶解气体的在线监测结果与常规离线分析数据相比各种特征气体含量变化趋势一致，绝对值可比，C2H2监测灵敏度达到0.1μL/L。　　　　③通过变压器油中溶解气体在线监测技术的应用可以加强对变压器健康状态的监督，为安排设备检修提供了依据。　　　　④在变化趋势上，在线测量结果与离线相比，总烃及各组份含量变化趋势基本一致，在线监测效果优于取样离线测量。　　　　⑤在测量结果的绝对值上，在线测量结果基本达到实际应用的要求，但不如离线测量结果精确。　　　　⑥存在问题：由于变压器油中溶解气体在线监测采气的方法是通过透气膜进行的，采气周期较长，厂家理论值最小为4小时，实际测试一般为24小时左右才较为稳定，所以当变压器内部发生突发性故障时，无法通过在线监测系统立即查阅到故障后的变压器油中溶解气体情况。　　4.2状态检修效果评估　　　　我局在未开展在线监测前，变维所2006年累计消除变电站设备一般缺陷771条，重大缺陷231条，紧急缺陷48条，2006年重大、紧急缺陷消缺率100%，2006年变电站缺陷总消缺率77.4%，消缺及时率：75.9%。2007年以来，通过在线监测系统在220kV沙田变、琅东变、500kV邕州变等试点的实施，服务状态检修的技术监督基础数据采集、统计、分析等工作的开展，停电计划制订日趋合理，消缺及时性和消缺率有了较大提高。累计消除包括试点变电站主变在内的设备设备缺陷818条，年变电站缺陷综合消缺率达到了95%(2005年为77.4%)，消缺及时率：85%。　　　　图4.7南宁电网平均供电可靠性　　　　我局的供电可靠率在逐年的递增，08年上半年为99.93%，虽然相比国家一流99.96%、国际一流99.987%供电可靠率还是有一定差距，但进步是明显的。我局制定了《缩短停电时间，提高供电质量》等一系列制度，优化流程、严加考核，年平均供电可靠率、消缺及时性和消缺率有了较大提高，并按状态检修的要求制订的《变压器的状态评级及采取的措施表》及《规范性状态报告表》等规范表格填报现场状态监测数据。　　　　MGA2000-6系列在线监测系统推广小结：对该系统加强维护，不断地积累运行经验，还要进一步完善数据上传的稳定性和可靠性，并加强对电力系统设备检修制的演变和发展趋势的宣传，使人们逐步认识状态检修制必然取代预防性检修制是事物发展的规律。　　　　5结论　　　　本文通过对南宁电网220kV、500kV变电站主变压器油色谱在线监测技术原理及方法的研究分析，结合现场实际，给出了沙田、邕州变电站主变压器油色谱在线监测系统实施方案，并进行了在线与离线应用的对比研究，得出了以下结论：　　　　①建立了南宁电网沙田、邕州等变电站的MGA2000系列主变油色谱在线监测装置和故障分析系统，该在线监测系统原理正确，方法合理，所采用的气体传感器灵敏度，线性度等各项指标较稳定，动态特性优良，适合在线监测；用于油气分离的分离薄膜的气体渗透平衡时间较短，透气性好，耐腐蚀性和强度能满足现场安装的需要。　　　　②首次对南宁电网沙田和邕州变电站的主变压器现场运行工况及故障诊断和实测数据进行了分析，并对比了常规离线检测数据，分析结果表明：沙田变电站#1主变压器在月滤油后在线监测及常规离线检测的油色谱数据均正常；邕州变电站#1主变压器、5043高抗2009年在线检测与年常规离线检测的油色谱数据均正常。　　　　③常规离线检测是分析当天气体含量，而在线监测一般是分析24小时以来经渗透膜气体的平衡浓度时的气体含量，基本不是同一天同一时段的油中气体浓度，同时，出线的负荷变化大，引起离线检测、在线监测数值偏差。应用表明，该在线监测系统各项监测数据离散性较小，总烃及各组份含量变化趋势基本一致，在线监测结果误差基本达到工程应用的要求，具有实时、准确快速监测主变压器油色谱数据是否异常的功能，有取代常规离线检测的可能性，初步实现了主变压器的状态检修。　　　　主要参考文献　　　　[1]&小崎正光.高电压与绝缘技术[M].科学出版社，OHM社，2001.7.　　　　[2]&赵振宁，陈锋.以可靠性为中心的检修在电力公司中的应用[J]．华北电力技术，2003.　　　　[3]&黄建华，全零三.变电站高压电气设备状态检修的现状及其发展[J]．电力系统自动化，）.　　　　[4]&严璋.电气绝缘在线检测技术[M]．水利电力出版社，1995.　　　　[5]&DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则．中国电力出版社，2002.　　　　[6]&GB/T绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法．中国电力出版社，2000.　　　　[7]&IEC运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则.　　　　作者简介：梁文焰，男，1997年参加工作，电力信息与通讯高级工程师，重庆大学工程硕士学位，于97、06、07年分别通过了全国计算机软件资格水平考试中的程序员、信息系统监理师、数据库系统工程师考试。1997～至今在南宁供电局从事信息管理及变电相关各MIS系统的开发、维护、验收测试、系统培训工作，曾先后在检修一班、二班、继电保护班工作4年，现场工作经验丰富。该论文2009年4月在西安召开的“2009年全国输变电设备状态检修技术交流研讨会”上交流，被评为三等奖。　　　　还曾发表论文《南宁供电局变电停电票计算机管理系统》在04年第6期《广西电力》杂志上、并入选2005年10月《中国南方电网公司第二届电网技术论坛》上发表、获得广西电机工程学会年会二等奖。2007年分别在第3期、4期《广西电力》上发表了论文《变电设备状态检修信息系统建设建议》、《广西电力生产信息管理系统在南宁供电局的建设》（获得广西电机工程学会年会二等奖）；在《科技与企业》07年11月刊上发表了论文《百色供电局电力营销信息管理系统的建设》。　　　　黄蔚，女，1978年1月生，1996年工作，发配电专业，2004年广西大学本科毕业，工程师，1999年至今从事变电运行巡检工作，任南宁供电局变电运行管理所巡检监控中心副班长、班长，熟悉营销MIS电量计量、客户档案子系统的流程及使用，熟悉变电管理流程、设备及现场，现场经验十分丰富。
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