油色谱在线监测装置运维情况分析

2020-07-27李学锋包学山

山东电力高等专科学校学报 2020年3期

盛乐，李学锋，周波，包学山

（1.宁夏汇才工程服务有限公司，宁夏银川 750001；2.国网宁夏电力有限公司电力科学研究院，宁夏银川 750011）

0 引言

随着电网设备安全经济运行要求的提高和智能电网技术的发展，油色谱在线监测技术得到迅速发展[1]。油色谱在线监测装置是变压器故障诊断的重要手段之一。利用油色谱在线监测装置对绝缘油中特征气体组分进行监测和分析，可以随时掌握充油设备的运行状况[2]。目前油色谱在线监测装置的覆盖率越来越高，数量不断增加，但随之也凸显出装置杂、厂家多、分布广等特点，给装置的运行维护工作带来了挑战。因此，应及时掌握油色谱在线监测装置的分布与运行情况，针对不同装置给出合理的运行维护建议，及时消除装置运行中的问题，以保证油色谱在线监测装置正常运行，确保被监测充油设备运行安全可靠。

1 油色谱在线监测装置简介

油色谱在线监测装置主要工作流程为油样采集模块从变压器内取油样，油样在油路中循环对装置进行油路清洗，清洗后进行定量取样准备脱气，定量油样在油气分离模块快速分离出油中溶解气体，油气分离后的气体送至六通阀定量管进行自动进样，样品气体在载气推动下通过色谱柱进行气体分离，各组分气体根据分离先后顺序进入检测模块进行检测，并通过数据处理模块进行采集、计算和分析，最终分析数据通过网络上传至监控主站[3]，如图1所示。

图1 油色谱在线监测装置工作流程图

目前，油色谱在线监测装置主要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。单组分气体在线监测装置主要通过分析单一的H2或C2H2含量来判断变压器故障，由于检测气体单一，不能准确对变压器故障进行判断，已经无法满足监测工作的需要，大多已退出运行。多组分气体在线监测装置与实验室离线油色谱分析的特征气体基本一致，主要包括 H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7种气体，不仅可以对被监测充油设备的故障进行全面分析和判断，而且也方便与实验室离线油色谱数据进行对比。因此，目前使用较多的是多组分气体在线监测装置，该装置可以真实反映变压器的健康状态，保证变压器的安全稳定运行[4]。

2 油色谱在线监测装置分布与运维情况

以某地区为例，截至2020年1月底，该地区已实现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264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58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 各电压等级变压器油色谱在线监测装置分布情况

由图2可知，330 kV及以上电压等级变压器占比为68%，占比较大，因其运行电压高，对绝缘油质量要求也高，尤其对油中特征组分含量和含气量要求较高。当变压器出现中低温、中温、高温过热、局部放电、气泡放电等故障时，都会通过油中溶解气体含量体现出来，所以油中溶解气体在线监测尤为重要，在线监测装置的正常、稳定运行可对变压器运行状态起到很好的监测作用，还可通过其内置软件进行初步的故障诊断。

自2019年7月至2020年1月，该地区共发现并处理油色谱在线监测装置问题322台次，其中所有发现的问题中，换流变压器装置问题65台次，750 kV变压器及电抗器装置问题102台次，330 kV变压器装置问题84台次，220 kV变压器装置问题71台次，如图3所示。

图3 各电压等级变压器油色谱在线监测装置存在问题分布情况

各电压等级变压器油色谱在线监测装置设备占比与问题占比情况，如图4所示。由图可知，直流换流变压器问题占比比设备占比高6%，330 kV变压器问题占比比设备占比高4%，但220 kV变压器问题占比比设备占比低10%。因为随着电压等级升高，每天采样频率增加，220 kV变压器每天采样2次，换流变压器每天采样6次，载气、色谱柱等耗材老化速率与使用频率成正比，所以随电压等级升高，在线监测装置出现问题的频率增多。

图4 各电压等级变压器油色谱在线监测装置设备占比与问题占比情况

3 运行维护中典型异常问题分类与分析

自2019年7月至2020年1月，发现油色谱在线监测装置数据异常249台次，工控机故障问题25台次，载气欠压问题14台次，通讯异常问题23台次，系统漏洞问题11台次，如图5所示。

图5 油色谱在线监测装置常见问题类型分布情况

由图5可知，在所有发现的问题中，数据异常占比高达77%，占比非常高。因此，在监盘过程中需根据具体数据异常情况简单判断故障类型，以此为依据指导运维单位进行准确、及时消缺。另外，在监盘过程中应从众多异常数据中准确分析哪些是由于变压器故障导致油中气体含量发生变化，从而及时上报，采取措施。

3.1 数据异常

3.1.1 数据发生突变

1）上传数据为0。由于油色谱在线监测装置数据是通过采集组分电信号，经过处理和计算，输出浓度值。造成上传数据为0的主要原因有：当油色谱在线监测装置采集和处理数据的硬件设施故障，装置无法对监测数据进行采集或者计算，会导致上传数据为0；当色谱柱和检测器部件等出现老化现象，造成谱图基线出现鼓包和漂移时，或更换色谱柱后未进行标定，或柱前压力未调节至要求值时，会使出峰无法正确识别和抓取，造成数据上传为0。

解决方法：建议根据具体情况更换相关硬件设施或调整设置出峰时间与实际出峰时间一致。

2）上传数据突然增大。此类问题产生的主要原因有：当被监测充油设备出现故障时，不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体含量不一致[5]，某些气体含量会突然增加；当载气欠压时，气体在色谱柱内的扩散及涡流效应会增大，使色谱柱分离效果下降，无法对混合气体进行有效分离[6]，因此在设置的出峰时间内会出现混合气体堆积现象，导致靠后出峰的某一特征组分含量突然增大；油色谱在线监测装置组分浓度值一般通过峰高或者峰面积进行积分计算，当载气纯度不满足要求，色谱柱被污染时，或者色谱柱和检测器老化时，都会造成谱图出现基线漂移、鼓包、阶梯等现象，在进行积分计算时，会导致积分偏大，从而使监测数据突然增大。

解决方法：应及时取油样与离线数据进行对比；应定期检查气瓶压力，当出现载气压力报警时，及时更换浓度符合设备要求的载气；应查看色谱原始谱图，检查色谱基线是否平稳，组分峰形是否完整和规则，如果发现色谱原始谱图问题较多时，应对色谱柱进行更换。

2019年8月12日，某330 kV变电站2号主变压器乙炔值由0突变到6.5 μL／L。现场检查发现，运行人员更换完载气后未打开减压阀阀门，导致载气压力不足，烃类组分囤积到乙炔处造成乙炔检测值突变。现场打开减压阀阀门，调整压力，后续检测数据正常。

3）上传数据突然减小。造成此类问题的原因主要有：当载气出现欠压现象时，因为色谱柱分离效果变差，出峰时间较早的特征组分的实际出峰时间延长，与设置出峰时间不一致，导致无法识别和抓取相应的特征峰，相应组分含量计算结果会突然减小；当色谱柱或检测器部件等出现老化现象，色谱柱的分离效果或检测器的检测效果降低，特征气体无法被完全分离或者检测，从而造成上传数据突然减小；由于油样的脱气和检测环节都在恒温条件下进行，当油室油温控制器或者色谱柱箱加热器等出现故障时，虽然不影响油色谱在线监测装置采样计划的进行，但是由于加热器无法升温至设定值，在相对低温的工况下，会导致脱出的油中溶解气体组分浓度偏低或降低色谱柱的分离和检测器的检测效果，造成上传数据突然减小。

解决方法：建议根据具体故障问题对装置进行维护或及时更换载气。

2019年8月20日，某±660 kV换流站换流变压器油色谱在线监测装置数据突然减小，但是在线监测装置能正常运行，现场排查最终判断柱箱内加热器损坏，加热器无法升温至设定值。对加热器进行更换后，数据恢复正常。

3.1.2 数据不发生变化

此类问题多出现于油色谱在线监测装置与数据上传后台设备不是同一厂家时。如果油色谱在线监测装置出现异常（包括软件和硬件）或载气欠压等状况，装置无法正常完成采样计划，无法采集到数据，导致后台设备没有监测到新数据，数据上传软件会一直传输最后一组数据。

解决方法：建议根据具体故障问题对装置进行维护或更换载气。

2019年9月25日，某220 kV变电站2号主变压器油色谱在线监测装置上传数据保持不变。现场排查发现，由于2号主变压器油色谱在线监测装置光电转换器故障，导致装置检测数据无法上传至CAC服务器，CAC服务器持续上传最后接收到的一组数据。更换光电转换器后，数据上传正常。

3.1.3 在线值与离线值偏差大

运维过程中发现，部分变压器油色谱在线数据与离线数据误差不符合变压器油中溶解气体在线监测装置技术规范的要求[7]，或某一组分在线监测值特别大，且每次检测值都保持不变。检查发现，所有部件均运行正常，此种现象一般是由于运行时间较长或外界环境变化导致油色谱装置标定信息与当前运行状况不符。

解决方法：建议对标定信息进行修正。

2019年9月12日某±660 kV换流站2号主变压器C相二氧化碳油色谱在线监测装置数据与离线数据偏差较大，分别为 11 000 μL／L 和 4 000 μL／L。现场对油色谱在线监测装置标定信息进行修正，修正后在线数据与离线数据相对偏差符合标准要求。

3.1.4 数据停止上传

1）交换机故障。油色谱在线监测装置数据一般是从装置上传至后台工控机，再通过工控机经交换机上传至数据平台。当交换机出现故障或者数据上传端口被禁用时，尽管油色谱在线监测装置和后台工控机运行无异常，仍会导致数据无法传至数据平台。

解决方法：建议定期对交换机运行情况进行检查。

2019年8月16日，某330kV变电站1号和2号主变压器油色谱在线监测装置数据停止上传，现场检查发现装置和后台工控机运行正常，但交换机指示灯熄灭，没有正常运行，对其进行重启后数据上传正常。

2）油色谱在线监测装置故障。油色谱在线监测装置采样运行一般分为自检、进油、油循环、油气分离、检测、排油等步骤，当装置由于载气报警、主板故障、其他硬件问题等各种原因未完成采样计划，就会导致数据停止上传。

解决方法：建议根据具体故障问题对装置进行维护或更换载气。

2019年9月17日，某330 kV变电站1号主变压器油色谱在线监测装置数据停止上传，现场检查发现，载气耗尽，设备无法正常运行，更换气瓶后，数据恢复上传。

3.2 工控机故障

由于大部分工控机运行年限较长，一方面工控机配置较低，另一方面存在老化现象，若监控油色谱在线监测装置较多时，容易发生死机或者上传软件意外关闭等现象，从而导致采样计划无法完成上传和下达任务。

解决方法：建议定期对工控机运行情况进行检查。

2019年7到9月，某±660 kV换流站1号和2号主变压器油色谱数据频繁出现无法上传现象，现场检查发现都为工控机死机导致数据无法上传。主要原因为工控机运行内存为2G，此工控机下设6台油色谱装置，且每天有4组采样计划，导致工控机频繁发生死机现象。将该工控机更换为4G运行内存的工控机后，目前暂未发现工控机死机现象。

3.3 通讯异常

通讯异常主要包括I1通讯异常和I2通讯异常。

解决方法：I1通讯异常大部分为光电转换器故障所致，若光电转换器故障，应及时对其进行更换。I2通讯异常多为工控机端口被限造成，应联系运维单位信通班取消端口的限制，恢复通讯。

2019年9月27日，发现某750 kV变电站全站装置无数据上传，现场检查发现，2号主变压器C相、某2线高压电抗器B相、某1线高压电抗器B相和C相装置光电转换器故障，导致检测数据无法上传到CAC服务器，同时发现CAC服务器到站端监测单元系统网络不通。对故障光电转换器进行更换，且对装置进行直传改造后，数据上传正常。

3.4 系统漏洞

目前发现的系统漏洞全部为软件版本问题。

解决方法：对版本较低的软件进行升级处理即可。

2019年8月扫漏发现某330 kV变电站油色谱在线监测装置服务器存在安全漏洞，现场检查发现，Web访问软件、底层服务软件、I2软件未进行更新，对其软件进行升级后，扫漏再未发现漏洞。

4 建议及下一步工作

4.1 载气气源改造

目前运行的油色谱在线监测装置绝大部分载气气源为气瓶供气。多数载气钢瓶体积为10 L，如果按每瓶气体可使用400次计算，330 kV变压器要求每天做2组试验，750 kV变压器每天4组，换流变压器每天6组，所以在正常情况下，330 kV变压器每瓶气体可使用200 d左右，750 kV变压器每瓶气体可使用100 d左右，换流变压器每瓶气体可使用67 d左右。更换气瓶工作需要耗费较多的人力和财力，从2018年后新装油色谱在线监测装置中部分设备的气源改为空气发生器，到目前为止，还未发现需要维护和损坏的案例。因此，一方面为了节省人力和财力，另一方面为了避免当载气欠压时，未及时更换载气造成油色谱在线监测装置损耗，建议对重点设备进行改造，将气瓶供气方式改造为空气发生器供气方式。

4.2 提高服务器配置

目前油色谱在线监测装置选配的服务器配置较低，很多服务器运行内存为2G，当服务器长时间运行或连接的在线监测装置较多时容易发生死机现象。建议在设备选型时选择能够满足连接一定数量的在线监测设备且保持长时间不间断运行的服务器；排查运行设备中年代久远、配置较低、经常死机的服务器，逐步进行更换。

4.3 引入油中溶解气体在线监测新技术

4.3.1 试点引入光声光谱法油色谱在线监测装置

光声光谱法在线监测装置不消耗被测样品，不需要消耗性载气，不需要容易污染老化的色谱柱和复杂的气路控制系统[8]，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帮助，且无需更换耗材，运维工作量较小。但光声光谱法在线监测装置价格相对色谱法的较贵，且目前技术对环境适应能力较差。因此，建议试点引入光声光谱原理的变压器油在线监测装置，应用到个别高电压等级变电站的变压器。

4.3.2 利用红外光谱法新技术建立移动监测（检测）平台

红外光谱原理的油色谱在线监测装置检测准确度高、速度快、具有重复性和再现性[9]，有些装置其最小检测周期仅为10 s，误差为5%，检测灵敏度为0.1 μL／L。可基于此监测装置建设移动式监测（检测）平台，对重点保电区域的变压器、运行方式改变导致负荷激增的变压器、气相色谱法在线监测装置发现异常数据的变压器等进行重点、实时监测，提升检测、监测效率，保障重要区域变压器的安全运行。