电网是保障经济社会发展的重要基础设施。油浸式电力变压器是电力系统电压变换和电能输送的核心设备，造价高昂。因此，及时发现油浸式变压器内部的潜伏性故障，可以防止重大设备损坏事故的发生，保障电力系统的安全稳定运行。目前，利用气相色谱法检测绝缘油中的溶解气体，是诊断充油设备内部故障最为有效的方法，可以有效保障大型充油变压器的安全稳定运行。现行的色谱分析检测手段仍存在试验周期较长，人工操作引入误差大等问题。因此，对常规油中溶解气体试验方法进行误差分析，采取相应措施保障油浸式变压器的安全稳定运行，将给电力企业带来巨大的经济效益和社会效益。

本文分析了色谱分析时各种误差产生的原因， 并且针对误差产生原因，结合传统实验室色谱的优势，研制了一种能够实现绝缘油色谱自动分析的装置。该装置利用快速顶空脱气技术完成自动脱气，具有样品用量少、脱气速度快、重复性好等特点，避免了传统色谱分析过程中人工操作多、重复性差及劳动强度大的弊端，提高了工作效率及分析准确度。

1. 误差来源分析

变压器油中溶解气体色谱分析具有系统性，分析过程涉及环节较多，取油样、脱气、仪器标定、样品气定性分析、样品气定量分析等都会对分析结果产生影响，因此分析结果往往存在一定的误差。

1.1 取样误差

造成取样误差的主要因素为：取样环境、取样部位、注射器密封性、取样阀、取样连接系统密封性等。取油样要在全密封状态下进行，使用 100 mL 全玻璃注射器，通过正压取样，完成50 ～ 90 mL 取样量。注射器取样时，应使用三通把注射器和取样连接系统内的气泡赶出，用充满油的胶帽密封。注射器要放置在专用取样箱内，避光保存。取样前要把死油放掉， 油样放置时间不能过长，因为油样放置时间愈长，油中气体愈容易逸散，分析误差愈大。

1.2 脱气误差

从绝缘油中脱出溶解气体是色谱分析试验的主要环节，其中脱气装置、操作方法、用油量、测量精度、密封性等均是造成分析结果误差的来源。为保证脱气结果的重复性，脱气装置要保证符合《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》（GB/T 17623—2017）（以下简称国标）的要求。油样体积和脱出气体体积读数要精确。油样体积按国标要求为40mL，气体自油中脱出后，应尽快转移到注射器中，以免气体回溶到油中。脱出气样应尽快分析，避免长时间储存造成气体逸散，影响分析结果。采用振荡脱气方式时，如果室温较低，油样应先预热，因为振荡平衡状态应在 50 ℃下进行，振荡后脱气量对结果有影响， 应准确读数。振荡后立刻将油样中的气体取出，若需要暂时保存，应保证振荡仪内的温度在 50 ℃。另外，使用的注射器（规格100、10、5mL 等）、针头、小胶帽等也需要有良好的密封性。

传统的机械振荡法脱气效率高，重复性及再现性能满足要求。但是，操作步骤烦琐、工作强度大、对操作人员要求高等均是分析结果误差的主要来源，增大了测量结果的不确定度，国标对气相色谱法测定绝缘油中溶解气体分析的测量不确定度有明确的要求。脱气、样品气转移等步骤极易被人为干扰，如果可以实现自动注油脱气，即可避免人为操作引入的分析误差，大大提高分析结果的准确性。

1.3仪器标定误差

变压器油中溶解气体色谱分析主要采用外标法， 影响标定准确性的因素为进样重复性和仪器的稳定性。进样是整个分析过程的关键环节，对操作人员的水平要求较高，一定要严格按照“三快”“三防”的操作规范，即进针要快、准，推针要快，取针要快， 防漏出气样、防样气失真、防操作条件变化，保证进样针的密封性。由于色谱仪数据处理工作站多采用计算峰面积，所以峰面积的计算误差可忽略。

目前，传统实验室色谱多采用手动进样的方式， 极易因操作人员水平及个体之间的手法差异造成分析结构重复性及准确性下降。采用自动进样，可以有效避免因人员操作不规范引入的分析误差，显著提高进样重复性，从而降低进样重复性引入的不确定度。

1.4 定性及定量误差

定性和定量计算直接影响分析结果，样品组分的定性以已知标准气体各组分的保留时间为依据，即样品出峰时间和标准气体各组分出峰时间一致，可认为是同一种组分。其误差产生原因主要为：认峰错误、操作条件变化、色谱柱分离度下降等。

定量计算一般是以峰高或峰面积为基准。但是， 色谱峰受到干扰、基线漂移等都会造成工作站峰处理不准确或峰形不规则，导致分析结果误差。具体影响因素为：进样针密封性差、温度和气路流量发生变化、进样口污染、柱污染等。

2. 不确定度来源及评定分析

2.1测量不确定度来源

定期使用气相色谱法进行油中溶解气体各组分含量的检测，可及时发现充油设备内部存在的潜伏性故障。国标给出了绝缘油中溶解气体分析的标准测试流程及计算公式。根据该标准的要求，对气相色谱法测定绝缘油中溶解气体各组分含量的测量不确定度进行分析。可知，试验大气压力、标准气体浓度、标准气体峰面积测量、样品溶解气体峰面积测量、脱出气体的体积、脱气用油样的体积、分配系数等是造成样品分析结果不确定度的来源。

2.2测量不确定度各分量评定

2.2.1标气浓度、峰面积及大气压力引入的相对标准不确定度

大气压力相对标准不确定度 Urel(P) 和标气浓度相对标准不确定度 Urel(Cis) 均可视为正态分布，用 B 类评定方法评定。由于气相色谱仪色谱数据处理工作站采用计算峰面积来计算各组分浓度，所以可忽略峰面积的计算误差。标样峰面积测量引入的相对标准不确定度 Urel(Ais) 和样品峰面积测量引入的相对标准不确定度 Urel(Ai) 均取决于进样重复性引入的不确定度，可按均匀分布考虑。

2.2.2样品振荡脱气引入的相对标准不确定度 Urel(Ri) 样品振荡脱气不确定度 Urel(Ri) 主要来源于取样体积、脱出气体的体积和被测各组分的分配系数。脱出气体体积的测量引入的标准不确定度 U(Vg) 由 5 mL 全玻璃注射器的标准不确定度 U(Vg1) 和测量读数的标准不确定度 U(Vg2) 两部分组成，脱出气体体积温度校正时由室温引入的标准不确定度 U(t) 用B 类评定方法评定。其经体积校正为 U(Vg')。

取样体积引入的标准不确定度 U(V1) 由 100 mL 全玻璃注射器的标准不确定度 U(V11) 和测量读数的标准不确定度 U(V12) 组成，油样体积温度校正时的室温引入的标准不确定度 U(t) 用B 类评定方法评定。其经体积校正为 U(Vl' )。分配系数 Ki 值主要与绝缘油化学组成和振荡仪恒温室温度有关。国标要求恒温振荡仪控温精度在（50±0.3）℃范围内。在符合控温精度的范围内，样品振荡脱气时视 Ki 值为标准值，其引入的不确定度可忽略，即 U(Ki)=0。

2.3 测量结果的合成相对标准不确定度

读数不准确、进样及取气手法不对等传统实验室绝缘油色谱分析中常见的人为操作会造成取油体积、脱气体积读取误差大，标样和样品峰面积重复性差等问题，从而增大测量结果的合成相对标准不确定度。本文介绍的绝缘油色谱自动分析装置利用自动脱气、自动阀进样、虚拟仪器设计等技术，可以在分析流程不变的情况下避免分析过程中的人工操作，实现从进油样到结果分析整个流程的自动化。这样可以有效避免传统实验室色谱分析中人为干预引入的系统分析误差，降低绝缘油色谱的分析不确定度。