變壓器油中溶解氣體分析診斷設備故障

高文婷

（國網寧夏電力公司 檢修公司，寧夏 銀川750011）

0 前言

隨著社會經濟的跨越式發展，電能的應用已然與人民生產和生活息息相關。 伴隨著人們對用電安全性及可靠性的要求日益提高，保證可靠供電的責任也越來越大。 變壓器作為電網安全運行的核心設備，其運行狀態的正常與否就顯得尤為重要。而利用氣相色譜法對變壓器油中溶解氣體分析，定期檢定變壓器運行狀態，已成為判斷變壓器有無異常情況或潛在性故障，并針對異常狀況或潛在性故障進行處理或采取應對措施的重要判據。氣相色譜法分析油中溶解氣體作為發現變壓器等重要電氣設備內部隱患、預防事故發生的有效手段，對開展設備狀態檢修工作及保障設備的安全運行起到了積極的作用。

1 變壓器油中氣體的產生

變壓器油與變壓器內部的絕緣樹脂材料在變壓器運行過程中，受電場和磁場的作用以及銅和鐵等材料催化作用的影響隨著時間推移發生老化和分解。 變壓器大多采用油紙復合絕緣，當內部發生潛伏性故障時，油紙會因受熱分解產生烴類氣體。 變壓器油中不同化學鍵結構的碳氫化合物具有不同的熱穩定性，絕緣油隨著故障點的溫度升高依次裂解產生烷烴、烯烴和炔烴。礦物質油中大約由3000 種液態碳氫化合物組成,但通常只需鑒別變壓器油中的甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙炔（C2H2）、乙烯（C2H4）以及氫氣（H2）、氧氣（O2）、氮氣（N2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）等氣體。 將這些特征氣體從變壓器油中分離出來并經過色譜分析,確定其存在及相應含量大小,便可反映出產生這些可燃氣體的故障類型。 分解產生的氣體大部分溶解于變壓器油中，但正常情況下產生氣體的速度非常緩慢。當變壓器線圈、鐵芯、絕緣材料等內部零部件在初期存在故障或形成新的故障條件下, 變壓器油被分解的氣體速度和產生氣體量明顯加快。當充油電氣設備內部存在潛伏性過熱和放電性故障時，就會加快這些氣體的產生速度，隨著故障的發展，分解出的氣體形成氣泡隨著油循環過程發生對流、 擴散，并不斷回溶于油中。故障氣體的組成及含量與故障類型和故障嚴重程度關系密切，所以定期對變壓器油中溶解氣體進行分析，即能檢測出變壓器內部故障。因此，在變壓器、互感器等充油設備運行過程中，定期做油的色譜分析，能盡早發現設備內部的潛伏性故障， 以避免設備發生故障或造成更大的損失。

2 分析方法

變壓器油中溶解氣體分析法(DGA) , 是判斷變壓器內部故障有效的手段之一, 該檢測項目在變壓器預防性試驗中的重要性勿庸置疑。然而, 變壓器油中溶解特征氣體除與故障性質有關外, 還與變壓器的結構特點、氣體產生的原因、故障的部位和故障嚴重程度有關, 因此必須進行綜合分析, 才能作出正確的診斷。 采用油中溶解氣體分析診斷充油電氣設備故障時, 首先要判斷油中溶解氣體是因變壓器內部故障引起, 還是因變壓器本體非故障引起的, 進而利用油中溶解氣體分析并結合其它試驗手段綜合分析設備存在的故障類型。[1]

變壓器油中溶解氣體的氣相色譜法，其診斷依據《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》[2]（以下簡稱“導則”）中的方法進行。現行導則有兩個版本， 即國標GB/T7252-2001 和行標DL/T722-2000， 它們分別代替了國標GB/T7252-1987 和部標SD187-1986。 如今，檢修停電時進行預防性試驗是確保絕緣系統完整的必備條件，但有些試驗在停電后難以真實地反映出變壓器在運行條件下的絕緣狀況。[3]

此外，在線監測可以及時掌握設備運行狀態，可以及時發現設備的潛在性運行隱患，采取有效防控措施降低事故發生的概率。 在實際生產中要將停電試驗和在線監測結合起來，綜合考察設備的實際運行狀況作出正確診斷。[4]

3 故障實例分析

3.1 案例一

3.1.1 故障變壓器參數及運行情況

某變電站主變，型號為SFPSZ-150000/220，油重41.5 噸。 該主變自2000 年7 月投運以來一直運行狀況良好， 其運行負荷均在允許范圍內，未直接受到過短路沖擊，歷史試驗數據均正常。

3.1.2 故障發生過程

2010 年12 月19 日，該主變色譜在線檢測系統數據顯示氫氣、總烴含量有明顯增長。 12 月20 日，該主變總烴含量達已達到192.95μL/L，超過一級報警值，在線色譜出現總烴報警信號。 12 月21 日取樣分析各組分含量，分析結果為272.21μL/L，數據較之前均有明顯增長，其中總烴含量由3 月份的10.06μL/L 增長到272.21μL/L， 超過注意值（150μL/L）。22 日跟蹤分析，氫氣、總烴都有上升趨勢。28 日對該設備進行了取樣驗證分析，發現總烴含量增至402.19μL/L。 具體數據如表1 示。

表1 主變檢修前色譜分析數據(μL/L)

3.1.3 故障情況分析判斷

利用三比值法對12 月28 日油色譜數據進行了分析，判斷其編碼為022，對應故障應為：高于700℃高溫過熱故障；按日本月岡、 大江等人推算的經驗公式估算，12 月28 日該主變的熱點溫度見式（1）：

即T=322lg(223.28/35.11)+525℃=783.70℃≈784℃

估算溫度與IEC 三比值法判斷溫度相符，可以判斷變壓器內部存在高溫過熱故障。

根據12 月21 日至28 日油色譜分析數據， 得出該時段內該主變總烴絕對產氣速率見式（2）。

即ra=(402.19-272.21)/(7×24)×(41.5/0.89)=36.08mL/h 0.5mL/h;

式中:ra——絕對產氣速率，μL/L;

m——設備總油量，t;

ρ——油的密度，t/m3.

據計算，該設備一周內總烴絕對產氣速率為36.08mL/h，遠大于導則及規程中要求的0.5mL/h。根據相應的數據不難發現，該變壓器油中成分特征主要以乙烯和甲烷為主，并初步判斷該設備內部存在過熱現象，說明該故障發展速度較為迅速。 為盡快確認該異常狀況出現的原因是否由設備運行負荷過大、油溫過高或有載調壓開關是否出現滲漏油進入變壓器本體等其他因素導致。 經過確認，設備運行負荷與油溫等運行狀況穩定，均處于正常范圍內；對有載調壓開關進行色譜分析，發現其組分含量完全不同于本體，且除乙炔和氫氣外，其他成分都低于12 月22 日該主變本體數值，故可排除有載調壓開關存在故障并向本體滲油的可能性。利用紅外成像儀探測熱點，卻未發現發熱故障點。但高壓試驗在進行鐵芯絕緣測試時絕緣電阻為0，故可判斷為設備存在鐵芯多點接地故障。

3.1.4 故障情況處理

經討論決定停運該設備，進行大修處理。 考慮到該電站周邊的用電負荷比較重，主變無法停電進行長時間檢修，故決定不吊芯，臨時串接自動限流電阻的臨時應急措施，以限制鐵芯接地回路的環流，防止該故障進一步惡化，影響設備穩定運行。在串接自動限流電阻后，繼續對該設備進行了色譜跟蹤試驗分析。 處理后的色譜分析數據如表2 所示。

根據上表中的數據看出處理后該設備總烴含量呈緩慢下降趨勢，該故障未進一步發展，表明該主變缺陷在處理后已處于穩定狀態。

3.2 案例二

3.2.1 故障變壓器參數及運行情況某750kV 變電站主變B 相，型號ODFPS-700000/750，油重93t，2010年11 月7 日投運。該設備自投運以來正常運行，其負荷也均在允許范圍內，未直接受到過短路沖擊。 2012 年1 月15 日，對該設備進行定檢試驗時，發現該設備出現乙炔0.43μL/L（規程注意值不超過1.0μL/L），次日取樣證明乙炔的確存在，于是縮短采樣周期，加強跟蹤分析措施，跟蹤過程中發現乙炔含量呈緩慢增長趨勢。

3.2.2 故障發生過程

2012 年5 月16 日，該設備乙炔含量增長到1.12μL/L（規程注意值1.0μL/L）。繼續縮跟發現，乙炔含量仍緩慢增長，其他特征氣體也呈緩慢增長趨勢，但變化幅度較小。 2012 年10 月9 日取樣跟蹤，色譜試驗發現其乙炔含量達到3.86μL/L。次日，乙炔含量達4.17μL/L，其他特征氣體也有所增長。 之后每天兩次取樣跟蹤，并同其他單位進行試驗對比，結果證明乙炔及其他特征氣體仍在增長。截止10 月18 日，該設備乙炔含量已達6.85μL/L。 具體試驗數據如下表3 示。

3.2.3 故障情況分析判斷

由上表可以看出，截至2012 年9 月29 日，乙炔含量仍呈緩慢增長趨勢，其他特征氣體呈緩慢增長趨勢，但變化幅度相對較小。利用三比值法進行計算，對應故障編碼101，對應電弧放電故障。 分析該設備在該時間段內特征氣體增速相對緩慢，中間也曾出現特征氣體含量降低，與實際情況不符。 根據正確的導則及適當的計算方法判斷對應故障[5]，先減去故障前的氣體含量，然后再計算比值，得到故障編碼222，對應低能放電兼過熱故障，說明此時段內該設備內部存在間歇性低能量局部放電故障仍伴隨熱性故障，尚處于故障發展階段。

表3 主變色譜分析數據(uL/L)

2012 年10 月9 日到10 日，乙炔含量由3.86μL/L 增至4.17μL/L，其他特征氣體也有所增長，乙炔絕對產氣速率為32.4mL/d，已遠大于規程注意值0.2mL/d。 10 月18 日，乙炔含量已達到6.99μL/L。 10 月9日至18 日期間乙炔絕對產氣速率最高值達到36.3mL/d， 乙炔含量增長速度異常快。 根據18 日實驗結果進行三比值計算，故障編碼201，根據正確的導則對應故障分析，對應為低能量局部放電故障。

3.2.4 故障情況處理

為保障電網安全運行的同時盡快查明原因， 決定立即停運該設備，并投運備用相。2012 年10 月18 日晚，該設備退出運行。停運后在對該設備進行內部芯體檢查過程中發現，調壓線圈底部磁分路屏蔽與下鐵軛夾件聯接銅帶 （聯接銅帶起磁分路漏磁屏蔽棒的接地作用）的夾件螺絲固定處斷裂，其主要原因為聯接銅帶較長，斷裂的聯接銅帶又正處于風冷系統循環油管處，在風冷系統運行時，潛油泵出管口油流速較大，對較長的聯接銅帶進行沖擊，導致聯接銅帶斷裂，在失去接地作用后在設備內部產生懸浮電位，產生放電故障，實際情況與計算結果相符。

4 總結

利用氣相色譜法分析變壓器絕緣油中溶解氣體含量是監測變壓器設備狀態的重要手段, 通過對變壓器絕緣油中的特征氣體的變化趨勢進行分析比較, 可反映變壓器內部故障的類型和嚴重程度。

［1］閻春雨.采用油中溶解氣體分析法判斷變壓器故障應注意的事項[J].變壓器，2006,43（9）:38-39

［2］DL/T722-2000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[S].

［3］劉棟粱.變壓器油色譜數據異常的分析與處理[J].變壓器，2008，45（3）：49-50.

［4］林永平.色譜分析在變壓器故障診斷中的應用和探討[J].變壓器，2008，45（8）：58-60.

［5］徐康健.變壓器油色譜分析中用三比值法判斷故障時應注意的問題[J].變壓器，2010，47（1）：75.