變壓器油中溶解氣體分析診斷設(shè)備故障

高文婷

（國網(wǎng)寧夏電力公司 檢修公司，寧夏 銀川750011）

0 前言

隨著社會經(jīng)濟的跨越式發(fā)展，電能的應(yīng)用已然與人民生產(chǎn)和生活息息相關(guān)。 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(zé)任也越來越大。 變壓器作為電網(wǎng)安全運行的核心設(shè)備，其運行狀態(tài)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(tài)，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(yīng)對措施的重要判據(jù)。氣相色譜法分析油中溶解氣體作為發(fā)現(xiàn)變壓器等重要電氣設(shè)備內(nèi)部隱患、預(yù)防事故發(fā)生的有效手段，對開展設(shè)備狀態(tài)檢修工作及保障設(shè)備的安全運行起到了積極的作用。

1 變壓器油中氣體的產(chǎn)生

變壓器油與變壓器內(nèi)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(fā)生老化和分解。 變壓器大多采用油紙復(fù)合絕緣，當內(nèi)部發(fā)生潛伏性故障時，油紙會因受熱分解產(chǎn)生烴類氣體。 變壓器油中不同化學(xué)鍵結(jié)構(gòu)的碳氫化合物具有不同的熱穩(wěn)定性，絕緣油隨著故障點的溫度升高依次裂解產(chǎn)生烷烴、烯烴和炔烴。礦物質(zhì)油中大約由3000 種液態(tài)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(jīng)過色譜分析,確定其存在及相應(yīng)含量大小,便可反映出產(chǎn)生這些可燃氣體的故障類型。 分解產(chǎn)生的氣體大部分溶解于變壓器油中，但正常情況下產(chǎn)生氣體的速度非常緩慢。當變壓器線圈、鐵芯、絕緣材料等內(nèi)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(chǎn)生氣體量明顯加快。當充油電氣設(shè)備內(nèi)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(chǎn)生速度，隨著故障的發(fā)展，分解出的氣體形成氣泡隨著油循環(huán)過程發(fā)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(guān)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(nèi)部故障。因此，在變壓器、互感器等充油設(shè)備運行過程中，定期做油的色譜分析，能盡早發(fā)現(xiàn)設(shè)備內(nèi)部的潛伏性故障， 以避免設(shè)備發(fā)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(nèi)部故障有效的手段之一, 該檢測項目在變壓器預(yù)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(zhì)有關(guān)外, 還與變壓器的結(jié)構(gòu)特點、氣體產(chǎn)生的原因、故障的部位和故障嚴重程度有關(guān), 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(shè)備故障時, 首先要判斷油中溶解氣體是因變壓器內(nèi)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(jié)合其它試驗手段綜合分析設(shè)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(jù)《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》[2]（以下簡稱“導(dǎo)則”）中的方法進行?，F(xiàn)行導(dǎo)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(yù)防性試驗是確保絕緣系統(tǒng)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(jiān)測可以及時掌握設(shè)備運行狀態(tài)，可以及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備的潛在性運行隱患，采取有效防控措施降低事故發(fā)生的概率。 在實際生產(chǎn)中要將停電試驗和在線監(jiān)測結(jié)合起來，綜合考察設(shè)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(shù)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(nèi)，未直接受到過短路沖擊，歷史試驗數(shù)據(jù)均正常。

3.1.2 故障發(fā)生過程

2010 年12 月19 日，該主變色譜在線檢測系統(tǒng)數(shù)據(jù)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(xiàn)總烴報警信號。 12 月21 日取樣分析各組分含量，分析結(jié)果為272.21μL/L，數(shù)據(jù)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(shè)備進行了取樣驗證分析，發(fā)現(xiàn)總烴含量增至402.19μL/L。 具體數(shù)據(jù)如表1 示。

表1 主變檢修前色譜分析數(shù)據(jù)(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(shù)據(jù)進行了分析，判斷其編碼為022，對應(yīng)故障應(yīng)為：高于700℃高溫過熱故障；按日本月岡、 大江等人推算的經(jīng)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(nèi)部存在高溫過熱故障。

根據(jù)12 月21 日至28 日油色譜分析數(shù)據(jù)， 得出該時段內(nèi)該主變總烴絕對產(chǎn)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(chǎn)氣速率，μL/L;

m——設(shè)備總油量，t;

ρ——油的密度，t/m3.

據(jù)計算，該設(shè)備一周內(nèi)總烴絕對產(chǎn)氣速率為36.08mL/h，遠大于導(dǎo)則及規(guī)程中要求的0.5mL/h。根據(jù)相應(yīng)的數(shù)據(jù)不難發(fā)現(xiàn)，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(shè)備內(nèi)部存在過熱現(xiàn)象，說明該故障發(fā)展速度較為迅速。 為盡快確認該異常狀況出現(xiàn)的原因是否由設(shè)備運行負荷過大、油溫過高或有載調(diào)壓開關(guān)是否出現(xiàn)滲漏油進入變壓器本體等其他因素導(dǎo)致。 經(jīng)過確認，設(shè)備運行負荷與油溫等運行狀況穩(wěn)定，均處于正常范圍內(nèi)；對有載調(diào)壓開關(guān)進行色譜分析，發(fā)現(xiàn)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(shù)值，故可排除有載調(diào)壓開關(guān)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(fā)現(xiàn)發(fā)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(shè)備存在鐵芯多點接地故障。

3.1.4 故障情況處理

經(jīng)討論決定停運該設(shè)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(yīng)急措施，以限制鐵芯接地回路的環(huán)流，防止該故障進一步惡化，影響設(shè)備穩(wěn)定運行。在串接自動限流電阻后，繼續(xù)對該設(shè)備進行了色譜跟蹤試驗分析。 處理后的色譜分析數(shù)據(jù)如表2 所示。

根據(jù)上表中的數(shù)據(jù)看出處理后該設(shè)備總烴含量呈緩慢下降趨勢，該故障未進一步發(fā)展，表明該主變?nèi)毕菰谔幚砗笠烟幱诜€(wěn)定狀態(tài)。

3.2 案例二

3.2.1 故障變壓器參數(shù)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(shè)備自投運以來正常運行，其負荷也均在允許范圍內(nèi)，未直接受到過短路沖擊。 2012 年1 月15 日，對該設(shè)備進行定檢試驗時，發(fā)現(xiàn)該設(shè)備出現(xiàn)乙炔0.43μL/L（規(guī)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(fā)現(xiàn)乙炔含量呈緩慢增長趨勢。

3.2.2 故障發(fā)生過程

2012 年5 月16 日，該設(shè)備乙炔含量增長到1.12μL/L（規(guī)程注意值1.0μL/L）。繼續(xù)縮跟發(fā)現(xiàn)，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(fā)現(xiàn)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(jié)果證明乙炔及其他特征氣體仍在增長。截止10 月18 日，該設(shè)備乙炔含量已達6.85μL/L。 具體試驗數(shù)據(jù)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(yīng)故障編碼101，對應(yīng)電弧放電故障。 分析該設(shè)備在該時間段內(nèi)特征氣體增速相對緩慢，中間也曾出現(xiàn)特征氣體含量降低，與實際情況不符。 根據(jù)正確的導(dǎo)則及適當?shù)挠嬎惴椒ㄅ袛鄬?yīng)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(yīng)低能放電兼過熱故障，說明此時段內(nèi)該設(shè)備內(nèi)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(fā)展階段。

表3 主變色譜分析數(shù)據(jù)(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(chǎn)氣速率為32.4mL/d，已遠大于規(guī)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(chǎn)氣速率最高值達到36.3mL/d， 乙炔含量增長速度異?？臁?根據(jù)18 日實驗結(jié)果進行三比值計算，故障編碼201，根據(jù)正確的導(dǎo)則對應(yīng)故障分析，對應(yīng)為低能量局部放電故障。

3.2.4 故障情況處理

為保障電網(wǎng)安全運行的同時盡快查明原因， 決定立即停運該設(shè)備，并投運備用相。2012 年10 月18 日晚，該設(shè)備退出運行。停運后在對該設(shè)備進行內(nèi)部芯體檢查過程中發(fā)現(xiàn)，調(diào)壓線圈底部磁分路屏蔽與下鐵軛夾件聯(lián)接銅帶 （聯(lián)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(lián)接銅帶較長，斷裂的聯(lián)接銅帶又正處于風(fēng)冷系統(tǒng)循環(huán)油管處，在風(fēng)冷系統(tǒng)運行時，潛油泵出管口油流速較大，對較長的聯(lián)接銅帶進行沖擊，導(dǎo)致聯(lián)接銅帶斷裂，在失去接地作用后在設(shè)備內(nèi)部產(chǎn)生懸浮電位，產(chǎn)生放電故障，實際情況與計算結(jié)果相符。

4 總結(jié)

利用氣相色譜法分析變壓器絕緣油中溶解氣體含量是監(jiān)測變壓器設(shè)備狀態(tài)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(nèi)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(yīng)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(dǎo)則[S].

［3］劉棟粱.變壓器油色譜數(shù)據(jù)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(yīng)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(yīng)注意的問題[J].變壓器，2010，47（1）：75.