变压器油中溶解气体分析诊断设备故障

时间：2024-05-19

高文婷

（国网宁夏电力公司检修公司，宁夏银川750011）

0 前言

随着社会经济的跨越式发展，电能的应用已然与人民生产和生活息息相关。伴随着人们对用电安全性及可靠性的要求日益提高，保证可靠供电的责任也越来越大。变压器作为电网安全运行的核心设备，其运行状态的正常与否就显得尤为重要。而利用气相色谱法对变压器油中溶解气体分析，定期检定变压器运行状态，已成为判断变压器有无异常情况或潜在性故障，并针对异常状况或潜在性故障进行处理或采取应对措施的重要判据。气相色谱法分析油中溶解气体作为发现变压器等重要电气设备内部隐患、预防事故发生的有效手段，对开展设备状态检修工作及保障设备的安全运行起到了积极的作用。

1 变压器油中气体的产生

变压器油与变压器内部的绝缘树脂材料在变压器运行过程中，受电场和磁场的作用以及铜和铁等材料催化作用的影响随着时间推移发生老化和分解。变压器大多采用油纸复合绝缘，当内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热分解产生烃类气体。变压器油中不同化学键结构的碳氢化合物具有不同的热稳定性，绝缘油随着故障点的温度升高依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃。矿物质油中大约由3000 种液态碳氢化合物组成,但通常只需鉴别变压器油中的甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙炔（C2H2）、乙烯（C2H4）以及氢气（H2）、氧气（O2）、氮气（N2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）等气体。将这些特征气体从变压器油中分离出来并经过色谱分析,确定其存在及相应含量大小,便可反映出产生这些可燃气体的故障类型。分解产生的气体大部分溶解于变压器油中，但正常情况下产生气体的速度非常缓慢。当变压器线圈、铁芯、绝缘材料等内部零部件在初期存在故障或形成新的故障条件下, 变压器油被分解的气体速度和产生气体量明显加快。当充油电气设备内部存在潜伏性过热和放电性故障时，就会加快这些气体的产生速度，随着故障的发展，分解出的气体形成气泡随着油循环过程发生对流、扩散，并不断回溶于油中。故障气体的组成及含量与故障类型和故障严重程度关系密切，所以定期对变压器油中溶解气体进行分析，即能检测出变压器内部故障。因此，在变压器、互感器等充油设备运行过程中，定期做油的色谱分析，能尽早发现设备内部的潜伏性故障，以避免设备发生故障或造成更大的损失。

2 分析方法

变压器油中溶解气体分析法(DGA) , 是判断变压器内部故障有效的手段之一, 该检测项目在变压器预防性试验中的重要性勿庸置疑。然而, 变压器油中溶解特征气体除与故障性质有关外, 还与变压器的结构特点、气体产生的原因、故障的部位和故障严重程度有关, 因此必须进行综合分析, 才能作出正确的诊断。采用油中溶解气体分析诊断充油电气设备故障时, 首先要判断油中溶解气体是因变压器内部故障引起, 还是因变压器本体非故障引起的, 进而利用油中溶解气体分析并结合其它试验手段综合分析设备存在的故障类型。[1]

变压器油中溶解气体的气相色谱法，其诊断依据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[2]（以下简称“导则”）中的方法进行。现行导则有两个版本，即国标GB/T7252-2001 和行标DL/T722-2000，它们分别代替了国标GB/T7252-1987 和部标SD187-1986。如今，检修停电时进行预防性试验是确保绝缘系统完整的必备条件，但有些试验在停电后难以真实地反映出变压器在运行条件下的绝缘状况。[3]

此外，在线监测可以及时掌握设备运行状态，可以及时发现设备的潜在性运行隐患，采取有效防控措施降低事故发生的概率。在实际生产中要将停电试验和在线监测结合起来，综合考察设备的实际运行状况作出正确诊断。[4]

3 故障实例分析

3.1 案例一

3.1.1 故障变压器参数及运行情况

某变电站主变，型号为SFPSZ-150000/220，油重41.5 吨。该主变自2000 年7 月投运以来一直运行状况良好，其运行负荷均在允许范围内，未直接受到过短路冲击，历史试验数据均正常。

3.1.2 故障发生过程

2010 年12 月19 日，该主变色谱在线检测系统数据显示氢气、总烃含量有明显增长。 12 月20 日，该主变总烃含量达已达到192.95μL/L，超过一级报警值，在线色谱出现总烃报警信号。 12 月21 日取样分析各组分含量，分析结果为272.21μL/L，数据较之前均有明显增长，其中总烃含量由3 月份的10.06μL/L 增长到272.21μL/L，超过注意值（150μL/L）。22 日跟踪分析，氢气、总烃都有上升趋势。28 日对该设备进行了取样验证分析，发现总烃含量增至402.19μL/L。具体数据如表1 示。

表1 主变检修前色谱分析数据(μL/L)

3.1.3 故障情况分析判断

利用三比值法对12 月28 日油色谱数据进行了分析，判断其编码为022，对应故障应为：高于700℃高温过热故障；按日本月冈、大江等人推算的经验公式估算，12 月28 日该主变的热点温度见式（1）：

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

估算温度与IEC 三比值法判断温度相符，可以判断变压器内部存在高温过热故障。

根据12 月21 日至28 日油色谱分析数据，得出该时段内该主变总烃绝对产气速率见式（2）。

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

式中:ra——绝对产气速率，μL/L;

m——设备总油量，t;

ρ——油的密度，t/m3.

据计算，该设备一周内总烃绝对产气速率为36.08mL/h，远大于导则及规程中要求的0.5mL/h。根据相应的数据不难发现，该变压器油中成分特征主要以乙烯和甲烷为主，并初步判断该设备内部存在过热现象，说明该故障发展速度较为迅速。为尽快确认该异常状况出现的原因是否由设备运行负荷过大、油温过高或有载调压开关是否出现渗漏油进入变压器本体等其他因素导致。经过确认，设备运行负荷与油温等运行状况稳定，均处于正常范围内；对有载调压开关进行色谱分析，发现其组分含量完全不同于本体，且除乙炔和氢气外，其他成分都低于12 月22 日该主变本体数值，故可排除有载调压开关存在故障并向本体渗油的可能性。利用红外成像仪探测热点，却未发现发热故障点。但高压试验在进行铁芯绝缘测试时绝缘电阻为0，故可判断为设备存在铁芯多点接地故障。

3.1.4 故障情况处理

经讨论决定停运该设备，进行大修处理。考虑到该电站周边的用电负荷比较重，主变无法停电进行长时间检修，故决定不吊芯，临时串接自动限流电阻的临时应急措施，以限制铁芯接地回路的环流，防止该故障进一步恶化，影响设备稳定运行。在串接自动限流电阻后，继续对该设备进行了色谱跟踪试验分析。处理后的色谱分析数据如表2 所示。

根据上表中的数据看出处理后该设备总烃含量呈缓慢下降趋势，该故障未进一步发展，表明该主变缺陷在处理后已处于稳定状态。

3.2 案例二

3.2.1 故障变压器参数及运行情况某750kV 变电站主变B 相，型号ODFPS-700000/750，油重93t，2010年11 月7 日投运。该设备自投运以来正常运行，其负荷也均在允许范围内，未直接受到过短路冲击。 2012 年1 月15 日，对该设备进行定检试验时，发现该设备出现乙炔0.43μL/L（规程注意值不超过1.0μL/L），次日取样证明乙炔的确存在，于是缩短采样周期，加强跟踪分析措施，跟踪过程中发现乙炔含量呈缓慢增长趋势。

3.2.2 故障发生过程

2012 年5 月16 日，该设备乙炔含量增长到1.12μL/L（规程注意值1.0μL/L）。继续缩跟发现，乙炔含量仍缓慢增长，其他特征气体也呈缓慢增长趋势，但变化幅度较小。 2012 年10 月9 日取样跟踪，色谱试验发现其乙炔含量达到3.86μL/L。次日，乙炔含量达4.17μL/L，其他特征气体也有所增长。之后每天两次取样跟踪，并同其他单位进行试验对比，结果证明乙炔及其他特征气体仍在增长。截止10 月18 日，该设备乙炔含量已达6.85μL/L。具体试验数据如下表3 示。

3.2.3 故障情况分析判断

由上表可以看出，截至2012 年9 月29 日，乙炔含量仍呈缓慢增长趋势，其他特征气体呈缓慢增长趋势，但变化幅度相对较小。利用三比值法进行计算，对应故障编码101，对应电弧放电故障。分析该设备在该时间段内特征气体增速相对缓慢，中间也曾出现特征气体含量降低，与实际情况不符。根据正确的导则及适当的计算方法判断对应故障[5]，先减去故障前的气体含量，然后再计算比值，得到故障编码222，对应低能放电兼过热故障，说明此时段内该设备内部存在间歇性低能量局部放电故障仍伴随热性故障，尚处于故障发展阶段。

表3 主变色谱分析数据(uL/L)

2012 年10 月9 日到10 日，乙炔含量由3.86μL/L 增至4.17μL/L，其他特征气体也有所增长，乙炔绝对产气速率为32.4mL/d，已远大于规程注意值0.2mL/d。 10 月18 日，乙炔含量已达到6.99μL/L。 10 月9日至18 日期间乙炔绝对产气速率最高值达到36.3mL/d，乙炔含量增长速度异常快。根据18 日实验结果进行三比值计算，故障编码201，根据正确的导则对应故障分析，对应为低能量局部放电故障。

3.2.4 故障情况处理

为保障电网安全运行的同时尽快查明原因，决定立即停运该设备，并投运备用相。2012 年10 月18 日晚，该设备退出运行。停运后在对该设备进行内部芯体检查过程中发现，调压线圈底部磁分路屏蔽与下铁轭夹件联接铜带（联接铜带起磁分路漏磁屏蔽棒的接地作用）的夹件螺丝固定处断裂，其主要原因为联接铜带较长，断裂的联接铜带又正处于风冷系统循环油管处，在风冷系统运行时，潜油泵出管口油流速较大，对较长的联接铜带进行冲击，导致联接铜带断裂，在失去接地作用后在设备内部产生悬浮电位，产生放电故障，实际情况与计算结果相符。