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1、电力变压器故障油色谱分析探讨神华准能公司发电厂 王瑞雄论文摘要：通常情况下电力变压器带电运行,电气检测方法不能有效的反应变压器内部的潜伏性故障。而通过瓦斯继电器又不能判别故障的类型和性质，有时还引起误判。油色谱分析是通过分析变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它对变压器的潜伏性故障及故障发展程度的早期发现具有有效性。能准确的诊断变压器内部是否属于正常或存在潜伏性故障以及故障类别。 论文关键词：变压器色谱分析故障判别 应用展望 0. 引言 变压器故障诊断要综合各种检测手段和方法，对检测结果进行综合分析和评判，根据DL/T5961996电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试
2、验顺序，通过变压器油中气体的色谱分析这种方法，在不停电的情况下，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效。实践证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关，它们之间存在不同的数学对应关系。 1. 电力变压器的内部故障主要有过热性、放电性及绝缘受潮等类型 1.1 过热性故障是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，前者含量较低，后者含量较高。 1.2 放电性故障是设备内部产生电效应（即放电）导致设备的绝缘性能恶化。又可按产生电效应的强弱分为高能放电（电弧放电
3、）、低能量放电（火花放电）和局部放电三种。 1.2.1 发生电弧放电时，产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此一般色谱法较难预测。 1.2.2 火花放电，是一种间歇性的放电故障。常见于套管引线对电位未固定的套管导电管，均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高。 1.2.3 局部放电主要发生在互感器和套管上。由于设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。产生气体主要是氢气，其次
4、是甲烷。当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体。 1.3 变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显。 值得注意的是，芳烃含量问题。因为它具有很好的“抗析气”性能。不同牌号油含芳烃量不同，在电场作用下产生的气体量不同。芳烃含量少的油“抗析气”性能较差，故在电场作用下易产生氢和甲烷，严重时还会生成蜡状物质；而芳烃含量较多的绝缘油“抗析气”性能较好，产生的氢气和甲烷就少些，因此，具体判断时要考虑这一因素的影响。 2. 色谱分析诊断的基本程序 2.1 首先看特征气体的含量。若H2、C2H2、总烃有一项大于规程规定的注意值的20%，应先根据特征气体含量作大致判断，主要的对应关
5、系是：若有乙炔，应怀疑电弧或火花放电；氢气很大，应怀疑有进水受潮的可能；总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很小或无，则是过热的特征。 2.2 计算产生速率，评估故障发展的快慢。 2.3 通过分析的气体组分含量，进行三比值计算，确定故障类别。 2.4 核对设备的运行历史，并且通过其它试验进行综合判断。 3. 油中主要气体含量达到注意值时故障分析方法 在判断设备内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标，（H2，CH，C2H2）与电气预防性试验规程进行比较，一般要求220KV及以下变压器H2不大于150l/L、C2H2不大于5l/L（500KV1PPM）、CH不大于150l/L，3.1 当任一项含量
6、超过注意值时都应引起注意。但是这些注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，因此，不能拿“标准”死套。要认真判别产生的气体是否是外部原因所致。有些气体含量虽低于注意值，但含量增长迅速时，也应追踪分析。判断有无故障，是把分析结果绝对值超过规定的注意值，（注意非故障性原因产生的故障气体的影响，以免误判），且产气速率又超过10%的注意值时，才判断为存在故障。 3.2 注意值不是变压器停运的限制，要根据具体情况进行判断，如果不是电路（包括绝缘）问题，可以缓停运检查。 3.3 若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常。 3.4 注意油中CO、CO
7、2 含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO2。同时，油中CO和CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和温度等因素有关，因此目前导则还不能规定统一的注意值。只是粗略的认为，开放式的变压器中，CO的含量小于300l/L，CO2/CO比值在7左右时，属于正常范围；而密封变压器中的CO2/CO比值一般低于7时也属于正常值。 4.外部故障引起气体增加的原因主要有：4.1强制冷却系统附属设备，如潜油泵轴承磨损故障、油流继电器故障等。4.2散热片故障，散热效率降低。举例准能公司发电厂#1主变散热不良故障，数据：容量120000KVA，故障时变压器上层油温达73度。色谱数据
8、：H2 31l/L；CH4 33.8l/L；C2H6 8.6l/L；C2H4 60.2l/L；C2H2 0.7l/L;总烃 104.2l/L; CO 533l/L; CO2 5820l/L;.三比值编码:022故障类型高温过热故障,多次跟踪试验数据变化不大.停电做电气试验:电气试验测量各项试验数据合格，红外测温发现散热器进油口和出油口温差0.5度，进一步检查发现散热片间被飞蛾、小昆虫及非常细的粘土堵塞，使用3公斤高压水枪反复冲洗后，进、出油口温差3度，变压器上层油温降低到45度，对变压器油进行真空脱气，故障排除，至今运行正常。 4.3外部补焊引发气体增加，特别是产生C2H2气体。4.4本体进水
9、H2增加。4.5补油时油品色谱不合格。4.6真空滤油时因滤油机高温导致油裂解。4.7其它，如油流静电、周围环境（电石炉）、试验标气不纯、过负荷等等。5.发展应用展望5.1变压器油色谱在线检测装置：在变压器上安装油色谱在线检测系统，可实现连续监测在线运行，可以及时发现变压器内部的缺陷，能够连续监测，特别是能随时掌握缺陷的变化情况；变压器油色谱在线监测是变压器由周期性检修，走向状态检修的重要一步；从过去气体保护的定性判断，到定量分析，准确性大大提高.目前内蒙古西部发供电单位中由神华国华准格尔电厂#1主变压器率先得到应用。在实际应用中由于技术原因，只做故障的早期报警，故障时需要取油样进行实验室复查。5.2.便携式油色谱分析装置便携式油色谱试验与传统实验室油色谱分析在性能原理方面没有太大差别，它将油色谱实验室前移到了工作现场，可在第一时间进行分析判断，随着状态检修工作的开展及便携式色谱分析技术的发展完善，这项技术在测试准确度方面将接近实验室水平，对于提高设备状态诊断效率具有极大的作用。6. 结束语 变压器油中气体含量色谱分析方法能有效诊断变压器内部潜伏性故障的早期存在。具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段,采用不同的分析方法,结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据,充分发挥油化学检测的灵敏性,正确评判设备状况或制定针对性的检修策略，提高变压器的运行可靠性。
