油中溶解气体分析方法在变压器故障诊断中的应用

方旭光

（金华电业局，浙江 金华321001）

引言

变压器内部若过热或存在放电故障，故障点产生的热量将使周围的油热分解，产生低分子烃气体，这些气体大部分溶于油中而能被色谱仪检测。油中溶解气体的组分含量、产气速率与故障的性质、类型、严重程度、发展趋势密切相关，通过油中溶解气体含量异常的色谱检测分析就能准确、灵敏地检测出变压器的故障隐患，结合如局部放电、红外测温、直流电阻测量或其他电气试验，能判断故障可能存在的位置。因此,随时检测变压器状态,及早发现并排除变压器可能存在的故障,已成为保障供电可靠性的重要手段之一。

1 变压器内部故障类型与油中气体含量的关系

充油电气设备内部故障模式主要是机械、热和电三种类型。

热性故障是由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化。实验研究及实践表明,当故障点温度较低时,油中溶解气体的组成主要是CH4,随着温度升高,产气率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。由于C2H6部稳定,在一定的温度下极易分解为C2H6(气态)=C2H4(气态)+H2(气态),因此,通常油中C2H6的含量小于CH4,并且C2H4与H2总是相伴而生。

电弧放电又称高能放电。当变压器内部发生电弧放电故障时,油中溶解的故障特征气体主要是C2H2、H2,其次是大量的C2H4、CH4。在变压器内部发生电弧放电时,一般C2H2占总烃的20%～70%,H2占氢烃的30%～90%,绝大多数情况下C2H2高于CH4,在涉及固体绝缘时,瓦斯气体和油中气体的CO含量较高。当油中气体组分中C2H2含量占主要成分且超标时,很可能是变压器绕组断路或分接开关切换产生弧光放电所致；如果其他成分没有超标,而C2H2超标且增长速度较快,则可能是变压器内部存在高能放电故障。在变压器内的固体绝缘材料中发生高能量电弧放电时,不仅产生的CO、CO2较多,而且因电弧放电的能量密度高,在电场力作用下会产生高速电子流,固体绝缘材料遭受这些电子轰击后,将受到严重破坏。火花放电一般是低能量放电,即一种间隙性放电故障。当变压器内部发生火花放电时,油中溶解气体的特征气体以C2H2、H2为主,因故障能量小,一般总烃含量不高,但油中溶解的C2H2在总烃中所占比例可达25%～90%,C2H4含量约占总烃的20%以下,H2占氢烃总量的30%以上。当CH4和H2的增长不能忽视时,如果接着又出现C2H2的情况,这时可能存在着由低能放电发展成高能放电的危险。

局部放电产生气体的特征,主要依放电能量密度不同而不同,一般烃总量不高。其主要成分是氢气,其次是甲烷。通常氢气占氢烃总量的90%以上,甲烷与烃总量之比大于90%。当放电能量密度增高时也可以出现乙炔,但乙炔在烃总量中所占的比例一般不超过2%。这是与上面两种放电现象区别的主要标志。

2 以油中特征气体组分含量为特征量的故障诊断方法

2.1 分析诊断的气体对象

变压器绝缘材料热分解所产生的可燃和非可燃气体达20种左右,目前国内外所分析的气体对象是不统一的,见表1。我国按DL/T722-2000要求一般分析9种或8种气体,最少必须分析7种气体。

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2.2 三比值法的原理

通过大量的研究证明,充油电气设备的故障也不只依赖于油中溶解气体的组分含量,还取决于气体的相对含量；通过绝缘油的热力学研究结果表明,随着故障点温度的升高,变压器油裂解产生烃类气体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序推移,并且H2是低温时由局部放电的离子碰撞游离所产生。基于上述观点,产生了以CH4/H2、C2H6/CH4、C2H4/C2H6、C2H2/C2H4的四比值法,由于在四比值法中C2H6/CH4的比值只能有限的反映热分解的温度范围,于是IEC将其删去而推荐采用三比值法。随后,在人们大量应用三比值法的基础上,IEC对与编码相应的比值范围、编码组合及故障类型分别进行了改良,得到了改良三比值法。

三比值法的原理是:根据充油电气设备内油在故障下裂解产生气体组分的含量的相对浓度与温度的互相依赖关系,从5种特征气体中选用两种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三对比值,以不同的编码表示；由表2的编码规则和故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响,是判断充油电气设备故障类型的主要方法,并可以得出对故障状态较可靠的诊断。

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3 中分2000A气相色谱分析工作站工作原理

3.1 气相色谱流程

气相色谱法的一般流程主要包括三部分:载气系统、色谱柱和检测器。可用流程方框图表示,如图1。

3.2 绝缘油色谱分析流程

中分2000A型气相色谱仪采用一针进样三检测器气路流程,如图2所示。

变压器油中各组分一针进样后经三个检测器(TCD+双FID)全部检测,即混合组分通过进样口,利用载气经三通分流,一路载气通2#色谱柱分离,由FID1检测出CH4、C2H4、C2H6、C2H2；另一路载气经1#色谱柱由TCD检测出H2、O2再经转化炉将CO、CO2转化成CH4,然后将检测器信号切换到FID2,由F ID2检测器检测出CO、CO2组分。

考虑到对变压器油中各组分的检测灵敏度要求不完全一样,因此,两个FID检测器灵敏度设置不完全一样,检测四个烃类的FID1,灵敏度设置较高,而对检测CO、CO2灵敏度要求不高的FID2检测器,灵敏度设置相对低一些。

4 实例分析

某220kV变电站＃2主变型号为SFPSZ7-150000/220。2001年10月投运以来，色谱、微水及电气试验正常。但2007年8月6日的定期试验发现，油中总烃含量异常升高，达170μL/L。在随后3次跟踪试验显示，总烃含量明显升高，数据见表4。

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从数据分析可以看出，气体以CH4、C2H4为主，无C2H2，H2含量较低，CO与CO2跟2007年1月相比无明显增长，但总烃含量超过注意值，怀疑变压器发生了油过热故障。为作进一步判断，计算总烃绝对产气速率为182ml/d，总烃的绝对产气速率超过标准值12(ml/d)15倍。计算特征气体三比值：

C2H2/C2H4=0/194=0<0.1查得编码为0；

CH4/H2=88/74=1.2≥0.1，<1查得编码为2；

C2H4/C2H6=194/20=9.7≥3查得编码为2。

得三比值编码为“022”，表明变压器存在高温过热故障。

将该主变停电做预防性试验，而电气试验结果表明除铁芯对地绝缘电阻极低外，其余各项均合格。结合电气试验结果进一步分析变压器内部可能存在的过热性故障：该主变油中CO、CO2的含量与以前相比无明显增长，则认为没有发生涉及固体绝缘的过热性故障，从CH4、C2H4有显著升高，并且二者的含量占到总烃的80%以上来判断应该是发生了不涉及固体绝缘的裸金属高温过热故障。结合电气试验得知的铁心对地绝缘电阻低外，其余各项均合格，可以得出该主变发生了多点接地故障的结论。将该主变投入运行，在该主变运行中测得铁芯接地电流为2.7A，远超过规程要求的0.1A，采取了在铁芯接地线串接一个电阻使得铁芯接地电流小于0.1A的临时措施，以大幅度降低环流。该主变仍继续运行，但为掌握主变内部故障发展情况，将油色谱测试周期缩短为每半个月一次。后来设色谱分析表明，总烃含量逐步下降，说明所采取的临时措施是正确的，也就逐步延长油色谱测试周期。在2009年6月大修中，在主变吊罩后，在铁芯和底座之间发现一段细铁线。消除该缺陷并对变压器油进行处理，将主变投入运行，后来的色谱分析均正常，说明故障得到排除。

5 结束语

油中气体分析对运行设备内部早期故障的诊断较为灵敏，通过这个方法，可以检测产品内部出现的问题，采取及时的预防措施，防止发生大的电力事故。但由于这一方法的技术特点，也有诊断上有不足之处，例如对故障的准确部位无法确定；对涉及具有同一气体特征的不同故障类型(如局部放电与进水受潮)的故障易于误判。因此，在判断故障时，必须结合电气试验、油质分析以及设备运行、检修等情况进行综合分析，对故障的部位、原因，绝缘或部件的损坏程度等作出准确的判断，从而制定出适当的处理方法。所以色谱分析是电力设备绝缘试验必不可少的试验项目之一，尤其是对潜伏性故障的分析更为重要。

[1]王大忠，徐文，周泽存，陈珩.理论、专家系统及人工神经网络在电力变压器故障诊断中应用——基于油中溶解气体进行分析诊断中国电机工程学报，1996-09-30.