换流站换流变油色谱异常的分析与处理

张 勇

(中国南方电网公司超高压输电公司，广东广州510630)

1 011B B相色谱数据

011B B相换流变内2008年2月5日以来，一直运行良好，油色谱组分正常，具体数据如表1所示。

表1 011B B相本体正常油色谱分析数据 单位μL/L

从表1中可以看出，溶解气体浓度正常，都没有达到DL/T 722-2000推荐的330kV及以上的变压器油中溶解气体浓度注意值(∑C、C2H2和H2注意值分别为150μL/L、1μL/L 和150μL/L［2］)。

2008年2月5日至3月2日，换流变一直处于检修状态，3月4日换流变恢复运行。2008年5月12日取样油色谱分析发现乙炔、总烃和氢气都明显增多，乙炔和氢气浓度超过注意值，乙炔浓度的值超过了运行年限在五年以下的正常变压器油中特征气体组分的极限值15μL/L［3］，总烃没有超过注意值。随后立即对011B B相换流变油进行取样复测，并且分别送至不同单位进行油色谱检测，缩短油色谱检测周期至每天一次，油色谱异常后的检测气体浓度如表2所示。

表2 011B B相本体2008年异常油色谱分析数据单位μL/L

从表2中可以发现(排除一次氢气的错误数据)，两家单位分析数据基本相同，排除了油色谱分析错误的可能性，说明换流变确实发生了异常，乙炔含量略有增长，但是十分缓慢，氢气几乎没有变化，考虑到试验数据分析的允许范围内的误差，可以认为氢气不增长，其他特征气体变化都不大，且含量很小，在正常范围内。

2 换流变故障分析与处理

2.1 换流变故障分类及检测方法

油浸式变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的接地短路，引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。变压器的内部故障从性质上一般又分为热故障和电故障两大类。热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下，造成绝缘性能下降或劣化的故障。根据放电能量密度的不同，电故障又分为局部放电、火花放电和高能量电弧放电三种故障类型［4］。

目前对于充油变压器不停电检测早期故障方法有电测法、超声测法和色谱分析法。电测法灵敏度高，但抗干扰性能差;超声测法抗干扰能力强，可以“定位”，但灵敏度较低;色谱分析法对局部过热或电弧放电灵敏，但对局部放电灵敏度不高，重要的是判断故障的发展趋势。

2.2 换流变故障类型的判断

通过对换流变外部检查，排除换流变外部故障的可能性，从气体组分来看，热故障所产生的气体主要为甲烷和乙烯，一般不产生乙炔，即使产生乙炔，其含量也不超过总烃的2%，而本台换流变主要产生的故障气体为乙炔，所以排除是内部故障中的热故障，那么就可以断定为内部故障中的电故障。由于总烃含量小于150μL/L，排除电弧放电的可能，因为电弧放电一般产生气体急剧，产气量大，总烃含量远大于150μL/L。根据不同故障类型产生的气体［2］判断目前换流变为内部低能量放电中的火花放电，主要产生乙炔和氢气，由于色谱检验周期很短，且组分变化不明显，推断为间歇性放电。又因为局部放电还产生大量的甲烷，排除局部放电可能，但不能排除早期是否出现过局部放电现象。

2.3 产生故障原因分析

由于故障能量不高，排除绕组匝间短路、绕组或引出线通过外壳接地、铁芯故障、分接头开关故障、油流带电故障等，可能的故障来源有:螺栓松动形成悬浮电位而引起火花放电;油中杂质引起火花放电;温度变化较大引起析出气体;换流变充电及换流变本身的绝缘材料产生气体;还有可能来自换流变套管油泄露、潜油泵故障等。

由于气体组分变化不明显，无明显增长趋势，总烃含量不大，不能确定一定存在故障，所以不适于用三比值法进行此故障的判断。

2.4 采取的措施

当时即将进入6月份开始的迎峰度夏期间，对此换流变的故障判断结果，直接影响是否更换换流变，因为迎峰度夏期间负荷大，供电紧张，停电检修更换换流变，影响和损失会很大。

经过对进线1.1套管的油色谱分析，结果正常，乙炔浓度为0μL/L，排除泄露可能。通过对潜油泵进行超声波局部放电定位，并与油色谱正常的运行换流变压器进行对比，结果无异常，排除潜油泵损坏的可能性。对换流变内部进行超声波局部放电定位，未发现明显故障点。缩短对换流变离线取样的周期，油色谱分析2～3天一次，加装油色谱在线测试装置，实时监测气体变化。

召开换流变专家分析会，最终统一认为:由于故障能量不大，短期内不会引起大的故障发生，立即更换换流变的做法是不经济的;而且由于故障能量不大，更换后也不能确定一定能发现故障点，更换下的换流变将面临既不能作为备用，也不能作为故障变压器的尴尬。应加强油色谱在线分析的监视，同时做好更换换流变的准备工作方案。

2.5 后续分析总结

2008年的迎峰度夏顺利度过，011B换流变B相的乙炔和氢气均缓慢下降，这与022B换流变A相自投运以来一直存在乙炔超过注意值情况十分相似，011B换流变B相自2008年6月份以后的部分典型色谱分析数据如表3所示。

表3 011B B相本体2008年6月以后油色谱分析数据μL/L

从表3中数据分析可知，此间换流变一直运行正常，内部未发生火花放电或者局部放电。2009年1月停电期间对011B换流变B相进行了绝缘油脱气处理，并进入换流变内部进行全面细致的检查，在本体内部发现了一个垫片，但未发现有放电痕迹，不能判断异常由此垫片引起。至2009年7月，多次进行的油色谱分析结果发现，乙炔的含量基本保持在3～4μL/L，其他气体组分正常。说明换流变内部故障不明显或近期不存在故障发生。

综合以上分析，造成换流变乙炔和氢气超标的原因可能为以下几种情况:①油中杂质引起火花放电。换流变运行时温度较高，绝缘纸中水分传递给油，使油的含水量升高，反之，温度降低，纸将吸取油中水分［3］。如果换流变停止运行或气温骤降，温度降低了，油纸中含水量在达到新的平衡之前，油中的水分析出，引起油中的杂质纤维受潮，造成火花放电［4］，产生氢气和乙炔。待达到新的平衡后，火花放电现象消失，变压器恢复正常运行。②由于换流变运行时存在直流偏磁现象及制造本身绕组磁通较大的特点［5］，温升容易加大，铁芯层间油膜裂解可能产生氢气。换流变绝缘材料本身在某种特定的运行状况下生成乙炔气体。

3 结束语

目前高压大容量换流变的故障分析尚在探索阶段，很多分析仍基于常规变压器的故障分析来判断，由于换流变自身的特点不同，有些故障不易分析出来。对于换流变油色谱分析中出现单一的乙炔和氢气超标这一现象，在国家电网公司和南方电网公司中都多次出现过，之后超标气体含量又缓慢下降或趋于稳定，造成这一现象的根本原因还有待进一步分析和研究。

［1］DL/T 722-2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］.

［2］操敦奎.变压器油中气体分析诊断与故障检查［M］.北京:中国电力出版社，2005.

［3］董其国.电力变压器故障与诊断［M］.北京:中国电力出版社，2001.

［4］赵畹君.高压直流输电工程技术［M］.北京:中国电力出版社，2004.