非典型变压器故障时溶解气体异常的案例分析

曹 良，祁 炯，韩慧慧，张亚平

(1.安徽省电力科学研究院，安徽 合肥 230022;2.安徽省电力公司芜湖供电公司，安徽 芜湖 241002)

变压器是电网中能量转换和传输的核心，是电网中最重要的变电设备［1］.当变压器内部发生放电或过热等潜伏性故障时，所产生的特征气体经对流扩散不断溶解到油中，这些特征气体的组分和含量与故障的类型和严重程度密切相关［2］.将油中特征气体组分和含量数据与相关标准中注意值进行比较，运用特征气体法、三比值法、比值判断法等方法进行故障类型和趋势的诊断，是电力系统中公认的有效方法［3］.

由于设备设计、所用材质、运行方式、维护质量、加工安装检修工艺和质量等因素的影响，导致变压器产生异常或故障的原因非常复杂.在日常变压器例行试验检测中，往往会发现油中溶解的气体有一种或多种组分发生变化，甚至超过标准规定的注意值，但通过检查并没有发现变压器内部存在典型放电或过热故障.本文通过几个典型案例来分析油中溶解气体出现异常的不同原因，以期为通过油中特征气体全面分析变压器运行状况提供借鉴.

1 单氢超标

某变电站2005年新安装了一台110 kV主变，该主变投运后的色谱测试数据见图1.

从图1可以看出，油中烃类组分含量变化不大，氢组分含量变化异常.投运前，H2含量为15μL/L，投运10 天后达 198 μL/L，投运 12 天后达 313 μL/L.

图1 2005年某110 kV站主变投运后的色谱含量

单氢含量的快速增长使用户对设备能否继续安全运行存有疑虑，为此停运设备并对变压器进行内外检查和电气试验，检查和试验结果均正常，于是对油进行真空滤油循环处理后投入运行，并加强跟踪检测.投运8天后，氢组分含量再次超出警示注意值，其他组分含量变化正常.

运行油中出现H2组分含量超标的现象在互感器中比较普遍，但在变压器中并不多见.变压器油中产生高浓度H2的原因通常有3种:一是充油设备内部故障点的高温使油发生裂化化学反应生成H2，但同时还将产生其他一些气态烃;二是油中的水与铁等金属发生化学反应生成H2;三是在互感器金属膨胀器材料中含有的催化剂Ni和电场的共同作用下，油中的某些烃(例如环己烷或其同系物)发生了脱氢反应，H2是该反应中唯一的气体生成物［4，5］.

当设备内部发生故障时，在故障气体的主要组分中至少还应包括一种以上烃类气体(如CH4，C2H6，C2H4和C2H2).此台主变油中的气态烃含量都非常小或为零的事实表明，在产生高浓度H2的化学反应中，并无其他烃类气体产生，故可确定反应类型不属于油的裂化反应，从而可排除设备内部存在故障的可能性.另外，由于油中微水含量变化不大(投运前为18 μL/L，投运8天后为16 μL/L)，这也排除了油中的H2是由水分引起的.经过有关专业人员共同分析推断，主变油中产生H2的反应类型应属于脱氢反应，与变压器中所用材料有关.经过与生产厂家沟通，厂家技术人员也认同此观点并确认设备没有问题，之后设备投入运行，多年来该主变一直正常运行.

2 有载调压油漏入本体

2004年3月，在对某110 kV变电站1#主变预防性试验中，发现油中溶解气体组分含量变化异常，于是进行跟踪复测，色谱测试结果见图2.

图2 2004年某110 kV站1#主变预防性试验中的色谱含量

由图2可以看出，气体预防性试验中，处理前的各种气体组分都有规律地缓慢增长，没有出现个别气体的快速增长，因此可以推断设备内部存在典型放电或过热故障的可能性较小，溶解气体出现异常变化可能是其他原因引起的，需要停电检查.

将设备停运后，电气试验和相关检查均未发现问题，经过相关专家讨论和分析，认为可能是变压器有载调压开关中的油向变压器本体渗透造成的.为了验证这一结论，在许可条件下，将有载调压开关内的油放出一部分，使其与变压器本体中的油保持一定压差(通过油枕上的变压器本体油位计和有载调压油位计进行测量)，24 h后观察发现有载调压油位计发生了变化.进行吊罩检查，发现有载调压开关桶底部密封圈发生变化.更换底部密封圈后再次投入运行，发现设备气体组分和含量均恢复正常.

有载调压中的油向变压器本体油中运动，一般是由于密封圈老化导致密封性变差或线圈引出线(有载调压)连接部分连接不良引起的，还有一种可能是有载调压部分与变压器本体之间存在沙眼导致渗透，这两种故障都可以通过降低有载调压部分油枕的油位、使其与变压器本体油之间存在一定压差进行判断.

3 粒子放电引起气体异常

某220 kV变电站1#主变，2007年7月的预防性试验油中溶解气体的分析数据正常，3个月后检测时发现含有乙炔组分，随后进行复测跟踪，跟踪试验结果见图3.

从图3可以看出，预防性试验中，处理前各种气体组分含量均正常且无明显变化，处理后氢气含量为零，甲烷、乙烯、乙烷的含量很小且无多大变化，只有乙炔的增长较为明显.

结合该设备的电气试验数据和3个月的运行负荷参数，综合分析得知该主变内部可能存在低能量放电故障.依据诊断结果，2007年10月26日对变压器进行停电检查，该设备外部没有发现问题，电气试验数据也无明显变化，这说明内部缺陷还没有影响到设备的运行.经过专家组讨论，决定对变压器油进行脱气处理，11月10日重新投入运行，并继续跟踪测试，仍存在乙炔增长明显的现象.为了进一步查明变压器油中乙炔产生的原因，2007年12月4日该变压器再次停运，并进行了吊罩检查，除了箱体内有少量不清洁物外并没有发现其他问题.

图3 2007年某220kV站1#主变乙炔含量突变前后的部分色谱组分含量

通过对该主变的试验数据、运行状况、内外部检查、部分处理情况等诸多因素进行综合分析，认为该主变内部可能存在一点或几点的电位差较大，当油中的杂质随着油的循环运行到这些位置时，形成了导电桥路，从而产生放电.由于杂质的性质、分布和流动，以及内部电位差的点数、大小和能量积累释放等因素的影响，使得该主变内部存在间歇性的低能放电故障，导致乙炔的产生和变化［5］.

2007年12月24日至2009年4月20日，监测该主变的运行，并进行色谱跟踪分析，部分色谱跟踪数据见表1.

表1 某220 kV站1#主变乙炔含量突变前后部分色谱跟踪数据 μL·L－1

2009年4月28日，将该设备返厂检修，发现4个问题:一是箱底有少量的不清洁物(粉尘、纸屑等);二是在低压侧主级外数级的上轭斜接处以及下轭B相处有变色的污染痕迹;三是铁心上轭与下轭处有固化剂造成的变色污染;四是汇流管内有不清洁物(不明金属粉末，如铁屑或铜屑等).

根据上述检查结果确定变压器内部存在放电故障，主油隙通道狭窄和内部金属杂质是导致内部产生粒子放电故障的主要原因.该主变经过返厂解体检修和安装试验验收后，于2009年6月10日投入运行，经过色谱跟踪测试正常.

另外，某110 kV变电站1#主变投运1个月后，发现有微量乙炔，跟踪检测发现乙炔缓慢增长，滤油后乙炔为零.投运后跟踪检测再次发现乙炔缓慢增长，通过吊罩检查，发现箱底有少量颗粒物，可能发生粒子放电，使油裂解产生乙炔.彻底清理箱底及管道颗粒物后投运，进行色谱跟踪监测，色谱试验结果正常，说明乙炔异常是由于粒子放电引起的.

4 滤油机缺陷造成气体异常

2010年4月19日，某500 kV变电站1#主变新投运设备中发现A，B两相油中含有微量乙炔，C相无异常，油质试验的其他项目结果无异常.其中，A，B，C 3相部分色谱试验数据见图4.

从图4可以看出，1月23日(新油注入设备后，带电运行前)A相和C相变压器油中存在微量乙炔，B相正常;经过滤油处理后，再次对A相和C相取样分析，测试结果显示A相和C相油中不再含有乙炔.经专家分析认为，乙炔的产生可能是油注入设备前的自身残留，需要对该主变3相滤油处理后的变压器油继续跟踪.该设备运行后，4月28日和29日检测到C相油出现0.7 μL/L乙炔，A相和B相不含乙炔.通过调查发现，运行后C相进行了滤油处理，且用于C相滤油的滤油机也曾在A相和B相进行滤油处理，专家认为该滤油机可能会产生乙炔，从而带入设备本体.于是从其他生产现场调来3台确认没有问题的滤油机分别对A，B，C 3相进行滤油.新滤油机滤油3天后，A，B，C 3相均不含乙炔.再对3相进行色谱跟踪，结果显示A，B，C 3相仍均无乙炔.

图4 2010年某550 kV站1#主变A，B，C 3相部分色谱组分含量

为了验证乙炔不是设备内部故障产生的，对A相和C相进行高压局部放电试验后投运，同时继续对A，B，C 3相进行色谱跟踪，并分别从A相和C相的上、中、下3个部位取样，经过10天的跟踪，没有发现气体含量再出现异常，因此可以判断设备内部没有故障，最初A，B，C 3相中出现的乙炔可能是滤油机本身的问题而导致的，目前该主变设备运行正常.

5 结论

(1)由于变压器内部结构的复杂性及多种因素的影响，其内部油中溶解气体出现异常的原因也是多种多样的.

(2)当油中溶解气体出现异常时，需要充分考虑设备的实际状况，综合考虑典型因素和非典型因素，来分析判断引起气体异常的原因.

(3)为了保证设备的安全稳定运行，应积极参与变压器的监制、安装等工作，全面了解变压器的各项参数，采取预防性检测，长期跟踪变压器的运行状况.

［1］董明，赵文彬，严璋.油气分析诊断变压器故障方法的改进［J］.高电压技术，2002，28(4):628.

［2］李斌，徐建源.变压器油中溶解气体的多智能体故障诊断方法［J］.中国电力，2011，44(2):82-86.

［3］张蕊，郭瑞君，李华，等.基于变压器故障分类的DGA特征提取［J］.变压器，2005，31(4):32-33.

［4］中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB/T 7252－2001，变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］.北京:中国标准出版社，2001:1-25.

［5］中华人民共和国国家经济贸易委员会.DL/T 722－2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］.北京:中国电力出版社，2001:1-24.