基于色谱分析法的变压器故障诊断技术及其应用

李超

（首钢京唐钢铁联合有限责任公司能源与环境部，河北唐山063200）

基于色谱分析法的变压器故障诊断技术及其应用

李超

（首钢京唐钢铁联合有限责任公司能源与环境部，河北唐山063200）

对电力变压器的常见内部故障进行阐述与分析，给出运行状态下变压器主要的测试与检测手段。对基于色谱分析法的故障诊断技术给出了方法，并通过对首钢京唐220 kV级变压器含有氢气的故障分析及处理，说明变压器故障诊断除了色谱分析数据外，还要结合现场实际、设备运行情况，才能进行准确的判断。

变压器；故障诊断；色谱分析

1 引言

电力变压器是电网中主要的电气设备之一，在电力系统中占有极其重要的地位，其能否安全可靠运行，直接关系到电网的稳定。要使主变压器安全运行，提高供电可靠性，除了要选用技术先进、质量过硬的变压器以外，关键是要不断提高主变压器的运行、维护、检修水平。而故障诊断技术则为此提供了一种有效的手段。

2 变压器常见故障分析

变压器故障可分为内部故障和外部故障。在变压器出现故障时，要求运行人员提高故障判断的能力，积累经验，使变压器的故障得到正确判断及时处理。常见故障及原因如下：

（1）导电回路过热故障。主要有引线接触不良、线圈导线接头焊接质量差以及虚焊、过负荷运行等，都会导致导电回路局部过热。

（2）绝缘水平下降。如变压器进水受潮、油质不良以及变压器内部局部过热造成的绝缘损坏及绝缘材料（如纸绝缘材料）的老化分解。

（3）产气故障。有过热和放电两种类型。放电故障可分为局部放电和其他形式的放电。过热故障包含导体故障、磁路故障、接触不良。

（4）调压开关故障。调压开关触头没有到位，调压接头引线松动，调压出头烧毛，调压出头接触压力不够，还有有载调压开关中的切换开关接触不良，过渡电阻断线、调压滑档等。

（5）变压器绕组变形。如运输过程中发生绕组移位或发生出口短路时。

（6）变压器渗油。密封老化、连接件松动或因环境温度恶劣、变化较大造成密封件热胀冷缩引起的渗漏。

（7）套管故障。进水受潮、油介损不合格，制造缺陷或运行中末屏接地不良等造成的套管绝缘不良、损坏。

3 变压器运行状态的主要测试和检测手段

（1）测量回路直流电阻值。直流电阻是测试方法比较简单的试验，同时可以直观地确认绕组、引线、调压开关等导电回路是否正常。

（2）绝缘性能测试。通过绝缘电阻、吸收比、极化指数、介损、电容量（包括套管电容）、泄漏测试等试验可掌握变压器的绕组绝缘水平和铁芯对地绝缘。

（3）绕组变形测试和低压短路阻抗测试。可以掌握变压器出口短路后变压器绕组是对否变形移位。

（4）远红外测温。通过远红外测温可以随时掌握各出线引线接触是否良好。

（5）有载调压开关性能测试。通过有载调压开关切换时间、周期、切换的波形测量可以掌握变压器的有载调压开关性能是否良好。

（6）铁芯接地电流检测。可以判断变压器是否多点接地。

（7）油中溶解气体色谱分析。通过分析绝缘油中溶解气体的组成成分及含量浓度，来判断变压器内部是否存在过热性故障，局部放电、电弧放电故障等，它是判断变压器运行状态的重要手段之一。不同故障类型所对相应的产气成分如下：

4 基于油色谱分析方法的变压器故障诊断技术

变压器运行时出现内部故障原因往往不是单一的，一般存在热点的同时还有局部放电，并且故障是在不断发展变化的。因此在判断设备有无故障及严重程度时，要根据设备运行的历史记录和外部因素进行综合判断。下面结合我公司220 kV电压等级电力变压器的油色谱分析实例来共同探讨各种诊断方法在实际故障判断中的具体运用。

首钢京唐公司220 kV铁钢站3#电力变压器SFSZ-240 MVA 220 kV/115 kV/10 kV是天威保变电气股份有限公司生产制造的。2008年1月出厂、7月投入运行，在投运前的交接试验中，交流耐压、介质损耗、绝缘监测均合格。但2010年3月的变压器油色谱分析报告中发现氢气超标（注意值150× 10-6）。鉴于该变压器在此前使用中未曾发现有任何异常状况。为了确保生产任务的完成经研究决定对其实行监护运行、并作油跟踪分析实验以进一步查明故障原因。2010年10月的油色谱分析报告中再次显示氢气超标，并且有上涨趋势。对比《华北电网电力设备交接和预试规程》，我们缩短了油样采集的周期。并对所测得的数据（见表1）进行分析。

表1 首钢京唐220 kV铁钢站3#主变本体油质分析报表

表2 三比值法编码原则

表3 三比值计算表

4.1 应用三比值分析法

如表2、表3所示，根据计算数据对照三比值编码原则我们可以看到近十次的比值编码均为010，根据编码我们初步判断该变压器内部可能存在高湿度、高含气量引起油中低能量密度的局部放电。

4.2 产气速率法分析

根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定：密封式变压器总烃产气速率大于12 mL/d，相对产气速率大于10%/月时，则认为设备有异常。此变压器油重21.6 t，油型号为DB-25，密度为0.895 t/m3，运用相对产气速率及绝对产气速率公式计算如表4。

表4 首钢京唐220 kV铁钢站3#主变本体油质总烃产气速率

从产气速率的两个计算数据来看该变压器的两大指标均在正常范围内，不存在问题（但应注意的是总烃的相对产气速率适用于总烃含量较大的情况，而对于总烃含量起始很低的设备，一般不宜采用此数据，因此此数据仅供参考）。

通过上面的三比值法和产气速率法我们得到了两种不同的结论，那么到底变压器存不存在内部放电性质的故障呢？为了使诊断结果更加准确，我们听取厂家意见，采取了常规标准实验外的特殊试验项目——油中总含气量的测定方法。

4.3 油中总含气量法

变压器油中的含气量是指溶解在油中的所有气体的总量，用气体体积占油体积的百分数表示。变压器油溶解气体的能力是很强的，常温常压下可达12%，其中氧气占28%，氮气站71%，这一比例和空气中占比略有不同。而氢、烃类气体只是在变压器例行实验以及在变压器运行中，由变压器油裂解产生，一氧化碳和二氧化碳是在固体绝缘自然劣化和遭到破坏时被释放到油中的，这些气体的生成量在变压器出现严重故障时也只有万分之几的比例，而在油中的溶解度比空气还高得多，因此对于新变压器油通常所说的含气量实际上是指空气的含量。

我们知道在交接试验或者投电初期的氢气超标产生的原因之一就是真空注油不达标，由于油温、油压、油流等因素的变化溶解于油中的气体会释放出来，导致变压器内部大量气泡存在，而气泡聚集在绝缘纸板内或表面时易产生放电而致使局放量增大，油色谱中氢气增长。因此我们对主变的本体及油枕分别采集油样，进行含气量的测定。检测结果如下：

本体含气量（体积百分比）：2.6%

油枕含气量（体积百分比）：3.0%

根据国标GB/T 7595-2000《运行中变压器油质量标准》中对变压器油中含气量控制的标准是投运前为1%、运行中为3%。。虽然标准中设定的变压器为330~500 kV等级，但是作为参考依据此数据也是有一定意义的。因为当油含气量在3%以下时，析出气体的危险性较小。

通过上述基于油色谱分析法的数据分析及含气量的测定，我们可以断定：

（1）氢气含量值（大于150滋L/L应引起注意）超标而乙炔的含量值（大于5滋L/L应引起注意）为零。那么可以排除由于变压器内部发生过热或放电故障，因为此类故障氢气的产生必然伴随低烃分子，不属于“单氢”的情况。

（2）油中含气量没有超过标准值，所以析出气体的危险性较小。氢气生成的主要原因不是油中释放的气泡而引起的局放量增加而产生的。

（3）油中含水量的增高。有两个原因，一是注油前变压器油受潮，二是变压器密封不良导致水分增高。参照GB2536-1990《变压器油》中对变压器油中水分要求的标准为投运前新油≤15 mg/L，运行油≤25 mg/L。实际测定的微水含量都小于5 mg/L（这里不另附实验数据），远小于运行中的标准要求。因此可以排除因运输、存贮或安装过程中进水受潮而引起的单氢增长。

排除以上氢气产生的原因外，某些情况下，氢气的产生也不是设备故障造成的。比如过热的铁芯层油膜裂解也可生成氢气。新的不锈钢材料也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而后又缓慢释放到油中。特别是在油温较高的油中有溶解氧时，设备中的某些油漆（醇酸树脂），在不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。

因此综合考虑，我们于2011年3月底联系制造厂家对轧钢站220 kV主变停电转检修进行热油循环（脱气、脱水）处理。并在变压器运行中加强色谱跟踪（7天检测一次），以便进一步暴露产气规律后，结合数据及相应的负荷情况分析产气原因。

3月23日对变压器本体通过所有放气塞放气，连接滤油机对连接管道抽真空并对3#主变电缆筒单独脱气滤油36 h，3月25日对3#主变本体脱气滤油48 h，并取油样分析。部分实验数据如表5（不另附电缆筒数据）。

4月1日对3#主变静止、放气、做投运前的准备工作，并于4月6日对3#主变空载24 h，于4月7日带负荷运行。图1为3#主变投运后的各项溶解气体的油色谱分析曲线（部分）。

表5 首钢京唐220 kV铁钢站3#主变本体油质分析报表（滤油后）

图1 3#主变投运后的各项溶解气体的油色谱分析曲线

综上所述我们认为该变压器不存在内部故障，造成单氢超标的可能原因是由于油中绝缘材料或其他（如不锈钢材料）导致的。通过图1的色谱分析曲线我们也可以看到虽然滤油后的氢含量迅速下降，但是其后变压器运行过程中的氢含量还是有个缓慢增长并趋于稳定的过程，而乙炔的含量还是保持为零。可能的解释是不锈钢材料吸附的氢继续缓慢释放到油中，并逐渐散尽。经过了近一年变压器的实际运行情况和所测得相关数据也印证了这一判断。

5 结束语

通过以上的例子我们可以看出，基于油中溶解气体的分析方法虽然是经典的故障诊断方法，但是实际运用时还需要充分考虑到一些其他的试验数据和变压器实际的运行和维修情况来综合判断，以提高故障的识别效率和正确率。但是这需要工作人员具有丰富的工作经验，需要花费大量的时间和精力，因此国内外开始研发各种在线监测系统并由此出现了人工智能诊断技术，形成了神经网络、模糊数学、专家诊断等前沿诊断技术。总之，电力变压器的绝缘故障诊断依然是值得人们研究的课题，需要人们投入更多的精力，不断研究出新的诊断方法，为电力系统的稳定运行提供保证。

[1]DL/T 722—2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]GB/T 7595-2000，运行中变压器油质量标准[S].

[3]GB2536-1990，变压器油[S].

[4]董其国.电力变压器故障与诊断[M].北京：中国电力出版社，2000.

[5]贾辉，李大伟，杨明洙等.油浸电力变压器受潮故障分析与处理[J].中国电力，2009，（5）.

Fault Diagnosis Technology for Transformers Based on Oil Chromatogram Analysis and Its Application

LI Chao
(Shougang Jingtang United Iron and Steel Co.,Ltd.,Tangshan,Hebei 063200,China)

The common internal faults of power transformers are discussed and analyzed and the main test and detection means for transformers under operation state are put forward. Method for fault diagnosis technology based on chromatographic analysis is given;and the fault of the 220 kV transformer containing hydrogen at Shougang Jingtang Steel is analyzed and treated to show that in addition to chromatography analysis of data,site conditions and actual equipment operation state should also be considered in order to accurately diagnose.

transformer；fault diagnosis；oil chromatogram analysis

TM41

B

1006-6764(2014)01-0004-04

2013－06－07

李超（1984-），男，2008年毕业于哈尔滨理工大学电气工程及其自动化专业，助理工程师，在职工程硕士，现从事电气设备维护检修管理工作。