油中溶解气体分析在电力变压器故障诊断中的应用

俞 华，王天正，闫智鹏

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001；2.国网山西省电力公司，山西 太原 030001）

油中溶解气体分析（Dissolved Gas Analysis,简称DGA）作为电力变压器诊断性试验和在线监测中的最重要项目，已日益得到重视并成功应用[1,2]。油中各种气体体积分数与故障的类型和严重程度紧密联系，利用气相色谱法分析绝缘油中溶解气体，可及时检测变压器内部是否存在潜伏性故障以及故障发展趋势，且灵敏度较高，是诊断充油电气设备早期潜伏性故障的重要方法。

1 变压器高压引线断股缺陷

1.1 运行情况

某220 kV变电站1号主变压器（“主变”）于1999年11月13日投运，型号为SFPSZ8-150 000/220。2011年8月17日油色谱在线监测装置发现油色谱数据呈现明显增长趋势，特征气体中主要以甲烷、乙烯、乙烷增长明显，乙炔痕量，CO、CO2有一定的增长，但幅度较小；经取样，试验室色谱分析数据与在线监测数据基本一致。

CO和CO2增长不明显，总烃月相对产气速率为3 400%，远大于标准规定的10%。根据“三比值法”[3]，编码为022，属于不涉及固体绝缘的高于700℃的局部过热。从2011年8月17日至2011年10月24日的油色谱在线监测数据见表1（由于监测数据量大，篇幅有限，表中仅列取10天一次的油色谱监测数据）。

1.2 故障诊断

9月3日决定跟踪运行，为进一步分析、判断缺陷部位，在转移负荷过程中，跟踪油色谱变化趋势。

方式一：不改变分接，主变带35 kV A段负荷，110 kV负荷全部转移到本站另一台主变，运行了5天，通过油色谱监测发现特征气体与之前增长速率基本相同。说明故障部位与110 kV导电回路相关性小。

方式二：不改变分接，主变带110 kV A段负荷，35 kV负荷全部转移到本站另一台主变，运行5天，期间监测油色谱数据，发现特征气体和之前增长速率基本相同。说明故障部位与35 kV导电回路相关性小。

方式三：主变高压侧热备用，由110 kV带35 kV A段负荷，另一主变带全部110 kV负荷及35 kV B段负荷，运行5天，期间色谱基本稳定不增长，说明故障部位与高压导电回路相关性大。

同时检查变压器潜油泵及相关附件运行时的状态，未发现异常,因此判断特征气体是由变压器高压导电回路的缺陷引起。

表1 变压器油色谱在线监测数据（2011年） μL·L-1

由于油中特征气体持续增长，为防止缺陷发展为故障，2011年10月24日停电进行缺陷分析，先后进行了绕组直流电阻、绕组绝缘电阻、泄漏电流、整体介损、低压空载等试验[4]，试验均合格，且与历年试验数据基本相同。但考虑到油色谱特征气体的持续大幅度增长，继续运行很可能发展为故障，于是决定返厂解体检查，吊罩时应重点检查高压侧电回路。

1.3 检查与处理

返厂解体检查发现主变220 kV B相高压引线与套管尾部有明显过热痕迹，引线烧断2.5股，共4股受损（该引线约30股的并绕软铜线），绝缘用纸和白布带局部已烧没、碳化，如图1所示。其他未发现异常。

图1 高压引线缺陷情况

由于部分引线烧断，在变压器运行过程中，导致了局部过热，从而造成在油中产生了乙烯、甲烷等过热的特征气体。

现场截断烧损的4股铜线后利用磷铜焊条进行了修补，用绝缘纸和白布带进行绝缘包扎，修补后测量进行了试验，试验均合格。随后投入了运行，油色谱在线监测数据稳定。

2 变压器低压侧引线绝缘受损

2.1 变压器运行情况

某220 kV站2号主变2002年12月投运，投运以来运行情况一直良好，变压器型号为SFPSZ9-150 000/220。2010年6月1日21时50分，该变压器35 kV侧374线路用户侧电缆头发生三相短路故障，374线路开关烧毁，主变重瓦斯保护动作、三侧开关跳闸。

2.2 故障后现场设备检查

变压器故障发生后，运行人员立即取油样进行油色谱试验，同时在现场对该主变进行了检查。

a）220 kV C相套管附近的压力释放阀喷油，本体瓦斯继电器内集气400 mL，经检验为可燃。

b）35 kV侧374线开关柜烧毁，形成多处孔洞，二次电缆烧焦。线路侧刀闸未受损坏，电缆头两侧避雷器均未动作。

6月1日晚11点15分取油样试验，进行了油色谱、油介质损耗、油击穿电压等试验，除了油色谱试验数据超过注意值外，其他试验结果均合格。该变压器历年油色谱试验数据见表2。2010年6月1日前数据均正常，之后发生了35 kV侧短路，油中溶解特征气体急剧增长，根据改良三比值法，编码102，属于严重的缺陷，判断该变压器发生了高能量的电弧放电，决定开人孔进行检查。

表2 历年油色谱试验数据 μL·L-1

2.3 主变内部检查及故障原因分析

6月4日上午8时，变压器放油完成，上午10时主变人孔打开进行检查：低压侧b相绕组末端与a相绕组首端的连接线，同相邻的c相绕组末端与b相绕组的首端的连接线之间相对应的位置有明显的电弧灼烧痕迹，引线绝缘遭到严重破坏（如图2所示），绕组及其他部位外观检查未见异常。

35 kV侧开关柜的烧毁，造成了主变低压侧的近区短路，发生了高能量的电弧放电，导致了油中乙烯、乙炔等特征气体的急剧增加。

2.4 变压器的故障处理

6月4日1 4时，对主变低压侧引线进行了修复。6月9日，根据交接试验标准，进行了绕组工频耐压、局部放电等试验，试验均合格。在绝缘试验前后油色谱数据均正常，随后投入运行。

图2 主变内部低压引线损伤情况

3 结束语

油中溶解气体分析是评估变压器绝缘状态和分析变压器绝缘故障的重要依据，它在状态评价和技术监督发挥着重要的作用[5]。

通过文中两起故障说明，对于引线断股或绝缘受损缺陷，DGA技术有很高的灵敏度，如第一起故障，高压绕组部分断股，直流电阻测试合格，但油中溶解气体反映非常明显。

［1］ 杜中杰，张燕，何宏群.浅谈如何应用溶解气体分析法诊断变压器故障［J］.变压器，2002，39（3）：38-40.

［2］ 赵笑笑，云玉新，王新宽.变压器油中溶解气体的在线检测技术［J］.变压器，2010，47（2）：64-68.

［3］ 中国电力科学研究院.GB7252—2001 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.

［4］ 郭清海.典型变压器故障案例分析与检测［M］.北京：中国电力出版社，2010：20-23.

［5］ 董宝骅.运行中变压器状态监测技术的探讨［J］.电力设备，2005，6（12）：83-87.