变压器在线监测与故障诊断技术研究

蔡维肖

广东电网有限责任公司梅州供电局 514021

摘要：在电力系统的各种电气设备中，变压器是其重要的组成部分。采用油中溶解气体分析（DGA）技术对变压器故障进行早期故障诊断，可减少变压器不必要的事故停用，对保证电力系统安全可靠运行有较大的作用。文章针对变压器离线监测的不足，提出了变压器在线监测的方法，并介绍了变压器气相色谱分析法原理，通过实例阐明了如何根据监测到的数据来诊断设备故障。

关键词：变压器油；在线监测；故障诊断；色谱分析

0引言

设备维修的概念起源于20世纪50年代，当时电网电压等级较低，容量也不大，电气设备出现问题时造成的影响和损失也较小，事故后再维修成为当时电力设备的普遍选择，但由于传统的离线监测与定期停运实验等方式属于间断性评估，难以将故障遏制在初期阶段，增加了设备运行的风险。近年来，随着传感器和光纤等相关技术的发展和应用，出现了一种能够动态监测被测设备相关数据的在线监测方法，反映变压器当前的运行状态，结合以往的运行经验与相关标准进行全面分析，明显提高了成功发现变压器缺陷的效率与准确性，并能够及时地进行报警，让运行及班组人员采取相应措施，缩短故障存在的时间，限制故障的进一步发展，以确保电网的安全稳定运行。

运行中的变压器，发生外部故障时，我们可以观察到，但其内部发生故障、病变，就很难监控，但变压器内部的油，是可以采集到的。绝缘油老化、变质会分解出一氧化碳CO、二氧化碳CO2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、氢气H2等，通过对变压器的绝缘油进行定期取样、分析，并与历年的分析数据进行对比，在变压器正常供电的情况下，判别变压器的运行状况，有助于及早发现和消除存在的安全隐患，确保变压器的安全运行。

1变压器油色谱分析的原理

在新绝缘油的溶解气体中，除了含有氮气（约70%）和氧气（约30%）以及二氧化碳（0.3%左右）氣体外，并不含有C1 C2之类的低分子烃，在经过油的处理之后，由于一些油的加热处理设备存在死角，可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。正常运行状况下，由于变压器绝缘油油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量的二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）和微量的低分子烃气体。当变压器的内部出现放电和过热故障时，变压器绝缘油和内部固体绝缘材料中放电效应和受热性效应作用，油中的二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）等烃类气体产生速度和数量就会显著地增加。而在故障的初期，这些气体的增加并不足以引起瓦斯继电器的动作，此时，根据油中溶解气体含量及其增长速度，能够及早发现变压器内部故障，消除隐患，确保变压器的安全运行。

2变压器内部的常见故障及原因

变压器内部故障一般分为三类：即放电短路故障和过热故障及设备进入外部空气和水分的潜伏性故障。

2.1 变压器放电故障产生的原因

变压器放电分为火花放电、弧光放电及局部放电。（1）火花放电，放电能量较低，多由接触不良所造成的，如电流互感器内部引线对外壳放电和铁芯接地片接触不良造成的悬浮电位放电。（2）弧光放电，又称为高能量放电，原因通常是线卷匝、层间绝缘击穿，过电压引起的内部闪络。（3）局部放电，在变压器引线、端部绝缘结构及突出的金属电极表面，如油箱内壁的焊缝及附在其上的焊渣；造成了绝缘结构中电场分布不均匀，极易产生局放。

2.2 变压器过热故障产生的原因

变压器过热故障可以分为高温过热、中温过热、低温过热。主要原因是：（1）铁心两点或多点接地；（2）引线连接不良；（3）分接开关接触不良；（4）铁芯间短路或被异物短路；（5）部分绕组短路或不同电压比并列运行，引起的循环电流发热。

3气相色谱数据的综合判断

三比值法是目前我国主要采用的方法，经过经验总结，该方法采用五种特征气体相比构成五个比值，然后依据经验确定了比值的范围与大小对应的意义，从而对其进行编码，实现不同类型故障的诊断。该方法已被国际电工委员会（IEC）组织推荐使用，得到广泛认可。

3.1 气体产气速率的注意值

气体产气速率是除气体容量和种类之外分析变压器内部故障的又一参考指标，产气速率分为相对产气速率和绝对产气速率两种，而相对产气速率有一个参考基准，当基准本身浓度较小时，误差较大，故相对产气速率可靠性不太高，使用较少。绝对产气速率使用较多，多在气体浓度接近设定标准值或者超过时，进行密切关注。

3.2 对二氧化碳及一氧化碳的判断

正常情况下，对于开放式变压器而言，由于变压器油与空气接触，油中会溶解一定量的空气，但其饱和度不超过10%，所以设备内CO2含量不超过300μL/L，但当变压器固体和绝缘老化或者油长期氧化时，可能会造成CO2及CO含量的明显增长。当检测计算发现（CO2/CO）>7时，要关注固体绝缘材料是否老化。当（CO2/CO）<3，则可能是故障高于200℃涉及到固体绝缘材料时，更精确的做法是，应将最后两次检测的数据相减，计算差值，然后计算差值比值重新计算（CO2变/CO变）<3，来判断故障是否与固体绝缘有关。

3.3 乙炔含量分析及注意值

乙炔是我们日常监控中最重要的一个指标，变压器无故障时，油内不会出现乙炔，乙炔是变压器内部出现放电的特征气体，当总烃内乙炔含量较小时，通常意味着故障还在形成阶段，但乙炔出现明显增长时，则很有可能是因为发生了击穿事故，而乙炔含量的多少与故障缺陷的严重程度与紧迫程度没有必然的联系，反而与产气的速度有较大的关系，方便用来判断故障位置。

4实例分析

4.1故障变压器参数及运行情况

某变电站主变，型号为SFPSZ-150000/220，油重41.5吨。该主变自2000年7月投运以来一直运行状况良好，其运行负荷均在允许范围内，未直接受到过短路冲击，历史试验数据均正常。

4.2故障发生过程

2010年12月19日，该主变色谱在线检测系统数据显示氢气、总烃含量有明显增长。12月20日，该主变总烃含量达已达到192.95μL/L，超过一级报警值，在线色谱出现总烃报警信号。12月21日取样分析各组分含量，分析结果为272.21μL/L，数据较之前均有明显增长，其中总烃含量由3月份的10.06μL/L增长到272.21μL/L，超过注意值（150μL/L）。22日跟踪分析，氢气、总烃都有上升趋势。28日对该设备进行了取样验证分析，发现总烃含量增至402.19μL/L。

4.3故障情况分析判断

利用三比值法对12月28日油色谱数据进行了分析，判断其编码为022，对应故障应为：高于700℃高温过热故障；

按日本月冈、大江等人推算的经验公式估算，12月28日该主变的热点温度见式（1）：

T=322lg（C2H4/C2H6）+525（1）

即T=322lg（223.28/35.11）+525℃=783.70℃≈784℃

估算温度与IEC三比值法判断温度相符，可以判断变压器内部存在高温过热故障。

根据12月21日至28日油色谱分析数据，得出该时段内该主变总烃绝对产气速率见式（2）。

ra=（Ci2-Ci1）/Δt ×（m/ρ）（2）

即ra=（402.19-272.21）/（7×24）×（41.5/0.89）=36.08mL/h 0.5mL/h；