基于特征气体分析的高压套管故障诊断

熊 云

（国网湖南省电力有限公司检修公司，湖南 长沙 410000）

高压套管是电力变压器重要的附属设备[1]。由于其长期在全电压、全电流环境下运行，因此故障频发，成为电力变压器非正常退出运行的原因之一[2-4]。

高压套管的故障诊断方法众多，当在怀疑套管异常的情况下，规定诊断性试验包括油中溶解气体分析、交流耐压和局部放电测量。其中油中溶解气体分析方法技术成熟，可靠性高，能够及早发现套管内部隐患，已经成为电力系统中常规使用的监测手段。

1 故障套管的特征气体分析方法

套管内的绝缘油在正常状态下所产生的能量未达到破坏油烃分子内部化学键的程度，但发生故障时，会产生大量能量而使得绝缘油和固体绝缘材料发生裂解，产生低分子烃类以及H2、CO和CO2等气体。因此，进行故障诊断时，可通过分析特征气体对故障类型进行判断[5]。

1.1 特征气体成分分析法

由于不同的故障类型会引起特征气体的成分含量不同，因而对气体的成分及含量进行分析具有一定的意义。绝缘油故障大致分为过热故障与放电故障两种，特征气体则是指两类故障下所产生的氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、二氧化碳以及一氧化碳，其中，常把甲烷、乙烷、乙烯和乙炔的总和称为总烃。对不同故障类型，《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（下简称《导则》）（DL/T 72—2014）给出了产生的主要特征气体与次要特征气体成分（见表1）。

表1 不同故障的特征气体

对于运行中高压套管，《导则》亦给出了气体成分与含量标准（见表2）。

表2 运行套管气体含量

总之，在过热型故障中，特征气体以烃类占据较多，其中CH4和C2H4之和可达到总烃的80%以上。当热点温度较低时，CH4占比较大；随着温度的进一步提升，H2与C2H4的含量会急剧上升；温度的继续升高，最终将生成少量C2H2。当有固体绝缘参与时，气体中将包含CO与CO2，且温度越高，CO与CO2的比值越大。

对于放电类型故障，往往可分为火花放电、电弧放电与局部放电。在火花放电下，特征气体以H2和C2H2为主，一般C2H2占总烃的25%～90%，H2占氢烃的30%以上；在电弧放电中，特征气体亦以H2和C2H2为主，一般C2H2在总烃中的比例约20%～70%，H2在氢烃中的比例约为30%～90%，且CH4的含量小于C2H2；在局部放电下，特征气体通常以H2与CH4为主，通常H2在氢烃中占比很高，CH4在总烃中占比较大，C2H2则在放电能量较高时形成，但在总烃中占比很小。

1.2 三比值法

三比值法是通过大量的试验与应用，由IEC提出的以C2H2/C2H4、CH4/H2以及C2H4/C2H6三类比值进行编码与组合，从而进行故障判断的方法，其具体编码规则见表3。

表3 三比值法编码规则

通过对两种气体的比值计算，便可根据表3得出的编码组合，进而可根据《导则》获得相应的故障类型。但在使用三比值时，应考虑气体组分含量，若气体含量无异常且无增长趋势，则不应使用三比值法。

2 实例分析

本次故障套管为一台220 kV变压器的高压套管，已运行5年，其主要参数如表4所示。

表4 故障套管参数

2.1 特征气体分析

对故障套管进行现场油色谱分析，得到相关气体数据如表5所示。

表5 特征气体含量 /（μL/L）

根据表2与表5可知，该套管的H2、C2H2以及总烃均已超出标准，3类气体其分别超标99.4%、80%、21.5%。特征气体中CO与CO2含量较高，表明存在固体绝缘的过热性故障，但CO/CO2的比值较小，说明热点温度可能较低。

H2与烃类气体成分比例如表6所示。

表6 特征气体占比量 /%

由表6可知，特征气体以H2为主，总烃占比不高，在烃类中，又以CH4为主要气体，同时含有少量的C2H2。由前文所述，此故障可能为局部放电故障，但放电能量总体较低，未产生大量热能。对特征气体进行三比值法，其编码为1，0，0，对应的故障类型为电弧放电。

2.2 辅助性诊断试验

为进一步分析套管的故障类型，对该套进行局部放电试验与电容量及介损试验，其数据如表7所示。

表7 套管诊断性电气试验结果（温度28.2 ℃，相对湿度55%）

根据《输变电设备状态检修试验规程》（QGDW 1168—2013）规定，高压套管的电容量初值差不超过±5%，介质损耗值≤0.8%，局部放电量≤10 pC可知，该套管的各项试验数据均符合标准，表明其故障区域较小，未引起套管的主要数据发生明显变化，无法通过高压试验检测出异常。

2.3 解体检查分析

为验证试验结果，对该套管进行了解体检查。对拆除的组部件逐个检查外观，并未在末屏、电容芯表面、法兰盘，铝筒等表面未发现明显放电点。对电容芯逐层剥开检查，未发现电容纸、铝箔存在破损、击穿等情况，电容纸也未发现过温老化的现象。

对套管油枕进一步解体发现，弹簧压板与弹簧压头接触面有明显放电点，表面附着游离碳，且油室底部靠近油位计侧有大量金属碎屑。检查套管油室内的所有弹簧、弹簧压头、双头螺杆后，发现双头螺杆与弹簧压头均存在放电痕迹。

解体过程中，仅在油枕双头螺杆及弹簧压头上发现放电痕迹，其余零部件均未发现放电痕迹，由此判断套管油色谱异常是由于油枕双头螺杆及弹簧压头之间放电引起的。结合套管油枕设计结构（见图1），造成该处放电的原因可能是双头螺杆在安装过程中，用来紧固螺杆与油枕底部的定心螺母未拧紧，导致双头螺杆与弹簧压头之间存在悬浮电位，引起双头螺杆与弹簧压头之间的放电。

图1 高压套管油枕结构

3 结语

（1）通过对特征气体的分析可知，该故障套管故障热点温度较低，且为放电故障，但通过成分含量分析与三比值法得出的放电类型结果有差异。套管的解体检查验证了气体分析的结果。（2）相对于高压电气试验检测，特征气体分析对小区域、温度低、放电能量小的故障有更灵敏的反映，对电力设备的故障预警能力更强。