变压器油中特征气体及故障分析

2013-05-11杨博

中国科技信息 2013年24期

杨博

陕西渭河发电有限公司，陕西咸阳 712000

1 概述

用气相色谱分析法测定油中溶解气体的组分、含量及产气速率是判断运行中充油电力设备是否存在潜伏性过热、放电等故障，以保证电网安全运行的有效手段。利用气相色谱分析法分析变压器油中溶解气体，诊断变压器的内部故障，具有灵敏度高、不需要变压器停运等优点，因此了解变压器油中特征气体，气相色谱分析的基本知识，对在实际工作中的应用有一定的指导意义。

2 变压器油中特征气体

在新的绝缘油的溶解气体中，通常除了含有约70%的N2和30%的O2以及0.3%左右的CO2外，并不含有低分子烃。对于正常运行的变压器油，由于油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量的CO、CO2和微量的低分子烃。但其数量和故障时产生的气体量相比要少得多。也就是说，正常运行的变压器，油中有关组分的本底值较低，为识别故障下的特征气体的明显增长提供了有利条件。但是，在判断设备是否存在故障及故障严重程度时，要根据历史数据及外部影响因数进行综合分析判断。有时设备并不存在故障，而是由于一些外部因数导致油中出现特征气体，要注意防止出现误判。

在DL/T722-2000中对特征气体的定义:对判断充油电气设备内部故障有价值的气体,即氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)。

在故障情况下不是所有上述七种气体都同时增长，而是取决于故障的性质和类型，有的气体并不增加，或不明显增加，而与故障性质密切相关的气体则显著增加。不同的故障类型产生的气体可归纳为表1。

表1 不同故障类型产生的气体

一般认为乙炔是变压器内部存在放电性故障的特征气体；烃类气体通常以甲烷、乙烷、乙烯、乙炔的总和表示，称为总烃，总烃是过热性故障中表现最为明显的特征气体。其中乙烯可作为高温过热的特征气体；甲烷含量大于氢气含量时可作为低温过热的特征气体；一氧化碳则认为是固体绝缘老化的特征气体，但一氧化碳在正常老化时、大面积过热时、过热故障时都会反应出来，实际应用中应加以区分。

3 故障实例分析

3.1 某公司#4厂高变重瓦斯保护动作，机组跳闸

某公司#4厂高变型号 SFPF7-40000/18，1991年4月投运， 2011年5月9日，#4机“厂高变重瓦斯动作”报警发，#4发电机与系统解列。对#4厂高变油做色谱分析发现乙炔含量严重超标。色谱分析报告见表2。

表2 #4厂高变色谱分析报告单位(μL/L)

从表2看出，2011年5月9日故障后油中H2和C2H2含量超过注意值，总烃含量也超过注意值。

按改良三比值法进行计算分析,C2H2/C2H4=62.9/56.3=1.12,编码为1;CH4/H2=47.3/431.8=0.11,编码为0;C2H4/C2H6=56.3/11.5=4.90，编码为2，编码组合1、0、2，故障类型为电弧放电。

随后在检查试验项目中发现#4厂高变低压B分支直流电阻三相电阻不平衡，Rab=5.214mΩ、Rbc=5.197mΩ、Rca=5.552mΩ，线间不平衡率达到6.7%；换算至相电阻Ra=7.657mΩ、Rb=7.612mΩ、Rc=8.723mΩ，相间不平衡率达到13.8%，超过标准规定的2%。根据油色谱分析报告及直流电阻历史试验结果初步判断低压侧B分支C相绕组断股。

返厂吊罩检查发现#4厂高变低压侧B分支C相绕组严重变形断股，多处有电弧灼伤痕迹。与试验结果做出的判断一致。

3.2 某公司2013年4月10日对#3主变进行局部放电试验后检出乙炔

某公司#3主变型号SFP7-360000/330，1990年7月投运，2013年3月23日#3主变停运转入A级检修状态，在各项常规高压试验合格后，2013年4月10日开始对主变进行局部放电试验。#3主变局放试验结果A相高压绕组放电量大于3000pC；B相高压绕组放电量小于350pC；C相高压绕组放电量小于300pC。A相高压绕组放电量严重超标，取油样进行色谱分析，结果见表3。