绝缘油中溶解气体分析在电气设备故障诊断中的应用

曹 兵 ，刘 为 ，薛晓敏 ，刘 罡 ，贾铭箴

（1.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006；2.国网辽宁省电力有限公司检修分公司，辽宁 沈阳110003；3.辽宁省送变电工程有限公司,辽宁 沈阳 110021)

0 引言

绝缘油中溶解气体分析是充油电气设备重要的试验项目，其最终目的是进行设备运行状态的评价，确定设备有无潜伏性故障以及故障的原因，用以制定合理的维护措施，保证输变电设备和电网的安全稳定运行。

设备正常运行时，其内部的绝缘油和有机绝缘材料在热和电的作用下，会逐渐老化分解，产生少量的低分子烃类气体及CO，CO2气体，在出现热和电故障的情况下，也会产生这些气体。这两种来源的气体在技术上无法加以区分，而且气体浓度与设备负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统以及取样方法和检测手段等许多因素都有关系［1］。因此，在判断设备是否存在故障，以及其故障的严重程度时都要根据设备运行的历史状况、设备的结构特点和外部环境等因素等进行综合分析判断，避免出现误判断的情况。

1 油浸式电气设备潜伏性故障的诊断分析

1.1 变压器过热性故障的诊断分析

某500 kV变电站1号主变压器型号为DFPS-250000／500，冷却方式为强油风冷。针对其C相进行抽查。

1.1.1 绝缘油运行情况调查

在2017年4月17日色谱月监视分析中发现绝缘油中C2H2体积分数由原来的0突然增至23.67 μL／L，总烃体积分数由原来的22.19μL／L增至 669.97 μL／L（见表1），H2体积分数增加也很快。高压绝缘试验合格；油介质损耗因数、体积电阻率、击穿电压、闪点、酸值和水分等的试验结果均合格。

表1 色谱试验结果 μL／L

1.1.2 绝缘油中气体分析结果判断

有无故障判定，从多次色谱试验结果可看出，总烃含量很高，CH4和C2H4为主要成分，C2H2体积分数大于 5 μL／L，高达 3.77%，H2含量也较高。 因此，用特征气体法判断，该变压器可能存在严重过热性故障。对故障产气速率进行分析如下。

相对产气速率为

式中：γr为相对产气速率，%／月；Ci1为第1次取样测得油中C2H2气体体积分数，μL／L；Ci2第2次取样测得油中 C2H2气体体积分数，μL／L；Δt为两次取样时间间隔中的实际运行时间，月。

绝对产气速率为

式中：γa为绝对产气速率，mL／d；Ci1为第 1 次取样测得油中组分 i气体体积分数，μL／L；Ci2为第 2次取样测得油中组分 i气体体积分数，μL／L；Δt为两次取样时间间隔中的实际运行时间，d；m为设备总油质量，t；ρ为油的密度，t／m3。

特征气体为C2H2，有

针对C2H2绝对产气速率和相对产气速率远远大于注意值，有理由认为该设备异常。

1.1.3 故障类型和状况诊断

1）按改良三比值法［2］判断。

φ（C2H2） ／φ（C2H4）=30.46／502.96=0.06＜0.1，该值记为0；

φ（CH4）／φ（H2）=231.28／139=1.66＞1，该值记为 2；

φ（C2H4）／φ（C2H6）=502.96／42.77=11.76＞3，该值记为2。

比值组合为“022”，得出此台变压器故障性质为高于700℃高温范围的热故障。这与用特征气体法判断结果相符。

2）CO，CO2含量增长不大，过热点有可能不涉及固体绝缘。用经验公式计算

计算热点温度为869.67℃，与三比值法相符。

1.1.4 诊断结论与处理情况

经诊断该设备内部温度高于800℃，属于严重过热故障，立即停止运行。

经论证分析，决定将1号主变压器C相退出系统运行，由1号主变压器B相替代运行。

现场分析一致认为1号主变压器C相本体油总烃中CH4和C2H4含量高，二者之和超过总烃的80%，C2H4含量递增，所占比例过大，CO，CO2含量基本未变。因此判断出该变压器为不涉及固体绝缘的裸金属过热性故障。决定于2017年4月26日对该设备进行排油内部检查，检查中发现本体油中有许多焊渣和油漆漆皮等杂质，这些杂质在高场强作用下产生悬浮放电造成油中乙炔气体成分升高。对本体绝缘油进行真空过滤处理后，油中仍有少量乙炔，继续监视。

1.2 设备高能量放电故障的诊断分析

2016年4月2日，针对某变电站220 kV 1号线电流互感器C相（LB1—220W2）定期试验中，发现油中H2和总烃含量远远高于注意值。

1.2.1 油中气体成分分析结果判断

1）特征气体法。

油中 H2体积分数高达 28 481 μL／L， 总烃为962.15 μL／L，C2H2为 3.67 μL／L（见表 2）。 从试验结果分析，氢组分最多（占氢烃总量的96.7%），其次是CH4，且出现了 C2H2。

2）三比值：

φ（C2H2）／φ（C2H4）=3.67／1.72=2.13＜3，取 1；

φ（CH4）／φ（H2）=859.78／28481=0.03＜0.1，取 1；

φ（C2H4）／φ（C2H6）=1.72／96.98=0.02＞0.1，取 0。

比值组合为“110”，属于电弧放电。

3）电气试验。

高压试验发现介损值超标。

1.2.2 采取措施

该设备退出运行，立即更换，确保系统安全运行。

1.2.3 故障点检查和处理

2016年4月2日，互感器返厂解体检查，分析其H2和C2H2突增是一次绕组氧化层、膨胀器除氢不好、热镀锌油箱清理不彻底及油中存在的气泡等诸多因素所致。

1.3 设备局部放电故障的诊断分析

某变电站66 kV 1号电抗器电流互感器A，C相（LVB—66W3），在交接试验中发现两台电流互感器油中氢气体积分数分别是 61 μL／L 和 46 μL／L（见表3 与表 4），超过或接近 H2交接验收值（50 μL／L），油中其他各项指标均合格。厂家人员对互感器现场充氮后，设备投入运行。2016年5月12日停电，对两台设备进行定期试验，发现A相油中H2体积分数高达 26 928 μL／L，总烃 2 507.66 μL／L；C 相油中 H2体积分数高达 28 155 μL／L，总烃 2 177 μL／L。 从试验结果分析，氢组分最多（A相占氢烃总量的91.48%，C相占氢烃总量的92.82%），其次是CH4，三比值编码为“010”。用特征气体法和三比值法初步判断该两台设备可能存在局部放电性故障。厂家人员进行了充氮处理后，氢组分和总烃体积分数仍然很高，立即更换该设备。

高压试验介损值不合格。互感器油中微水含量正常，油质分析其他项目均未见异常。

表2 色谱试验结果 μL／L

表3 A相电流互感器色谱试验结果 μL／L

表4 C相电流互感器色谱试验结果 μL／L

经过分析，造成这两台66 kV电流互感器油中H2和CH4气体突增的原因是储油罐中涂刷不合格的油漆，在油漆未干的情况下充满绝缘油，两者发生化学反应，释放出大量的氢气，在强电场作用下产生大量气泡，绝缘油中的气泡发生局部放电。在绝缘纸层中间生成X—蜡沉积，造成介损增加。

2 电气设备故障诊断的技术要求

上述油浸式电气设备的潜伏性故障是通过油中溶解气体分析发现的，在色谱分析和变压器故障判断过程中，必须细致认真地分析气体的真正来源，一方面避免由于潜伏性故障未及时有效诊断而造成设备故障发展，甚至造成设备损坏；另一方面避免由于误判断而使设备无故障停电检修，造成经济损失。因此进行色谱分析和故障诊断时，必须做到：

1）分析人员必须了解设备结构，尤其应对设备的设计和制造缺陷进行了解，很多设备的故障往往在存在缺陷的部位发生。

2）了解设备关键部件的材质，所使用绝缘漆的性质和涂漆工艺。

3）在故障判断时，应对设备的安装、运行和检修经历进行查询。如：设备的密封方式；设备在运输和储存期间的保护方式；设备在安装时的油处理方式；设备运行期间的油温、电压、负荷；注油方式和热油循环后的油质检验结果；安装或检修中带油补焊；设备在局放试验和耐压试验时是否出现异常；设备历次色谱分析数据等。

4）当变压器本体绝缘油中溶解气体出现异常时，应对套管、潜油泵、分接开关等附属设备中油取样进行分析，并与本体油分析结果进行比对，以判断本体油中气体来源。

5）将油质分析结果与电气试验结果结合起来进行诊断。

6）用改良三比值法进行故障判断时，应注意特殊编码组合的判断。

7）可以参考使用热点温度、故障点面积、故障性质以及特征气体产气速率等经验公式估算故障的性质和严重程度。

8）电气和化学专业人员应与设备厂家密切配合，共同完成故障分析工作。

3 结语

绝缘油中溶解气体分析对于油浸式电气设备的故障诊断有着较高的灵敏性。但是，由于绝缘油中溶解气体的来源较复杂，电气设备的结构和制造工艺等因素有时会使油中特征气体偏离统计结果。因此，在判断电气设备故障时应结合油质试验、电气试验和设备安装、维修等情况进行综合分析，才能正确诊断出设备故障。由此可见，绝缘油中溶解气体分析在电气设备故障诊断上的应用具有重要的现实意义。