主变油色谱分析异常的技术探讨

110kV主变油色谱分析异常的技术探讨

一、异常的发现

2009年4月，110kV主变色谱试验时，简化试验试验数据合格，色谱试验时发现总烃为200.66 ul/L超过注意值（150 ul/L）。见表 取样日试验日期 试验数据（ul/L） 备注 期 甲烷乙烯乙烷乙炔氢气一氧化二氧化总烃 （CH4） （C2H4） （C2H6） （C2H2） （H2） 碳（CO） 碳（CO2） 2009.4.11 2009.4.13 92.76 75.80 30.49 1.61 14.45 627.98 9033.37 200.66 跟踪监视 总烃超过注意值（150ul/L），可以判断其存在故障隐患。 此后多次跟踪试验结果如下： 取样日期 试验日期 试验数据（ul/L） CH4 2004.3.24 2005.3.23 2006.3.31 2007.4.10 2008.4.9 2009.4.11 2009.4.14 2009.5.5 2009.6.5 2009.6.9 2009.6.11 2009.6.16 2009.6.18 2009.6.25 2009-6.28 2009.7.1 2009.7.3 2009.7.6 2009.7.14 2009.8.3 2004.3.24 2005.3.28 2006.3.31 2007.4.11 2008.4.10 2009.4.13 2009.4.14 2009.5.5 2009.6.5 2009.6.9 2009.6.11 2009.6.16 2009.6.19 2009.6.25 2009.6-28 2009.7.1 2009.7.3 2009.7.6 2009.7.14 2009.8.3 52.86 29.55 49.66 29.44 37.98 92.76 99.52 98.06 161.43 180.73 194.81 173.40 195.23 208.45 294.29 289.94 326.37 292.17 232.65 0.55 C2H4 4.08 3.38 4.34 2.26 6.09 75.80 64.60 72.78 367.13 416.80 433.49 391.09 456.13 472.16 749.94 703.50 789.91 740.04 725.46 13.77 C2H6 15.64 12.50 17.35 8.90 21.04 30.49 25.24 29.85 47.46 49.01 51.86 46.24 49.76 50.36 69.71 63.70 72.53 67.75 69.77 4.00 C2H2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.61 1.43 1.42 13.74 15.36 15.40 13.05 15.13 14.78 24.57 23.12 25.94 23.51 20.73 0.39 H2 13.75 5.05 5.21 6.70 17.28 14.45 31.57 35.68 52.96 75.15 87.39 60.95 57.85 84.76 145.75 180.91 212.27 172.14 49.61 6.63 CO 712.70 184.68 535.70 256.23 371.82 627.98 945.96 880.12 576.32 675.20 821.58 676.38 580.61 811.74 861.43 970.08 1073.82 933.57 379.89 16.26 CO2 7142.21 4261.16 6793.24 3201.75 11682.79 9033.37 12560.59 14239.60 15087.80 14204.5 14715.08 12894.25 14037.06 14305.03 15290.76 14065.44 14436.72 14614.98 11240.44 185.85 总烃 72.58 45.43 71.35 40.60 65.11 200.66 190.79 202.11 589.76 661.90 695.56 623.78 716.25 745.75 1138.51 1080.26 1214.75 1123.47 1048.61 18.71 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 跟踪监视 已脱气 备注 此变压器为上世纪70年代沈变生产的，后96年电业局修造厂大修，已运行了30多年了。根据试验数据分析，此后跟踪试验故障气体一直显著增加。直到6月28日变压器轻瓦斯保护动作报警时，故障气体产生量达到了峰值，而后变压器就进入冷备用状态。

二、设备中气体增长率注意值 绝对产气速率：即每运行日产生某种气体的平均值，以2009年5月5日（A）与2009年6月5日（B)进行比较,B-A/?t×G/ρ其中G油中15吨，ρ油的密度0.85，?t为31天，其总烃的产气速率为220mL/d(注意值为12mL/d）、乙炔的产气速率为7mL/d（注意值为0.2mL/d），以上两种特征气体均有明显上升，超过了国标规定的注意值，可以判断为异常，其具体故障有待进步分析。 三、变压器产气故障类型及其油中气体的特征。

变压器产气的内部故障一般可分为两类；即过热和放电。过热按温度高低，可分为低温过热、中温过热与高温过热三种情况；放电又可分为局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。

过热故障：所谓过热故障是指局部过热，它和变压器正常运行下的发热是有区别的。正常运行时，温度的热源，来自线圈绕组的铁芯，即所谓铜损和铁损。在正常运行下，由于铜损和铁损转化而来的热量，使变压器油温升高，一般上层油温不大于85℃。变压器的运行温度直接影响到绝缘的运行寿命。

过热性故障在变压器内发生的原因和部位主要可归纳为三种： 1、接点或接触不良 如引线连接不良，分接开关接触不良等

2、磁路故障 铁芯两点或多点接地，铁芯片间短路，铁芯被异物短路、铁芯与穿芯螺丝短路等。 3、导体故障 部分线圈短路或不同电压比并列运行引起的循环电流发热；导体超负荷过流发热等。 变压器油在热解时的产气取决于不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的不稳定性，裂解产物的出现顺序为：烷烃—烯烃—炔烃—焦炭。变压器内部过热性故障有以下特点：热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的裸金属过热故障时，产生的气体主要为低分子烃类气体，其中甲烷、乙烯为特征气体，两者之和一般占到总烃的80%以上，当故障点温度较低时，甲烷占的比例大，随着热点温度的升高（500℃以上），乙烯、氢组分急剧增加，比例增大。当严重过热（800℃以上）时，也会产生少量乙炔，但其最大含量不超过乙烯量的10%；涉及到固体绝缘的过热性故障时，除产生上述低烃类气体外，还产生较多的CO、CO2 ，且随温度的升高，CO与CO2 的比值逐渐增大。 四、变压器油中气体与故障的关系

油和纸是充油电力变压器的主要绝缘材料，正常运行中变压器油中的溶解气体组分主要是氧气和氮气，可能也会含有少量的故障特征气体。油中气体的产生原理与绝缘材料的性能和各种因素有关，变压器油中的气体主要来自变压器油的劣化和固体绝缘材料的分解，而变压器故障时会加剧特征气体的产生，因此可以根据各种特征气体的量来确定是否有故障发生。我国现行的《变压器油中溶解气体分析和判断导则》将不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳如表一： 表一 充油电力变压器不同故障类型产生的气体 故障类型 油过热 油和纸过热 油纸绝缘中局部放电 油中火花放电 油中电弧放电 主要气体组分 CH4 、C2 H4 CH4 、C2 H4 、CO、CO2 H2 、CH 4、CO H 2、C2H2 H 2、C2H2 次要气体组分 H 2、C 2H6 H 2、C 2H6 C2H2 、C2 H6 、 CO2 CH4 、C2 H4 、C 2H6 CH4 、C2 H4 、C 2H6 油和纸中电弧放电 H 2、C2H2 、CO、CO2 五、三比值方法

国际电工委员会（IEC）提出的特征气体比值的三比值法作为判断电压器等充油电气设备故障类型的主要方法。三比值法的编码故障和类别识别判断方法是基于C H /C H 、CH / H 、C H / C H 三对比值的结果来进行编码的， 编码规则如下表二：

表二 编码规则 全体比值范围 比值范围的编码 ＜0.1 C2H2/C2 H4 0 CH 4/H 2 C2 H4 /C 2H6 1 0 ≥0.1～＜1 ≥1～＜3 ≥3 1 1 2 0 2 2 0 1 2 六、故障分析

根据试验数据发现油中含有大量的甲烷、乙烯和相对少量的乙炔和氢气。经过三比值法计算得出的结论为（0.2.2）高于700℃高温范围的热故障。

春检期间高压专业对2#主变春检预试的试验数据合格，而油务专业的简化试验也未见异常都在合格范围之内。只是色谱试验发现总烃超标，其中已甲烷和乙烯的含量最多。而且随着时间逐渐增长。根据上面的“不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳”和变压器油在热解时的产气的情况分析属于油的过热，结合高压专业的试验数据，可以排除主绝缘出现故障（固体绝缘的故障，例如各相绕组间的相间短路、绕组的匝间短路、绕组或引线与箱体接地等故障）。判断为铁芯的环流引发的超过800℃的高温过热。

7月30日，2#变进行吊罩检查，发现变压器内部存在铁屑残渣，体积大小不一，最大的有玉米粒大小，还有订书钉等杂物。吊罩前铁芯摇绝缘数据正常，吊罩后铁芯摇绝缘多点接地。，判断为在变压器放油过程中油中的杂质卡在铁芯中所引发的铁芯多点接地。这些铁屑残渣在变压器运行时，由于铁芯磁场的影响吸附在铁芯上，造成铁芯环流过热或铁屑多点接地，当变压器停运检修时，由于没有了磁场的影响铁屑脱离了铁芯，而高压试验时没有发现铁芯故障。

因此我认为南变2#主变问题是由变压器内部杂质过多引发铁芯多点接地或铁芯环流而产生的过热故障。

七、吊罩后处理情况

南变2#主变吊罩之后，变压器绝缘油经过了脱气处理，其色谱试验结果如下： 取样日期 试验日期 试验数据（ul/L） CH4 2009.8.3 2009.8.7 2009.8.12 2009.8.21 2009.8.22 2009.8.23 2009.8.24 2009.8.25 2009.8.3 2009.8.7 2009.8.12 2009.8.21 2009.8.22 2009.8.23 2009.8.24 2009.8.25 0.55 3.15 7.12 13.89 16.90 16.60 18.82 17.85 C2H4 13.77 11.79 24.52 37.76 45.93 42.73 48.32 47.77 C2H6 4.00 1.64 4.93 3.18 3.20 3.06 3.67 3.33 C2H2 0.39 0.50 1.17 3.72 5.82 5.31 6.10 5.81 H2 6.63 5.19 54.25 6.57 12.43 15.52 18.82 18.36 CO 16.26 11.84 26.96 17.52 24.71 24.19 30.24 27.71 CO2 185.85 476.19 1030.48 1629.09 1300.00 1496.30 1528.96 1651.76 总烃 18.71 17.08 37.74 58.55 71.85 67.70 76.91 74.76 已脱气 冷备用第一天 冷备用第二天冷备用第三天冷备用第四天冷备用第五天备注 刚脱气的绝缘油其数据正常，变压器投入运行第二天后，油中乙炔含量超过了注意值并且总烃有大幅度增长，至投运第五天后试验数据就没有变化。通过三比值法判断为（1.2.2）电弧放电兼过热。

据了解变压器在投运前，曾试运行过一段时间后发现铁芯多点接地，退出运行后两次用大容量电流冲击铁芯消除故障点。由于用大容量电流对铁芯的故障（多点接地）点进行冲击，在冲击瞬间产生高能量放电（电弧放电）致使绝缘油中产生乙炔。在变压器投运前其潜油泵没有运行，油中的故障气体没有充分溶于油中，使投运第一天的故障特征气体含量明显低于以后几天的特征气体含量。空载运行几天后绝缘油中特征气体充分溶于油中，运行后几天的试验数据就相对稳定。

此次绝缘油脱气虽然改善了绝缘油的品质，但是残存在变压器底部的铁屑残渣并没有清理干净，试验数据也表明甲烷（CH4）、乙烯（C2H4）的含量明显增加表明油还是纯在过热（空载中变压器油温在早上8时为48℃），而乙炔的产生并不是变压器故障引发的，而是人为用大容量电流冲击铁芯产生的。

因此我认为南变2#主变的问题还是因为内部杂质过多而引发铁芯多点接地或铁芯环流而产生的过热故障。

参考文献：GB/T 7252-2001 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》

电力行业油、气分析检验人员考核委员会，国家电力公司热工研究院1996年出版《电力用油（气）》