论文部分内容阅读
摘要：变压器作为变电站中最重要的电气设备之一，它的正常运行对保持整个电力系统的安全稳定运行至关重要，因此有必要对变压器进行定期监测和预防性试验，而油色谱分析试验是其中一种常见且十分有效的方法。文章结合实例，对变压器油中溶解气体色谱展开分析。
关键词：变压器;溶解气体;色谱分析
1 色谱分析诊断故障的常用方法
1.1 油中溶解气体含量与注意值比较进行判断
变压器油中的溶解气体包括7个组分，分别为H2、CH4、C2H6（乙烷）、C2H4（乙烯）、C2H2（乙炔）、CO、CO2，总烃 （C1+C2） 为 CH4、C2H6、C2H4和 C2H2这4类气体之和。通过色谱分析检测特征气体的含量值，对照表1中 《导则》 规定的特征气体注意值，可初步判断变压器及内部设备有无潜在性故障。
1.2 根据故障点的产气速率判断
当出现色谱分析检测出的气体含量值超过表1注意值，但增长速率低，这种情况不能判定存在故障;或者低于注意值，但含量值增长迅速，这时也要引起重视，综合分析原因。要进一步确定是否故障及故障类别，可通过产气速率来判断。
1.3 特征气体法判断
通过变压器油产生的特征气体来判断变压器潜在性故障的性质更加的直接和明显。产生特征气体的故障一般可分为2类：过热和放电。过热故障可分为低温过热、中温过热和高温过热，这类故障的特征气体主要是CH4和 C2H4，一般二者之和占总烃体积分数的80%以上，CH4、C2H4和H2的比例随着故障点温度的升高而增大;放电故障可分为局部放电、火花放电和电弧放电，这类故障的特征气体主要是C2H2和H2，其次是C2H4和 CH4;值得注意的是，变压器内部进水受潮或油中气泡会导致H2含量单纯较高，导致变压器内部潜伏性的故障。
1.4 三比值法的运用
三比值法可以用作变压器内部故障类型判断的主要方法，但前提是，应先期运用产气速率法和特征气体法判断变压器内部可能存在潜在性故障。三比值法中对应的故障类型基本上都是具有代表性的，同时，在实际跟踪分析过程中，也会遇到不具有代表性的比值组合，或者多种故障影响下的多种比值的联合，例如，三比值为121表明可能为低能放电兼过热性故障;三比值为222则表明故障可能是先发生过热后发展为电弧放电兼过热，这时就要综合分析它的多重性和复杂性。
2 色谱分析诊断故障的应用实例
2.1故障背景
2018年8月24日，某变电站220 kV 变压器在油化试验中检测到其绝缘油内 H2含量超标，该变压器曾于2018年7月19日进行了高压A相套管更换，而投运前的相关电气试验及油化试验结果合格。在发现H2含量异常后，一直对该主变绝缘油进行色谱跟踪，数据显示 H2和部分烃类气体持续增长，具体油色谱试验数据见表2。由表2可知，对于异常数据，含量最多的特征气体为H2，占氢烃气体的87%以上，其次是CH4、CO、CO2，其中CH4占总烃气体的85% 以上，最后是 C2H6、C2H4，且 C2H6含量远大于 C2H4含量，无 C2H2。
2.2故障原因分析
为了对故障变压器开展针对性的检修，降低变压器检修工期对电网的影响，需对变压器故障原因进行分析，本次分析主要通过特征气体的种类和含量对故障类型进行分析。由已知的文献和资料可知，对于过热性故障，其特征气体主要是 CH4、C2H4，其次是 H2、C2H6。而该故障变压器油色谱分析结果却是H2占氢烃气体的 87% 以上，且仅含有微量C2H4。因此，可排除该变压器存在过热性故障。对于放电性故障，其中火花放电和电弧放电产生的特征气体中主要包含 C2H2，没有或有少量CH4，且一般C2H4含量大于CH4含量。但此变压器油色谱分析结果却恰恰相反，无C2H2，有大量CH4，且C2H4含量小于CH4含量。因此，可排除该变压器存在火花放电和电弧放电故障。而局部放电的特征气体含量则根据放电能量密度的不同而不同，一般烃总量不高，主要成份是H2，其次是 CH。H2占氢烃的 90% 以上，CH4占总烃90% 以上，能量增高也可能出现C2H2，但占总烃之比小于2%。該变压器的特征气体含量与之相似。由于变压器绝缘油受潮也会产生大量H2，因此试验人员对该变压器绝缘油的微水含量也进行了持续跟踪。可知，变压器的微水含量最高为10.1 mg/L，远低于相关标准规定的注意值25 mg/L。且现场多次观察未发现变压器有渗漏油现象，不存在因密封不良导致绝缘油受潮的可能。与此同时，本体绝缘油受潮一般H2含量变化较明显，但烃类气体含量基本不变，与该变压器的特征气体变化趋势不一致。因此，也可排除变压器绝缘油受潮。目前，只有局部放电产生的特征气体与油色谱试验数据基本相符，可初步分析变压器的故障为局部放电。与此同时，该变压器在检修前未发生局部放电，检修中曾使用高真空滤油机对排出的绝缘油进行了处理，而高真空滤油机对油中颗粒具有很好的过滤作用，在油处理完成后油中颗粒度含量很低。因此，也可以排除该变压器存在悬浮杂质放电。综上所述，初步判断该变压器油色谱数据超标是由于变压器内部油纸绝缘受潮导致局部放电，同时三比值法中CO2/CO<3也支持这一观点。鉴于该变压器在故障前曾进行高压A相套管更换，因此套管附件的绝缘纸受潮导致局部放电的可能性最大。
2.3故障处理
2018年10月3日，检修人员对该变压器进行了局部放电试验，试验结果显示高、中压侧局部放电量分别为738 pC和978 pC，大大高于相关规程要求的100 pC。该试验验证了故障分析结果，确定了该变压器内部存在局部放电现象。变压器内部存在局部放电故障严重威胁了设备的安全稳定运行。为消除安全隐患，检修人员进入变压器内部进行了检查。检查中发现高压A相套管升高座绝缘纸筒上存在放电痕迹，变压器内部其他部位未发现异常。随后，检修人员对存在问题的绝缘纸筒进行了更换，并在检修完成后再次进行局部放电试验，试验结果合格。2018年10月10日，该主变再次投入运行，在之后的色谱跟踪试验中，各相试验数据满足要求，标志着变压器故障得到彻底解决。
总之，本文根据油色谱分析的特征气体法对某变电站220 kV 变压器H2和烃类气体异常的原因进行了分析，判断故障原因是变压器内部油纸绝缘受潮导致局部放电，为故障处理提供了重要支撑，同时也证明油色谱分析试验是处理变压器故障一种十分可靠且有效的方法。
参考文献：
[1]董杰，马小林，王雅湉，雷玉，刘湘.变压器油中溶解气体色谱分析误差来源及解决方案的研究[J].中国资源综合利用，2020，38（07）：36-40.
关键词：变压器;溶解气体;色谱分析
1 色谱分析诊断故障的常用方法
1.1 油中溶解气体含量与注意值比较进行判断
变压器油中的溶解气体包括7个组分，分别为H2、CH4、C2H6（乙烷）、C2H4（乙烯）、C2H2（乙炔）、CO、CO2，总烃 （C1+C2） 为 CH4、C2H6、C2H4和 C2H2这4类气体之和。通过色谱分析检测特征气体的含量值，对照表1中 《导则》 规定的特征气体注意值，可初步判断变压器及内部设备有无潜在性故障。
1.2 根据故障点的产气速率判断
当出现色谱分析检测出的气体含量值超过表1注意值，但增长速率低，这种情况不能判定存在故障;或者低于注意值，但含量值增长迅速，这时也要引起重视，综合分析原因。要进一步确定是否故障及故障类别，可通过产气速率来判断。
1.3 特征气体法判断
通过变压器油产生的特征气体来判断变压器潜在性故障的性质更加的直接和明显。产生特征气体的故障一般可分为2类：过热和放电。过热故障可分为低温过热、中温过热和高温过热，这类故障的特征气体主要是CH4和 C2H4，一般二者之和占总烃体积分数的80%以上，CH4、C2H4和H2的比例随着故障点温度的升高而增大;放电故障可分为局部放电、火花放电和电弧放电，这类故障的特征气体主要是C2H2和H2，其次是C2H4和 CH4;值得注意的是，变压器内部进水受潮或油中气泡会导致H2含量单纯较高，导致变压器内部潜伏性的故障。
1.4 三比值法的运用
三比值法可以用作变压器内部故障类型判断的主要方法，但前提是，应先期运用产气速率法和特征气体法判断变压器内部可能存在潜在性故障。三比值法中对应的故障类型基本上都是具有代表性的，同时，在实际跟踪分析过程中，也会遇到不具有代表性的比值组合，或者多种故障影响下的多种比值的联合，例如，三比值为121表明可能为低能放电兼过热性故障;三比值为222则表明故障可能是先发生过热后发展为电弧放电兼过热，这时就要综合分析它的多重性和复杂性。
2 色谱分析诊断故障的应用实例
2.1故障背景
2018年8月24日，某变电站220 kV 变压器在油化试验中检测到其绝缘油内 H2含量超标，该变压器曾于2018年7月19日进行了高压A相套管更换，而投运前的相关电气试验及油化试验结果合格。在发现H2含量异常后，一直对该主变绝缘油进行色谱跟踪，数据显示 H2和部分烃类气体持续增长，具体油色谱试验数据见表2。由表2可知，对于异常数据，含量最多的特征气体为H2，占氢烃气体的87%以上，其次是CH4、CO、CO2，其中CH4占总烃气体的85% 以上，最后是 C2H6、C2H4，且 C2H6含量远大于 C2H4含量，无 C2H2。
2.2故障原因分析
为了对故障变压器开展针对性的检修，降低变压器检修工期对电网的影响，需对变压器故障原因进行分析，本次分析主要通过特征气体的种类和含量对故障类型进行分析。由已知的文献和资料可知，对于过热性故障，其特征气体主要是 CH4、C2H4，其次是 H2、C2H6。而该故障变压器油色谱分析结果却是H2占氢烃气体的 87% 以上，且仅含有微量C2H4。因此，可排除该变压器存在过热性故障。对于放电性故障，其中火花放电和电弧放电产生的特征气体中主要包含 C2H2，没有或有少量CH4，且一般C2H4含量大于CH4含量。但此变压器油色谱分析结果却恰恰相反，无C2H2，有大量CH4，且C2H4含量小于CH4含量。因此，可排除该变压器存在火花放电和电弧放电故障。而局部放电的特征气体含量则根据放电能量密度的不同而不同，一般烃总量不高，主要成份是H2，其次是 CH。H2占氢烃的 90% 以上，CH4占总烃90% 以上，能量增高也可能出现C2H2，但占总烃之比小于2%。該变压器的特征气体含量与之相似。由于变压器绝缘油受潮也会产生大量H2，因此试验人员对该变压器绝缘油的微水含量也进行了持续跟踪。可知，变压器的微水含量最高为10.1 mg/L，远低于相关标准规定的注意值25 mg/L。且现场多次观察未发现变压器有渗漏油现象，不存在因密封不良导致绝缘油受潮的可能。与此同时，本体绝缘油受潮一般H2含量变化较明显，但烃类气体含量基本不变，与该变压器的特征气体变化趋势不一致。因此，也可排除变压器绝缘油受潮。目前，只有局部放电产生的特征气体与油色谱试验数据基本相符，可初步分析变压器的故障为局部放电。与此同时，该变压器在检修前未发生局部放电，检修中曾使用高真空滤油机对排出的绝缘油进行了处理，而高真空滤油机对油中颗粒具有很好的过滤作用，在油处理完成后油中颗粒度含量很低。因此，也可以排除该变压器存在悬浮杂质放电。综上所述，初步判断该变压器油色谱数据超标是由于变压器内部油纸绝缘受潮导致局部放电，同时三比值法中CO2/CO<3也支持这一观点。鉴于该变压器在故障前曾进行高压A相套管更换，因此套管附件的绝缘纸受潮导致局部放电的可能性最大。
2.3故障处理
2018年10月3日，检修人员对该变压器进行了局部放电试验，试验结果显示高、中压侧局部放电量分别为738 pC和978 pC，大大高于相关规程要求的100 pC。该试验验证了故障分析结果，确定了该变压器内部存在局部放电现象。变压器内部存在局部放电故障严重威胁了设备的安全稳定运行。为消除安全隐患，检修人员进入变压器内部进行了检查。检查中发现高压A相套管升高座绝缘纸筒上存在放电痕迹，变压器内部其他部位未发现异常。随后，检修人员对存在问题的绝缘纸筒进行了更换，并在检修完成后再次进行局部放电试验，试验结果合格。2018年10月10日，该主变再次投入运行，在之后的色谱跟踪试验中，各相试验数据满足要求，标志着变压器故障得到彻底解决。
总之，本文根据油色谱分析的特征气体法对某变电站220 kV 变压器H2和烃类气体异常的原因进行了分析，判断故障原因是变压器内部油纸绝缘受潮导致局部放电，为故障处理提供了重要支撑，同时也证明油色谱分析试验是处理变压器故障一种十分可靠且有效的方法。
参考文献：
[1]董杰，马小林，王雅湉，雷玉，刘湘.变压器油中溶解气体色谱分析误差来源及解决方案的研究[J].中国资源综合利用，2020，38（07）：36-40.