絕緣油中溶解氣體分析在電氣設備故障診斷中的應用

曹 兵 ，劉 為 ，薛曉敏 ，劉 罡 ，賈銘箴

（1.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006；2.國網遼寧省電力有限公司檢修分公司，遼寧 沈陽110003；3.遼寧省送變電工程有限公司,遼寧 沈陽 110021)

0 引言

絕緣油中溶解氣體分析是充油電氣設備重要的試驗項目，其最終目的是進行設備運行狀態的評價，確定設備有無潛伏性故障以及故障的原因，用以制定合理的維護措施，保證輸變電設備和電網的安全穩定運行。

設備正常運行時，其內部的絕緣油和有機絕緣材料在熱和電的作用下，會逐漸老化分解，產生少量的低分子烴類氣體及CO，CO2氣體，在出現熱和電故障的情況下，也會產生這些氣體。這兩種來源的氣體在技術上無法加以區分，而且氣體濃度與設備負荷、溫度、油中的含水量、油的保護系統以及取樣方法和檢測手段等許多因素都有關系［1］。因此，在判斷設備是否存在故障，以及其故障的嚴重程度時都要根據設備運行的歷史狀況、設備的結構特點和外部環境等因素等進行綜合分析判斷，避免出現誤判斷的情況。

1 油浸式電氣設備潛伏性故障的診斷分析

1.1 變壓器過熱性故障的診斷分析

某500 kV變電站1號主變壓器型號為DFPS-250000／500，冷卻方式為強油風冷。針對其C相進行抽查。

1.1.1 絕緣油運行情況調查

在2017年4月17日色譜月監視分析中發現絕緣油中C2H2體積分數由原來的0突然增至23.67 μL／L，總烴體積分數由原來的22.19μL／L增至 669.97 μL／L（見表1），H2體積分數增加也很快。高壓絕緣試驗合格；油介質損耗因數、體積電阻率、擊穿電壓、閃點、酸值和水分等的試驗結果均合格。

表1 色譜試驗結果 μL／L

1.1.2 絕緣油中氣體分析結果判斷

有無故障判定，從多次色譜試驗結果可看出，總烴含量很高，CH4和C2H4為主要成分，C2H2體積分數大于 5 μL／L，高達 3.77%，H2含量也較高。 因此，用特征氣體法判斷，該變壓器可能存在嚴重過熱性故障。對故障產氣速率進行分析如下。

相對產氣速率為

式中：γr為相對產氣速率，%／月；Ci1為第1次取樣測得油中C2H2氣體體積分數，μL／L；Ci2第2次取樣測得油中 C2H2氣體體積分數，μL／L；Δt為兩次取樣時間間隔中的實際運行時間，月。

絕對產氣速率為

式中：γa為絕對產氣速率，mL／d；Ci1為第 1 次取樣測得油中組分 i氣體體積分數，μL／L；Ci2為第 2次取樣測得油中組分 i氣體體積分數，μL／L；Δt為兩次取樣時間間隔中的實際運行時間，d；m為設備總油質量，t；ρ為油的密度，t／m3。

特征氣體為C2H2，有

針對C2H2絕對產氣速率和相對產氣速率遠遠大于注意值，有理由認為該設備異常。

1.1.3 故障類型和狀況診斷

1）按改良三比值法［2］判斷。

φ（C2H2） ／φ（C2H4）=30.46／502.96=0.06＜0.1，該值記為0；

φ（CH4）／φ（H2）=231.28／139=1.66＞1，該值記為 2；

φ（C2H4）／φ（C2H6）=502.96／42.77=11.76＞3，該值記為2。

比值組合為“022”，得出此臺變壓器故障性質為高于700℃高溫范圍的熱故障。這與用特征氣體法判斷結果相符。

2）CO，CO2含量增長不大，過熱點有可能不涉及固體絕緣。用經驗公式計算

計算熱點溫度為869.67℃，與三比值法相符。

1.1.4 診斷結論與處理情況

經診斷該設備內部溫度高于800℃，屬于嚴重過熱故障，立即停止運行。

經論證分析，決定將1號主變壓器C相退出系統運行，由1號主變壓器B相替代運行。

現場分析一致認為1號主變壓器C相本體油總烴中CH4和C2H4含量高，二者之和超過總烴的80%，C2H4含量遞增，所占比例過大，CO，CO2含量基本未變。因此判斷出該變壓器為不涉及固體絕緣的裸金屬過熱性故障。決定于2017年4月26日對該設備進行排油內部檢查，檢查中發現本體油中有許多焊渣和油漆漆皮等雜質，這些雜質在高場強作用下產生懸浮放電造成油中乙炔氣體成分升高。對本體絕緣油進行真空過濾處理后，油中仍有少量乙炔，繼續監視。

1.2 設備高能量放電故障的診斷分析

2016年4月2日，針對某變電站220 kV 1號線電流互感器C相（LB1—220W2）定期試驗中，發現油中H2和總烴含量遠遠高于注意值。

1.2.1 油中氣體成分分析結果判斷

1）特征氣體法。

油中 H2體積分數高達 28 481 μL／L， 總烴為962.15 μL／L，C2H2為 3.67 μL／L（見表 2）。 從試驗結果分析，氫組分最多（占氫烴總量的96.7%），其次是CH4，且出現了 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。

比值組合為“110”，屬于電弧放電。

3）電氣試驗。

高壓試驗發現介損值超標。

1.2.2 采取措施

該設備退出運行，立即更換，確保系統安全運行。

1.2.3 故障點檢查和處理

2016年4月2日，互感器返廠解體檢查，分析其H2和C2H2突增是一次繞組氧化層、膨脹器除氫不好、熱鍍鋅油箱清理不徹底及油中存在的氣泡等諸多因素所致。

1.3 設備局部放電故障的診斷分析

某變電站66 kV 1號電抗器電流互感器A，C相（LVB—66W3），在交接試驗中發現兩臺電流互感器油中氫氣體積分數分別是 61 μL／L 和 46 μL／L（見表3 與表 4），超過或接近 H2交接驗收值（50 μL／L），油中其他各項指標均合格。廠家人員對互感器現場充氮后，設備投入運行。2016年5月12日停電，對兩臺設備進行定期試驗，發現A相油中H2體積分數高達 26 928 μL／L，總烴 2 507.66 μL／L；C 相油中 H2體積分數高達 28 155 μL／L，總烴 2 177 μL／L。 從試驗結果分析，氫組分最多（A相占氫烴總量的91.48%，C相占氫烴總量的92.82%），其次是CH4，三比值編碼為“010”。用特征氣體法和三比值法初步判斷該兩臺設備可能存在局部放電性故障。廠家人員進行了充氮處理后，氫組分和總烴體積分數仍然很高，立即更換該設備。

高壓試驗介損值不合格。互感器油中微水含量正常，油質分析其他項目均未見異常。

表2 色譜試驗結果 μL／L

表3 A相電流互感器色譜試驗結果 μL／L

表4 C相電流互感器色譜試驗結果 μL／L

經過分析，造成這兩臺66 kV電流互感器油中H2和CH4氣體突增的原因是儲油罐中涂刷不合格的油漆，在油漆未干的情況下充滿絕緣油，兩者發生化學反應，釋放出大量的氫氣，在強電場作用下產生大量氣泡，絕緣油中的氣泡發生局部放電。在絕緣紙層中間生成X—蠟沉積，造成介損增加。

2 電氣設備故障診斷的技術要求

上述油浸式電氣設備的潛伏性故障是通過油中溶解氣體分析發現的，在色譜分析和變壓器故障判斷過程中，必須細致認真地分析氣體的真正來源，一方面避免由于潛伏性故障未及時有效診斷而造成設備故障發展，甚至造成設備損壞；另一方面避免由于誤判斷而使設備無故障停電檢修，造成經濟損失。因此進行色譜分析和故障診斷時，必須做到：

1）分析人員必須了解設備結構，尤其應對設備的設計和制造缺陷進行了解，很多設備的故障往往在存在缺陷的部位發生。

2）了解設備關鍵部件的材質，所使用絕緣漆的性質和涂漆工藝。

3）在故障判斷時，應對設備的安裝、運行和檢修經歷進行查詢。如：設備的密封方式；設備在運輸和儲存期間的保護方式；設備在安裝時的油處理方式；設備運行期間的油溫、電壓、負荷；注油方式和熱油循環后的油質檢驗結果；安裝或檢修中帶油補焊；設備在局放試驗和耐壓試驗時是否出現異常；設備歷次色譜分析數據等。

4）當變壓器本體絕緣油中溶解氣體出現異常時，應對套管、潛油泵、分接開關等附屬設備中油取樣進行分析，并與本體油分析結果進行比對，以判斷本體油中氣體來源。

5）將油質分析結果與電氣試驗結果結合起來進行診斷。

6）用改良三比值法進行故障判斷時，應注意特殊編碼組合的判斷。

7）可以參考使用熱點溫度、故障點面積、故障性質以及特征氣體產氣速率等經驗公式估算故障的性質和嚴重程度。

8）電氣和化學專業人員應與設備廠家密切配合，共同完成故障分析工作。

3 結語

絕緣油中溶解氣體分析對于油浸式電氣設備的故障診斷有著較高的靈敏性。但是，由于絕緣油中溶解氣體的來源較復雜，電氣設備的結構和制造工藝等因素有時會使油中特征氣體偏離統計結果。因此，在判斷電氣設備故障時應結合油質試驗、電氣試驗和設備安裝、維修等情況進行綜合分析，才能正確診斷出設備故障。由此可見，絕緣油中溶解氣體分析在電氣設備故障診斷上的應用具有重要的現實意義。