4色谱分析技术在变压器潜伏性故障诊断中的应用

全国火电600MW机组技术协作会第十三届年会论文集电气306色谱分析技术在变压器潜伏性故障诊断中的应用陈彦（华能伊敏发电厂内蒙古伊敏河021130）【摘要】文中阐述了采用色谱分析技术判断变压器内部故障的过程。在确定变压器内部是否存在故障的基础上，列举了采用色谱分析技术判断变压器内部存在故障的判断方法，并用伊敏发电厂在过去十多年来发生的工程实例加以阐述说明。【关键词】充油电气设备色谱分析故障诊断产气速率0引言利用气相色谱法监测充油电气设备内部的潜伏性故障及故障的发展趋势，是一种行之有效的监督手段，早已在电力系统得到了高度重视和广泛应用。由于变压器油中溶解气体是由很多原因影响产生的，因此，判断一台变压器是否存在潜伏性故障时，一定要把特征气体浓度与变压器的运行状况、电气试验结果等综合起来分析，以获得正确可靠的判断结论。下面仅对如何诊断充油电气设备内部故障谈谈本人的一点体会。1故障分析的机理充油电气设备内部的故障诊断，主要是利用色谱分析技术对绝缘油中有代表性的七种溶解气体（H2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2、CO、CO2）进行分析。当电力设备内部发生过热性故障、放电性故障或受潮情况时,这些气体的产量会迅速增加，我们通过对其进行分析，判断是什么类型的故障，进而判断出故障的大致部位。值得指出的是，在识别设备内部是否存在故障时，注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度未达到注意值而产气速率增涨过快时，就应进行追踪分析并查明原因；对330KV及以上电抗器，当出现痕量（小于1ul/L）乙炔时也应引起注意；但判断不致于危及绕组和铁心安全时，可在超过注意值较大情况下运行。2故障类型的判断按照部颁《导则》，定期对设备进行检测。在充分掌握设备油中气体多次准确的色谱分析数据的基础上，根据故障判断的步骤，首先判明有无故障。常用的方法是“三查”，即查对注意值，考查产气速率和调查设备状况。根据“三查”情况，进行综合分析，最后作出判定有无故障的结论。在诊断变压器等充油设备内部的确存在潜伏性故障后，应综合从以下几个方面考虑，做出准确判断变压器的故障类型。全国火电600MW机组技术协作会第十三届年会论文集电气3072.1按油中可燃性气体含量判断绝缘油主要是由高分子碳、氢化合物组成，当油温过热或遇到放电故障时，这些有机物就会根据能量的高低分解成不同种类的低分子烃类气体（如烷烃、烯烃和炔烃）和氢气，能量越高，生成不饱和烃类（如乙炔）的倾向越大，故障也越严重。例如：我厂500KV乙线电抗器A相氢气含量从2007年6月29日开始突然增长较快（如表1），考察其产气速率350%/月，可以判断不是设备受潮引起的，就是设备内部存在机械位移或螺丝松动等可能引起机械放电现象。根据我们的检测结果建议检修对该设备进行真空滤油处理。表1乙线电抗器A相色谱检测结果（ul/L）组分日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO2总烃07.6.1536115.21.02.50204164718.707.6.2251920.41.04.00276191025.407.6.2756826.52.16.90323215335.507.6.2970630.91.96.70309222439.507.7.10191773.22.314.70.4377253290.207.7.13207385.62.617.403772637105.607.7.23291.51.32.50.361295.607.7.2822214.71.93.80.24840420.607.8.371532.82.38.406360543.507.8.586445.52.89.807671258.107.8.81582784.119.60.310710349807.8.131698763.115.60.29888995.107.8.232437115.53.522.60.21231176141.807.9.13155165.63.632.50.3129132320207.9.18174629.3035047557.3表中2007年7月23日数值是检修人员对设备内绝缘油进行真空压力滤油后色谱分析结果。设备重新投入运行不久氢气又迅速增长，产气速率达312.6%/月,且甲烷含量亦有要超标趋势,于是9月中旬检修人员又对该设备进一步处理，这次对电抗器内油进行热喷淋处理，以驱除潮气。再次带电后，通过跟踪检测表明效果较好，证明此设备是受潮引起。原因之一可能是设备出厂时内部吸附了潮气，投运后便分解出大量氢气；另外夏季空气潮湿，也有可能因设备密封不严而受潮。据统计，很多充油电气设备在投运初期氢气含量都较高，一两年后则基本稳定下来，这很可能与制造工艺或所用绝缘材料等设备本身的初始状态有关。所以有人建议在设备投运初期可将氢气含量标准适当放宽。2.2特征气体判断充油电气设备内部的绝缘油和有机绝缘材料，在正常运行情况下，通过电和热的作用，也会逐渐劣化和分解，产生少量的特征气体，这些气体可反映故障点周围油、纸等绝缘的热分解本质。气体特征随着故障类型、故障能量不同而不同。因此，特征气体判断对故障性质有较强的针对性，亦全国火电600MW机组技术协作会第十三届年会论文集电气308比较直观方便。例如：我厂在2008年6月份进行定检时发现#2高厂变，总烃、氢气、甲烷含量较上次均有明显的增高，并均超过其注意值，我们了解到此变压器没有检修，仅在近期对其内部油进行了真空滤油处理，从乙炔大于5PPm，但未构成总烃的主要成分这一点来看，其故障类型属于严重过热性故障；原因可能是穿芯螺丝松动短接、绝缘损坏等导致出现铁芯环流引起的故障。跟踪分析总烃仍有上涨的趋势，我们建议运行人员加强监视的同时，希望检修尽快查明原因进行处理。在此高厂变空载运行一段时间后总烃仍有上涨的趋势（其监测数据如表2所示），于是我们建议厂部对其进行停运后解体检查，发现是穿芯螺丝松动脱落引起的。经过处理滤油后投入运行未见异常。表2#2高厂变色谱分析结果（ul/L）组分日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO2总烃08.5.1900.20.900111531608.6.107994.2156.527.21.436389279.208.6.1163102.3159.327.71.332377290.708.6.1793109.778.932.31.659582322.608.6.30242421.2735.680.759.2686171296.708.7.149138311011219190924169608.7.2550419.7738.484.950.8948281293.808.7.3571678.21145.6125.280.81038712029.708.7.4523631.81120126.776938451955.108.7.55166161070121.472.5948951880.108.7.6531661.61074.1120.970.9998901927.608.7.10541683.11149.5135.675.8137995204408.7.125457271268.4154.981.714310802231.9实践证明，采用特征气体法结合可燃性气体含量法，可作出对故障性质的判断，但是要对故障性质作进一步探讨，预估故障源的温度范围等，还必须结合各组分的比值法进行。目前我们常采用的是IEC三比值法。2.3三比值法判断部颁《导则》采用IEC提出的特征气体的三比值法作为判断变压器等充油电气设备故障类型的主要方法。由表2中的试验数据可以看出：变压器内部溶解气体含量超出注意值，说明其内部存在故障，这样我们就可以利用三比值法来判断其故障类型。首先计算C2H2/C2H4=0.08≈0、CH4/H2=1.2≈2、C2H4/C2H6=9≈2的比值，从结果022查表为属于高于700℃的高温范围热故障。2.4故障气体产气速率判断绝对产气速率和相对产气速率是准确判断故障存在的重要环节，产气速率很大程度上依赖于设备类型、负荷情况、故障类型和所有绝缘材料的体积及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。例如：我厂#1主变C相在2009年1月份进行定检时发现总烃含量较上次明显增高，并接近注意全国火电600MW机组技术协作会第十三届年会论文集电气309值，分析其故障类型，属于油过热。于是我们进行了跟踪分析，结果发现不仅总烃超标，而且产气速率也很快，计算其总烃的绝对产气速率为：410.4ml/d；可以看到，总烃的绝对产气速率远远大于其注意值，据此我们建议厂里尽快查明原因，采取有效措施加以解决。经检查，发现此变压器铁芯夹件曾存在问题，在以往的检修中未经过吊芯处理，因此其每隔一定时间就会出现此现象。由表3可见1月份总烃产气速率未增加，于是我们对其加强跟踪等待机组检修时对其彻底处理。表3#1主变C相色谱检测结果（ul/L）组分日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO2总烃08.12.22832.320.110.50677210162.909.1.203974.159.221.70.27172136155.209.1.215078.164.825.00.68702352168.509.1.224777.963.623.80.28722302165.509.1.234168.957.521.30.2786213314809.1.24477562.222.80.48812296160.409.1.265380.97123.01.17992169176.109.1.274979.573.724.41.27972124178.809.1.284776.272.424.01.18092260173.709.1.295286.575.124.21.28282194187.009.1.306484.772.624.01.48192140182.70.9.1.316884.072.824.21.37842158182.309.2.15987.074.324.01.28342171186.509.2.35885.272.523.81.27912125182.7由此可见，各种特征气体含量的绝对值固然重要，但更重要的是进行产气速率的考察和追逐分析，同时结合设备运行及检修等实际情况，才能全面准确地判断设备故障的现状、程度及起因，以便采取相应的解决措施。3综合分析与判断实践证明：油中气体分析对运行设备内部早期故障的诊断虽然灵敏，但由于这一方法的技术特点，使它在故障的诊断上有不足之处，例如对故障的准确部位无法确定；对涉及具有同一气体特征的不同故障类型（如局部放电与进水受潮）的故障易于误判。因此在判断故障时，必须结合电气试验，油质分析以及设备运行、检修等情况进行综合分析，对故障的部位、原因，绝缘或部件的损坏程度等作出准确的判断，从而制定出适当的处理措施。另外，在监视故障过程中，应仔细观察负荷、油温的变化，本体及辅助设备的响声及其震动等的变化以及外壳有无局部发热；当气体继电器或其他保护发生动作时，应查看设备的防爆膜是否破裂，是否有喷油、漏油、油箱变形、异常震动和放电迹象以及辅助设备有无异常等。4色谱法判断故障的不足之处与发展方向全国火电600MW机组技术协作会第十三届年会论文集电气310虽然对充油电气设备进行气相色谱分析，不仅能发现设备内部的潜伏性故障，还能预测故障的发展趋势，使我们能及早地采取防范措施，但还应清楚由于色谱分析方法的技术特点，使它在故障的诊断上存在着不足之处，在判断故障时还必须结合电气试验、油质分析、以及设备运行、检修等情况进行综合分析，最终才能得出正确的结论。为了更好地保证用油电气设备安全运行，将色谱分析技术引入运行现场变压器进行色谱“在线”分析，解决试验室分析的诸多弊端，已经成为试验室色谱分析技术的新的发展趋势。5结束语以上主要对色谱分析过程中如何判断故障类型进行了分析与探讨，可以看到要对色谱结果进行正确的分析，考虑各种因素对色谱结果所带来的影响是十分必要的，只有如此，才能准确地判断设备有无故障、故障的类型、严重