油色谱诊断干式变压器主要缺陷及故障原因
:370胡华少皮先戈
(湖北华电青山热电有限公司生产技术部，湖北华电青山热电有限公司电气分公司，
湖北省武汉市青山区苏家湾430082)
【摘要】在实际工作中，通过干式变压器油色谱跟踪分析，结合高压试验和运行工况的状态诊断方法，可以准确判断主变压器故障，进一步确定故障位置，分析故障原因，使维护工作有针对性。
关键词：干式变压器，色谱分析，诊断，过热故障
0前言
目前油浸干式变压器多采用油纸组合绝缘。干式变压器发生潜在故障时，油纸会被热量分解，产生烃类气体。不同化学键结构的烃类热稳定性不同，因此绝缘油随着故障点温度的升高，依次裂解成烷烃、烯烃和炔烃。每种烃类气体的较大产气率都有一个特定的温度范围，因此绝缘油在不同的断层性质下产生不同成分和含量的烃类气体。因此，干式变压器油中溶解气体的色谱分析可以尽早发现充油电气设备的潜在故障，进而提出相应的反事故措施。是监督和保证设备安全运行的重要手段，如是否能继续运行，连续运行期间的技术安全措施和监控手段，或是否需要内部检查和修理等。
干式变压器发生故障时，绝缘油被裂解产生气体，只有油中气体饱和时才能从气体继电器中反映出来。利用色谱分析判断干式变压器内部故障，可以直接分析绝缘油中各特征气体的浓度，判断干式变压器是否有故障。由于气体扩散，故障干式变压器不同部位绝缘油的特征气体浓度不同。基于气体扩散原理，从故障干式变压器的关键部位采集油样，分析各采样点的气体浓度，判断干式变压器内部故障部位。
色谱故障诊断的常用方法
1.1根据油中溶解气体含量的特征分析数据和注意值对比来判断
特征气体主要包括总烃(C1 ~ C2)、C2H2、H2、CO、CO2等。干式变压器在不同故障下产生的气体具有不同的特性。根据绝缘油的气相色谱测量结果，可以初步判断干式变压器等设备的产气特性和特征气体的注意值、故障的存在和故障的性质。
1.2根据故障点的产气率
由于某些原因，某些设备的气体含量超过了注意值，无法判断故障；虽然有些设备低于关注值，但如果内容增长较快，也要注意。产气率更直接、更明显地反映断层的存在、严重程度和发展趋势，可以进一步确定断层的存在和性质。它包括绝对产气率和相对产气率，绝对产气率必须用来判断干式变压器的故障。
1.3三比值法判断
只有根据各特征气体含量或产气率的关注值来判断可能的故障时，才能用三比值法来判断故障类型。部级《导则》采用IEC提出的特征气体比三比值法作为判断干式变压器等充油电气设备故障类型的主要方法。在这种方法中，每个故障对应的一组比值是典型的，对于多个故障的联合作用，可能找不到对应的比值组合。这时候就要对这种非典型的比率组合进行分析，从中可以得到断层的复杂性和多重性的启示。例如，121或122的三倍比率可解释为放电和过热。 #p#分页标题#e#
1.4故障严重程度和发展趋势的判断
在确定设备故障的存在和类型的基础上，
我公司的#8主变压器(SFP 3-240000/220)由沈阳干式变压器厂于1981年5月生产，并于1985年2月投入运行。1995年随机组大修后，基本不重载运行，已用于220KV系统中性点切换。2004年新建#11锅炉，#11机组扩容，#8主变改造为散热器容量。2004年9月1日，随机投入带负荷运行。从历史测试数据来看，自2001年以来，乙炔逐渐出现，总烃含量逐渐增加(分析数据见表1)。2001年6月13日，干式变压器油经过过滤脱气，该数据作为背景值。2001年12月13日采样分析，氢气、乙炔、总烃含量严重超标。
(1)用三比值法推断：
C2H2/C2H4=41.79/591.51=0.07代码0
CH4 ∕ H2=221.88 ∕ 119.84=1.85代码2
C2H4 ∕ C2H6=591.51 ∕ 51.65=11.45代码2
700以上。根据三比与温度的关系，故障温度为：
t=322lg(c2h4∕c2h6)+525=322lg(591.51∕51.65)+525=866
表1 # 8主变压器色谱分析测试结果(1)单位：ppm
时间
氘
哥伦比亚
二氧化碳（carbondioxide）
CH4
C2H4
C2H6
C2H2
总烃
注意
2000/10/31
24
1091
17320
18
0
13
0
31
2001/03/01
40.39
217.22
3908
/p>35.96
79.42
6.36
6.94
128.68
乙炔超注意值
2001/04/17
292.47
321.64
5454
324.85
873.26
74.28
96.84
1369.23
乙炔、总烃、氢气超注意值
2001/06/13
12.25
826.74
16889
15.78
13.99
3.88
0
33.65
2001/12/13
119.84
818.88
19491
221.88
591.51
51.65
41.79
906.83
乙炔、总烃超注意值
2001/12/24
199.96
17.78
106.40
0.83
0
0
0
0.83
氢气超注意值
2002/12/28
13.4
71.4
1932
21.3
4.0
53.2
0
78.5
2002/01/18
23.6
140
2796
31
6.2
67.9
4.9
110
2002/02/28
40.4
217
3908
36
6.4
79.4
6.9
97.6
乙炔超注意值
2002/04/22
160.71
234.40
3575
248.45
655.35
55.66
32.92
992.38
乙炔、总烃、氢气超注意值
2002/04/25
208.79
256.86
3561
255.88
654.61
55.72
30.56
996.77
乙炔、总烃、氢气超注意值
2002/05/14
179.40
318.82
4365.48
281.04
725.00
62.12
31.51
1099.67
乙炔、总烃、氢气超注意值
#p#分页标题#e#2002/05/30
210.76
297.05
4194.03
343.22
913.47
79.35
40.05
1376.09
乙炔、总烃、氢气超注意值
2002/06/20
238.27
407.48
5753.73
399.08
1214.13
106.07
68.46
1787.74
乙炔、总烃、氢气超注意值
2002/07/31
227.96
474.46
5955.23
401.03
1090.22
95.99
37.01
1624.25
2002年6月25日—7月30更换4潜油泵。乙炔、总烃、氢气超注意值
2002/11/05
220.22
446.20
6228.28
352.67
994.67
92.76
26.22
1466.32
乙炔、总烃、氢气超注意值
2002/11/20
7.0
17.0
193.0
12.7
23.6
88.9
0.9
126.1
对干式变压器油进行处理后
2002/12/10
36.02
64.32
764.45
55.53
121.15
10.03
4.49
191.2
总烃超注意值
2003/01/16
38.05
100.41
962.55
74.38
151.76
12.57
4.76
169.09
总烃超注意值
2003/02/21
40.61
117.79
1011.30
77.31
158.16
12.71
5.34
253.52
乙炔、总烃超注意值
2003/04/10
38.47
143.74
1236.94
83.01
167.91
13.73
4.87
269.52
总烃超注意值
2003/05/14
41.03
234.98
1946.03
77.81
176.33
14.57
4.62
273.33
总烃超注意值
2003/12/3
42.1
330
3159
66.1
139
12
0
217
总烃超注意值
（2）绝对产气速率
已知油重量37.2吨，＃8主变从6月13日运行到12月13日共有183天，4392小时。
乙炔：γa＝(Ci,2-Ci,1)／Δt?m／ρ＝41.79×37.2÷（183×0.895）＝9.49ml/d
总烃：198.3mL/d
（3）相对产气速率
γr()＝(Ci,2-Ci,1)／Ci,1×1/Δt×100＝（906.83－33.65）×100÷（33.65×6.1）
＝425／月
从上述分析可得出以下结论：＃8主变乙炔的产气速率超标，总烃的相对产气速率超标42倍；故障温度为866℃，证实确实存在故障源，并且是高温故障，与三比值法的判断结果一致。因此，判断出＃8主变有过热放电现象，并且有可能涉及到绝缘问题。
表2#8主变色谱分析试验结果（2）单位：ppm
时间
H2
CO
CO2
CH4
C2H4
C2H6
C2H2
总烃
备注
2004/10/13
34.5
77.0
650
51.1
101
8.7
6.3
168
乙炔、总烃超注意值
2004/11/1
63
75
760
55.9
115
9.7
6.7
187
乙炔、总烃超注意值
2004/11/08
127
88
875
106
228
20.3
14.3
369
停#1、7潜油泵。
乙炔、总烃超注意值
2004/11/10
198
98
1009
197
432#p#分页标题#e#
38.1
22.7
690
停#2、6潜油泵。
乙炔、总烃、氢气超注意值
2004/11/12
169
113
997
182
414
35.6
21.5
653
停#3、5潜油泵。
乙炔、总烃、氢气超注意值
2004/11/15
165
77
889
178
394
32.9
19.3
624
停#2、6潜油泵。
乙炔、总烃、氢气超注意值
2004/12/03
243
109
1205
284
652
58.2
33.0
1027
送中试化验。
乙炔、总烃、氢气超注意值
2004/12/27
233
85.4
928
284
626
52.9
27.9
990
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/01/12
54.5
4.3
106
3.3
18.5
2.6
0.68
25
过滤处理。
2005/03/07
41.5
12.4
196
79.5
161
14.4
10.2
265
乙炔、总烃超注意值
2005/03/16
43.8
16.3
217
76.5
152
13.1
9.8
251
乙炔、总烃超注意值
2005/04/05
700
102
17.6
122
149
7.4
263
541.4
机组启动后，油喷出。
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/04/11
343
16.7
418
4.1
23.7
2.0
24
53.2
油处理后。氢气超注意值
2005/04/18
35
14.6
237
66.7
157
12.8
54.5
291
投运6天后。
乙炔、总烃超注意值
2005/04/26
27.6
18.9
301
59.4
149
12.8
50.4
272
乙炔、总烃超注意值
2005/05/09
64
52.3
707
65.9
160
12.0
50.0
287
乙炔、总烃超注意值
2005/05/23
52.4
2.6
0
1.6
0
0
0
1.6
脱气后分析。
2005/06/07
6.9
32.7
434
10.8
21.4
1.8
3.1
37.0
2005/06/24
12.2
74.2
1073
12.4
25.7
2.1
3.45
43.6
2005/07/04
17.1
96.5
1539
16.2
35.4
3.0
3.9
58.5
2004年#8主变大修,更换油枕、散热器并对油处理分析合格。10月13日后启动运行48小时后取油样进行油色谱分析试验时，发现油中总烃、乙炔含量超过电力行业电力设备预防性试验规程注意值150、5ppm的规定，达到168、6.3ppm（分析数据见表2）。
根据“三比值”法判断故障性质：
C2H2∕C2H4＝6.3∕101＝0.06编码0
CH4∕H2＝51.1∕34.5＝1.48编码2
C2H4∕C2H6＝101∕8.7＝11.61编码2
为高于700℃高温范围的热故障，根据三比值与温度的关系，可得出故障温度：
T＝322×lg(C2H4∕C2H6)＋525＝322×lg(101∕8.7)＋525＝868℃
为了查找原因，分别停运潜油泵，跟踪分析。2005年元月12日#8主变油经过滤处理后分析结果正常；3月7日，投运14天后取样分析，总烃、乙炔含量超过注意值，且气体增长速度较快；4月5日，#11机组启动后，#8主变油喷出，取油样分析，氢气、乙炔、总烃含量大大超过注意值，“三比值”为1、0、2，判断为高能量放电；4月11日，#8主变检修，油处理后化验分析：闪点——157℃，正常；酸值——0.007，合格；微水——10ppm，合格；介损——0.016，合格；耐压——62.6KV，合格；色谱分析——氢气和乙炔超过注意值。#p#分页标题#e#
2.2#10主变故障
10#主变（SFP９-36000/220）系保定干式变压器厂95年5月生产．
表3#10主变油色谱分析试验结果单位：ppm
时间
H2
CO
CO2
CH4
C2H4
C2H6
C2H2
总烃
备注
2005/05/20
682
446
2069
2323
2524
784
5.3
5636
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/05/23
886
415
2157
3057
3344
1055
6.7
7462
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/05/23
——
5335
2086
16983
5428
580
48.7
23039
取继电器气体
2005/05/26
1230
466
2521
3978
4288
1322
9.9
9598
取主变高压套管A相
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/05/26
1248
479
2570
4001
4306
1330
9.8
9648
取主变高压套管B相
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/05/26
4026
483
2933
8179
11223
3729
24.6
23156
取主变高压套管C相
乙炔、总烃、氢气超注意值
2005/5/30
3.8
6.4
95.8
19.6
95.7
53.6
0
169
脱气后分析
2005/06/07
8.5
25.3
411
50.6
114
52.7
0.5
218
总烃超注意值
2005/06/24
11.6
51.5
806
72.9
151
65.3
0.57
290
总烃超注意值
2005/07/04
12.8
64.6
979
133
260
111
0.86
505
总烃超注意值
5月20日取#10主变油样分析化验，氢气、乙炔含量超过GB7252—2001标准，根据IEC三比值法，判断为高温过热故障。
5月22、23日发生轻瓦斯保护动作故障。取油样分析氢气含量严重超标，干式变压器油中放电，高温过热，热点温度高于1000℃以上，故障点有明显放电痕迹。5月26日，为获得更准确的数据依据，以便准备判断故障部位，先先针对干式变压器高压侧套管升高座内部取油样进行化学色谱分析，结果C相的总烃、氢气、乙炔浓度明显高于本体及A、B相，初步判断故障点在高压套管内部。
3大修检查及故障处理
3.1#8主变故障检查及处理
该干式变压器从2001年12月开始发现油样内气体含量超标(见油样试验报告)，但电气高压试验数据均合格，经多次滤油脱气未解决问题。
2001年12月24日，＃8干式变压器检修、真空滤油脱气完毕，从2001年12月24日、2001年12月28日、的分析数据可以看出油中溶解气体的含量明显降低，但从2002年1月18日至2002年6月20日我们发现故障气体的含量迅速增加，从2002年6月20日的数据利用三比值法可以得出该故障仍为高温过热，检查发现该干式变压器的潜油泵可能有问题，2002年7月31日开始更换潜油泵，2002年11月4日，＃8主变潜油泵全部更换完毕。2002年11月20日，＃8主变停运，滤油脱气后取样做色谱，各项指标均正常。2002年12月10日，总烃、乙炔含量接近注意值。从2003年开始，可以发现，除一氧化碳、二氧化碳的含量增长较快外，其余各项指标变化较小。其中CO2∕CO的各次比值均大于7，说明设备的固体绝缘有老化的现象。#p#分页标题#e#
2004年2月吊罩大修检查，芯体内未发现异常情况，大修试验各项数据合格。咨询厂家技术人员，表明该种干式变压器使用年限长，存在绝缘老化现象；而且芯体结构不合理，内此种结构干式变压器仅此一台。
2004年9月投运以后，#8主干式变压器油样分析结果一直不合格，经多种手段在体外处理无法排除，怀疑铁芯有多点接地现象。2005年3月23日，对干式变压器进行针对性吊罩检查，发现一根油流继电器挡板钢丝，测量铁芯对地绝缘4000MΩ。
2005年4月5日，#8干式变压器非电量保护：重瓦斯、轻瓦期、主变压力释放及连跳FMK开关动作，发电机灭磁开关跳闸,现场#8主变压力释放阀动作喷油。吊罩检查发现：低压侧B相引出线一分支先端软连接片与另一分支尾端过渡板间绝缘被击穿放电，导致喷油。
3.2＃10主变故障检查及处理
经吊管后检查发现C相套管均压铜管导线烧断，同时检查出A、B相靠干式变压器侧接头脱焊。对缺陷进行处理：均压线由锡焊改为铜焊，大大增强焊接强度；高压侧引线重新缠绕油浸绝缘皱纹纸及白纱带，加固绝缘强度。干式变压器内近40吨油也进行滤油、真空脱气雾化处理。＃10主变投运后，检查各部温度正常，瓦斯继电器无气体溢出。
4故障原因分析
（1）＃8主变设计不合理，属先天不足。
（2）＃10干式变压器高压出线部位带有出线屏蔽筒，绝缘结构为维多曼绝缘结构，屏蔽筒内侧焊有一根同电位导线。同电位导线应与干式变压器线圈出线部位的连接片联接，起到屏蔽筒与引线同电位的作用。同电位导线的工艺要求应焊接牢固，焊接面平整、光滑，所选用三相导线应粗细、截面相同。另需在外部加包绝缘，这样才能符合干式变压器对此的工艺要求。同电位导线焊接为锡焊，此种焊接只能用于干式变压器的二次部位，如：CT出线接线板焊接等。此台干式变压器三相同电位导线均采用锡焊（此为假焊），在干式变压器满负荷运行的情况下，锡焊不能承受高温，造成焊接点脱落。此台干式变压器三相同电位导线所选用的导线，在粗细、截面上均不相同。且焊接表面没有达到平整、光滑、牢固的工艺要求（手轻拉即断）。干式变压器三相同电位导线外部应包绝缘，而此台干式变压器的导线均未加包绝缘，仅单绕白纱带。
5结论
油色谱分析对诊断油浸干式变压器潜伏故障是非常重要的。对于在运行中的干式变压器，通过色谱分析检查出早期故障时，特征气体微有增长或稳定在一定范围时，采用气体追踪分析的方法监控设备，结合其他测试手段所得出的数据，同时结合电气试验进行认真分析，不仅要与规程对比，而且要与历次测量数据进行纵向对比，观察变化趋势，进行综合检测诊断，得出正确的结论，当特征气体增长很快或含量达到一定值时，说明故障发展迅速，必须立即停止设备运行，吊罩检查，查找故障部位，力求控制故障的发展，并进一步排除故障。#p#分页标题#e#
[参考文献]
[1]操敦奎干式变压器油中溶解气体分析与诊断武汉湖北新生报出版社，1987
[2]DL/T722—2000干式变压器油中溶解气体分析导则
[3]孙坚明电力用油家电力公司热工研究院
SD187—86绝缘油中溶解气体组分含量测定法（气相色谱法）
