油色谱分析诊断变压器重大缺陷及故障原因
北极星电力网技术频道
作者:佚名
2008/6/4 18:37:34
：370胡少华皮湘鄂
（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场，湖北武汉青山区苏家湾430082）[摘要]实际工作中，通过变压器油色谱跟踪分析并结合高压试验与运行工况的状态诊断方法，准确地判断主变故障，并进一步确定部位，分析故障产生原因，使检修工作有的放矢。[关键词]变压器，色谱分析，诊断，过热性故障0前言目前，油浸变压器大多采用油纸组合绝缘，当变压器内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热分解产生烃类气体。由于含有不同化学键结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性，所以绝缘油随着故障点温度的升高依次裂解生成烷烃、烯烃和炔烃。每一种烃类气体最大产气率都有一个特定的温度范围，故绝缘油在各不相同的故障性质下产生不同成分、不同含量的烃类气体。因此，变压器油中溶解气体的色谱分析法，能尽早地发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，从而提出相应的反事故措施。如能否继续运行，继续运行期的技术安全措施和监视手段，又或者是否需要内部检查修理等,是监督与保障设备安全运行的一个重要手段。变压器出现故障时，绝缘油裂解产生气体，只有当油中气体饱和后，才能从瓦斯继电器反映出来。用色谱分析法判断变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析各特征气体浓度的大小来确定变压器内部是否有故障。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位特征气体浓度不同。应用气体扩散原理，在故障变压器的关键部位抽取油样，分析各个取样点的气体浓度，判断变压器内部故障部位。1色谱法判断故障的常用方法1.1按油中溶解的特征气体含量分析数据与注意值比较进行判断特征气体主要包括总烃(C1～C2)、C2H2、H2、CO、CO2等。变压器内部在不同故障下产生的气体有不同的特征，可以根据绝缘油的气相色谱测定结果和产气的特征及特征气体的注意值，对变压器等设备有无故障及故障性质作出初步判断。1.2根据故障点的产气速率判断有的设备因某些原因使气体含量超过注意值，不能断定故障；有的设备虽低于注意值，如含量增长迅速，也应引起注意。产气速率对反映故障的存在、严重程度及其发展趋势更加直接和明显，可以进一步确定故障的有无及性质。它包括绝对产气速率和相对产气速率两种，判断变压器故障一定要用绝对产气速率。1.3三比值法判断只有根据各特征气体含量的注意值或产气速率判断可能存在故障时，才能用三比值法判断其故障的类型。部颁《导则》采用国际电工委员会(IEC)提出的特征气体比值的三比值法作为判断变压器等充油电气设备故障类型的主要方法。此方法中每种故障对应的一组比值都是典型的，对多种故障的联合作用，可能找不到相应的比值组合，此时应对这种不典型的比值组合进行分析，从中可以得到故障复杂性和多重性的启示。例如，三比值为121或122可以解释为放电兼过热。1.4故障严重程度与发展趋势的判断在确定设备故障的存在及故障类型的基础上，必要时还要了解故障的严重程度和发展趋势，以便及时制定处理措施，防止设备发生损坏事故。对于判断故障的严重程度与发展趋势，在用IEC三比值法的基础上还有一些常用的方法，如瓦斯分析、平衡判据和回归分析等。2发现故障及故障诊断2.1#8主变故障我公司#8主变（SFP３-240000/220）系沈阳变压器厂81年5月生产，85年2月投运。1995年随机组大修后，基本未带大负荷运行，一直用于220KV系统投中性点。2004年#11炉新建，#11机组增容改造，#8主变压器改造散热器容量，于2004年9月1日随机组投入带负荷运行。纵观历史测试数据，从2001年开始，逐渐出现乙炔，总烃的含量逐渐升高（分析数据见表1）。2001年6月13日，将此变压器油滤油脱气，以此数据作为本底值，12月13日取样分析，氢气、乙炔、总烃含量严重超过注意值。（1）利用三比值法推断：C2H2∕C2H4＝41.79∕591.51＝0.07编码0CH4∕H2＝221.88∕119.84＝1.85编码2C2H4∕C2H6＝591.51∕51.65＝11.45编码2属超过700℃的高温过热，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(591.51∕51.65)＋525＝866℃表1＃8主变色谱分析试验结果（1）单位：ppm| 时间 | H2 | CO | CO2 | CH4 | C2H4 | C2H6 | C2H2 | 总烃 | 备注 |
| 2000/10/31 | 24 | 1091 | 17320 | 18 | 0 | 13 | 0 | 31 | |
| 2001/03/01 | 40.39 | 217.22 | 3908 | 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 |
| 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 | 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0CH4∕H2＝51.1∕34.5＝1.48编码2C2H4∕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。2.2#10主变故障10#主变（SFP９-36000/220）系保定变压器厂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，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，首先针对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。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，国内此种结构变压器仅此一台。2004年9月投运以后，#8主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相引出线一分支首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。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，此种焊接只能用于变压器的二次部位，如：CT出线接线板焊接等。此台变压器三相同电位导线均采用锡焊（此为假焊），在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）。变压器三相同电位导线外部应包绝缘，而此台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变压器潜伏故障是非常重要的。对于在运行中的变压器，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。[参考文献][1]操敦奎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变压器油中溶解气体分析导则[3]孙坚明电力用油国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）
来源：中国电厂化学
