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摘要：电气设备的维修体制长期以来对提高电网运行的可靠性至关重要，但也存在不能及时发现设备内部的绝缘隐患、检修间隙设备在运行中时有事故发生的问题，而且停电进行预防性试验不能真实反映设备内部的绝缘状态，检修费用高，停电试验还要造成巨大的经济损失。随着电网向高度自动化方向发展和国计民生对供电可靠性的要求越来越高，迫切需要对现行的设备维修体系进行变革。本文通过色谱分析对运行中油中溶解气体含量异常时的数据如何进行分析，如何判断设备类型、故障大致部位提出综合的处理建议，为后续工作顺利展开提供参考。
关键词：溶解气体分析；色谱分析；故障诊断；故障部位判断
1充油电气设备故障易发生的部位及其产气特点
1.1连接点过热
根据多年的实践数据统计，故障发生最多的是连接点过热，占故障量的80%以上。连接点过热常见的部位有四种：一是分接开关故障，当触簧或压簧片弹性不够或动触头和定触头接触不到位时就会产生欧姆发热及火花放电。二是常发生在套管尾部的引线连接处，多是因压紧螺母松动而引起欧姆发热及火花放电的。三是铁芯多点接地，当由于各种原因出现多余的接地点时，这种接地点必然接触不良而产生欧姆发热及火花放电，或形成环流回路发热。四是引线连接不良时也会产生发热甚至产生火花，因为以过热为主，连接点过热的特征气体主要会有较多的乙烯及氢﹑乙烷﹑甲烷等。因有火花放电所以会有乙炔，但是不占主要成分。这种类型故障的特点是发展速度快，产气速度快，属于严重型过热故障，故障点容易查找，消缺简单。
1.2铁芯局部过热型故障
当设备结构设计不合理或制造工艺﹑检修质量有问题时会出现不同程度的过热型故障特征。铁芯故障所产生的气体主要是乙烯﹑甲烷﹑乙烷和氢，一般无乙炔。通常称为一般性过热故障或慢性过热故障，对于存在这类故障的设备，只要跟踪得当，可以从容地进行检查处理。在处理上，如果是制造工艺或检修质量的问题，故障点是容易发现和消除的，如果是本身结构设计上的问题就不容易解决了，只有停用或监控运行。
1.3大面积低温过热
一般常因油路设计不合理﹑散热方式不良或负荷运行而产生，有时也和运行有关。产生气体的速度可随着环境温度下降﹑负荷降低而减慢。其主要特征是总烃在150-500微升/升之间，无乙炔，但一氧化碳及二氧化碳含量较高，并且CO/CO2比值越大，过热温度越高。从油的脱气量上也会反应出，随着过热点温度的提高，老化加速，油中溶解的气体比例会逐渐增大，脱气量增加，逐渐达到饱和量10%，而后产生游离气体进入瓦斯继电器。一般低温过热CO2/CO比值小于3，正常老化CO2/ CO比值大于7。在诊断中，可以从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体绝缘。
1.4电弧性放电
电弧性放电包括匝间﹑层间线圈短路击空，引线断线故障其产生的气体主要是乙炔，可达200微升/升以上，并有含量很高的氢产生，乙烯等气体占有较高的比例，但不占主要成分。这类故障一旦发生，会使轻﹑重瓦斯保护同时动作，气体继电器中的特征气体含量很高。常把这类故障称为突发性故障，这类故障先兆不明显，色谱分析也很难预测，只能起到故障发生后的判明作用。
1.5单纯性火花放电
火花放电是一种间歇性的放电故障，一般多发生在互感器中，变压器、套管中均有发生。多发生在不同点位的导体与导体，绝缘体与绝缘体之间以及不固定点位的悬浮体间。如铁芯片间、无载分解开关、套管均压球、螺母松动等造成接触不良悬浮放电，其产生的气体以乙炔为主，一般在2微升/升以上不等，其次是氢气，但由于故障能量较小，总烃一般不高。诊断这类故障，在电力变压器中，有载调压开关内的油气与低能放电产生的气体相同，在诊断中首先要排除油载调压油箱与主油箱之间是否相通，如果忽略这一点有时会导致误诊断，主油箱中C2H2/H2>2，认为是油载调压污染的迹象。
1.6电晕放电
多发生在充油套管，多是因进水受潮或电容屏尺寸不对﹑卷制不紧有皱纹和气泡等，其主要产生的气体是甲烷和氢。如制造工艺较差的套管（原抚磁套管），甲烷和氢增加比较明显。
1.7变压器受潮
水分和潮湿空气侵入设备会导致绝缘油和绝缘材料性能的降低。设备受潮除了制造工艺和运输安装过程不善的因素外，潜油泵密封损坏﹑设备注油方法不规范﹑设备密封不良﹑检修时线圈受潮等维护不当的因素也会引起受潮。受潮的特征气体是氢气单纯较高。一般如果色谱分析中发现氢急剧增长，同时油中微量水含量明显增大，甚至油绝缘强度明显下降时，就可判断设备受潮了。不过在取样油温度低于零上5度时微水和耐压反映不是很明显，当取样油温度高于40度时则非常明显，在分析时注意考虑这一点。
2色谱分析
现阶段在我国主要是用气相色谱法来对油中溶解气体进行分析和判断的。它具有分离效能高、分析速度快、样品用量少、灵敏度高、适用范围广等很多化学方法无可比拟的优点。为了利于变压器内部故障判断，在我国主要分析7种油中溶解气体，即氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳。而通过色谱分析溶于油中的各种气体对监视和检测设备内部故障有着重要的意义。由于影响色谱分析数据准确性因数很多，所以我们在做色谱分析时不仅要做到数据准确，还要掌握好变压器油取样﹑脱气方法，色谱仪的操作技术，了解充油电气设备的内部结构，设备故障可能发生的部位及原因。根据分析结果提出故障的性质﹑发展趋势和大体的部位，对故障设备提出相应的反事故措施。如能否继续运行，继续运行期间的安全技术措施和监视手段或是否需要内部检查、绝缘试验等。
3.异常设备的分析诊断
确诊设备内部存在故障时，首先要排除非故障产生的可能性。例如，带油补焊；故障大修滤油后绝缘材料吸咐的故障气体组分回溶；设备受潮或进水；附属设备（如潜油泵油流继电器接点电火花或电机缺陷，有载调压器灭弧室油向本体渗漏等）故障的影响等。在对故障进行综合分析，判明故障存在及性质、部位、发展趋势等情况的基础上，提出应采取的处理措施。
3.1故障严重程度及发展趋势诊断
掌握故障严重程度就必须考察故障点的产气速率，产气速率与故障消耗的能量大小、故障部位和故障点的温度等情况有直接的关系。计算故障产气速率可以对故障的严重性做出估计。
绝对产气速率能直接反应出故障性质和发展程度。不同设备的绝对产气速率具有可比性，不同性质故障的绝对产气速率也有其独特性。相对产气速率对同一设备油中产气速率前后对比，能看出故障的发展趋势。如果气体继电器中聚集有游离气体时，往往反映为故障向更严重的程度发展，应使用平衡判据。即比较油中溶解气体与游离气体的浓度，如果气体继电器内的气体浓度明显超过油中溶解气体浓度，说明设备内部存在产生气体较快的故障，当K>3，说明设备故障较严重。
案例分析1：某220kV变电站1号主变发生了主体瓦斯、调压瓦斯动作，防爆盖迸飞。取油样和气样进行色谱分析，结果如下表：
从这些数据可以看出，瓦斯中的气样实测值远远大于理论值，说明故障性质非常严重，故障释放气体较多，已来不及溶于油中，从而达到气液平衡。经吊芯检查该设备是有载开关的动触头三相之间电弧放电且严重烧损，从箱体到本体三根拇指粗引线间也是电弧放电且严重烧损，而且取出的气样可燃。
3.2故障类型的诊断方法
特征气体法是以不同故障类型产生不同的特征气体，由此推断出设备的故障类型，从中找出故障的大体部位，如表1所示。方法一，是根据对各类大型变压器的诊断和检查结果进行比较、分析，归纳出典型特征气体中主要成分与异常情况的关系。方法二，当故障涉及固体绝缘时，会引起CO和CO2含量及比值的明显增加和改变，CO2/CO<3。使用三比值法诊断中有时气体的比值会发生变化，可能有新的故障重叠在一起，因此要不断的考察气体比值的变化，区分故障性质、部位、严重程度。
从试验数据可以看出，油中氢气、总烃及产气速率均超标较大，且出现乙炔气体，说明故障有较大的发展趋势，运用特征气体法和三比值法在对数据进行分析后判断此台变压器存在严重过热兼放电性故障，建议对此台设备进行吊芯检查。第二年10月对该设备进行了大修和滤油，投运后未发现异常情况。这是运用特征气体法、三比值法及产气速率的发展趋势来判定变压器内部故障的一个典型案例。
3.3故障状况的诊断
根据产气速率可以初步了解故障的严重程度，进一步诊断则可以估算热源温度、故障源功率、故障源面积以及油中溶解气体饱和程度等。
由于绝缘油、纸热裂解产生气体的化学原理，知道故障源的温度与所产生的烃类气体的不饱和度之间有着密切的关系，烃类气体的不饱和度随裂解温度的增加而增加， 温度不同产生的特征气体也不同；反之，如已知故障情况下油中产生的有关各种气体浓度，可以估算出故障源的温度。如变压器高于400度过热时，可以根据如下经验公式来估算，即：
3.4故障点部位的确定
变压器油中气体分析技术的最大不足之处是不能准确判定故障具体部位。但是在实际工作中通过上述的故障点的特性、产气特点、故障性质、热点温度等的变化上可以大体推断出故障大致部位。利用两种方法确定是导电回路还是磁回路，一是，将设备空载运行，如果可燃气体不断快速增长，认为故障在磁路，反之在电路。二是，根据导电回路和磁回路产气特征的某些差异来推断故障点是在导电回路还是在磁路部分。例如：当故障在导电回路时，往往有乙炔产生，随着故障点的功率加大，乙炔上升明显，乙烯和乙烷的比值也较高，乙烯的产气速率往往高于甲烷的产气速率。对于磁回路故障一般无乙炔，或者很少（一般只占氢烃总量的2%以下），而且乙烯和乙烷的比值也较小，绝大多数情况下该比值为6以下。经过上述故障易发生的部位的产气特点和分析诊断，基本上可以诊断出设备的性质，严重程度，故障大致部位。
4 故障处理建议
根据设备故障实际情况提出处理建议。在比较准确地判明故障的存在及其性质、部位及发展趋势上的基础上决定试验周期，原则是先短后长，注意考察产气速率，不同的设备区别对待，不要死卡各项指标。对于某些故障，不应盲目地建议进行吊罩内部检查，应首先考虑这种故障是否可以采用改善冷却条件﹑或限制负荷等措施来予以缓和或控制其发展。有些热性故障是设计结构上的原因，根本无法修复，既使吊罩吊芯检查也难以找到故障源。所以对存在热故障的设备，可采取改善冷却条件﹑限制负荷等措施，避免热性损坏。在设备监视期间尽量保持设备运行条件的一致性，以考察产气速率，对于故障设备，不要盲目地建议进行脱气处理，这会给考察产气速率带来不便，进行脱气后气体会有回溶的现象，分析时要计算和考虑这部分气体来源。
如果是乙炔气体单纯升高，其它气体含量较低，无明显增加，属于裸金属故障，不会迅速形成绝缘的贯穿放电，这类故障注意跟踪监视，注意区别是导电回路还是磁回路故障。对于放电性故障来说，乙炔含量会不断的升高，当乙炔占总烃的主要成分，各种组分不断增长及各种气体的含量进行比例变化，产气速率逐渐加大，这时应明确提出为放电性故障，立即停止运行，进行吊心或吊罩检查，否则会造成不可挽回的严重后果。对于单纯性的热故障，常会出现总烃上升到一定值后达到稳定的现象。当绝对产气速率上升至12毫升/天并不断上升时，再提出安排时间进行内部检查。对于已确诊为大面积低温过热故障的变压器，还应建议检查冷却系统（如潜油泵、风扇﹑散热器等）有无问题，或建议限制负荷运行等。
对于少油设备的产气速率注意值应按隔膜式变压器来要求，当少油设备中乙炔不断增长时，不得再进行跟踪分析，应立即停用进行内部检查或更换。对于氢气单纯超注意值，尤其是发生轻瓦斯频繁动作的变压器，除了可能有进气受潮的情况外，还要进行潜油泵的密封检查及油枕放气检查。当油中气体含量很高时应提出进行脱气，提高油的绝缘强度。
5 结束语
本文对运行中油中溶解气体含量异常时的数据分析方法进行了研究，给出了综合的设备故障部位处理建议，提高了变压器的运行可靠性。
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作者简介：
李景俊，女，（1968.10.24）；民族：汉；籍贯：吉林省延吉市；学历：本科；职称：工程师，油务员技师，从事电气试验及油务工作。
论文作者:李景俊
论文发表刊物:《电力设备》2017年第29期
论文发表时间:2018/4/11
标签：故障论文; 气体论文; 设备论文; 速率论文; 乙炔论文; 变压器论文; 比值论文; 《电力设备》2017年第29期论文;