李虹秀 柏乐 易晋松
海南核电有限公司 海南昌江 572733
摘要：通过对变压器油中溶解气体的组分含量分析，来诊断充油电气设备内部的潜伏性故障，是非常行之有效的方法，。本文介绍了变压器故障与油中溶解气体的关系、设备故障产气原理及故障判断， 为海南核电变压器故障的及时发现和故障类型的判断提供技术支持，从而保障机组安全、稳定运行。
关键词：变压器；绝缘油；气相色谱
0引言
电力变压器发生故障的原因和类型比较复杂，再加上电力变压器绝缘老化的渐进性都给变压器的故障诊断带来很多挑战。因此对变压器绝缘油的监测和分析就变得十分重要，及时有效的监测手段能够预防变压器发生重大电力系统故障，并对一些潜伏性故障进行诊断分析。
目前常用的方法为通过对变压器油中溶解气体的组分含量分析，诊断充油电气设备内部的潜伏性故障，是被几十年经验证明行之有效的绝缘监督的重要手段，在电力系统中得到普遍应用和重视。
1.变压器故障与油中溶解气体的关系
油中溶解气体分析之所以能够用于诊断充油电气设备内部的潜伏性故障，一是因为设备有故障时，故障的异常能量会引起设备绝缘材料的裂解，产生特定种类及含量的低分子气体；二是因为产生的低分子气体会全部或部分溶解、分布在绝缘油中；三是因为低分子气体的种类、含量大小，反映了故障的类型和严重程度。
在正常情况下，变压器内部的绝缘油以及固定绝缘材料，在热和电的作用下，逐渐老化、变质和受热分解出少量的氢和低分子烃类以及CO和CO2气体。当变压器内部发生故障时，这种分解作用就会加强，这些气体的产量会迅速增加，所形成的气泡在油中经对流、扩散不断溶解到变压器中，并对应不同故障类型，所产生的气体种类，油中溶解气体的浓度和各种气体含量的相对比例关系也各不相同。电力变压器的故障初期，故障产生的气体溶解于变压器油中。轻度故障的电力变压器，其油中溶解的可燃性气体含量在0.1%~0.5%之间。当电力变压器故障的能量较大时，就会聚集成游离气体。故障电力变压器可燃性气体总量在0.5%以上[1]。因此，依据电力变压器油中溶解气体含量进行电力变压器运行状态的评估、故障诊断和预测是切实可行的。
2 设备故障产气原理
充油电气设备所用材料主要有绝缘材料、金属材料两大类。绝缘材料包括绝缘油、绝缘纸、树脂等；金属材料主要是铜、铝、硅钢片等材料。油中溶解气体的主要来源是绝缘纸和绝缘油的热解裂化。
2.1绝缘纸热解裂化
一台大型变压器内使用的固体绝缘材料（主要是绝缘纸）多达几吨乃至十几吨，这些纤维性绝缘材料在运行高温的作用下，会发生高温裂化反应，从而产生裂解气体。一般绝缘纸裂解的有效温度在300℃左右。但如果长时间加热，在120~150℃也会裂解，产生一氧化碳和二氧化碳气体，同时伴生少量低分子烃类气体。
2.2绝缘油热解裂化
大型变压器使用的绝缘油为40吨左右，绝缘油是一种烃类液体混合物，其主要成分是烷烃、环烷烃、芳香烃化合物。绝缘油在300℃左右就开始热分解，若延长加热时间或存在催化剂，则在150~200℃也会产生热分解。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆在变压器发生故障的情况下，故障源温度或能量低时，只能产生低分子饱和烃；在较高温度或能量低时，才会产生不饱和的烯烃；只有在温度高于800℃或是能量电弧放电，才产生不饱和度更高的炔烃。
海南昌江电站大型变压器使用的绝缘油为25号国产绝缘油。绝缘油牌号根据凝点划分，DB-25的凝点为-25℃，以保证在较低环境温度下保持粘度，从而保证运行变压器内部的正常油循环。
3 油中溶解气体的分析方法
气相色谱法是目前国内外用来分析变压器油中溶解气体最常用、普遍的分析方法。气相色谱的原理是利用试样中各组分在气相和固定液液相间的分配系数不同，当汽化后的试样被载气带入色谱柱中运行时，组分就在其中的两相间进行反复多次分配，由于固定相对各组分的吸附或溶解能力不同，因此各组分在色谱柱中的运行速度就不同，经过一定的柱长后，便彼此分离，按顺序离开色谱柱进入检测器，产生的离子流讯号经放大后，在记录器上描绘出各组分的色谱峰。
3.1离线气相色谱分析
海南昌江电站化学实验室配备的测定油中溶解气体的气相色谱分析仪为国产海欣GC-900-SD。该色谱仪采用双柱并联分流系统，配TCD和双FID三只检测器及镍转化炉，一次进样可实现油中溶解的8种气体组分自动全分析；样品气通过一路载气进入FID1检测器检测出烃类气体，通过另一路载气先进入TCD检测器检测H2，O2；然后经镍转化炉，进入FID2检测器检测出CO、CO2，克服大量CO、CO2对烃类气体，尤其是对C2H2的检测干扰，大大提高了烃类气体的检测灵敏度。
3.2在线气相色谱分析
由于离线气相色谱存在色谱分析周期长、不能检测故障发展趋势、无法及时发现故障隐患、无法实现远程监测等问题，昌江电站对主变压器配备了MGA2000-6系列在线气相色谱。MGA2000-6采用真空差压方式将变压器油吸入到油样采集单元中，通过油泵进行油样循环；油气分离单元快速分离油中溶解气体至气室，内置的微型气体采样泵把分离出来的气样输送到六通阀的定量管内并自动进样；在载气推动下，样气经过色谱柱分离，顺序进入气体检测器；数据采集单元完成AD数据的转换和采集，最后由状态监测与预警软件进行数据处理和故障分析。
4 故障类型及特征
4.1高能量放电
高能量放电亦称电弧放电，在变压器、套管、互感器内均会发生。引起电弧放电故障的故障原因，通常是线圈匝间绝缘击穿、过电压引起的内部闪络、引线断裂引起电弧、分接开关飞弧和电容屏击穿等。故障特征气体主要有C2H2、H2，其次是大量的C2H4、CH4。由于故障速度发展很快，往往气体来不及溶解于油中就释放到气体继电器内，故油中气体含量往往与故障点位置、油流速度和故障持续时间有关系。一般C2H2占总烃20-70%，H2占氢烃的30-90%，绝大多数情况下C2H2高于CH4[2]。
4.2低能量放电
低能量放电一般指火花放电，它是一种间歇性放电故障。如铁芯之间、铁芯接地不良造成的悬浮电位放电；分接开关拔叉悬浮电位放电；电流互感器内部引线对外壳放电；一次线圈支持螺帽松动，造成线圈屏蔽铝箔悬浮电位放电等。特征气体也以C2H2、H2为主，因故障能量小，一般总烃含量不高，油中溶解的C2H2在总烃中所占比例可达25-90%，C2H4含量则小于20%，H2占氢烃总量的30%以上[3]。
4.3局部放电
局部放电是指液体和固体绝缘材料内部形成桥路的一种放电现象。产生的气体随放电能量密度不同而不同，一般总烃不高，主要成份是H2，其次是CH4。通常H2占氢烃的90%以上，CH4从占总烃的90%以上。放电能量密度增高时也可出现C2H2，但在总烃中所占比例一般小于2%，这是和上述两种放电现象区别的主要标志。
无论何种放电，只要有固体绝缘介入时,，就都会产生CO和CO2。
4.4受潮
当变压器内部进水受潮时，油中水分和含湿气的杂质易形成“小桥”，能局部放电而产生H2；水份在电场的作用下，发生电解以及水与铁的化学反应，也可产生大量的H2，故而受潮设备中的H2在氢烃总量中占比例更高，有时局部放电的受潮同时存在，且特征气体基本相同，故单靠油中气体分析结果尚难以区分，必要时要根据外部检查和其它试验结果(如局部放电测量和油中微量水份分析)加以综合判断。
4.5 过热
发生在变压器内部的过热故障，按发生的部位，分为接点与接触不良、导体故障、磁路故障。变压器油的化学组成是石油烃类（碳氢化合物），在热解时的产气取决于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的不同稳定性。一般规律是：产生烃类气体的不饱和度随裂解能量密度（温度）的增大而增大；由于不同化学键具有不同键能，则裂解产物的出现次序是烷烃——烯烃——炔烃——焦炭。当故障点温度较低时，油中溶解气体的组成主要是CH4；随着温度升高，产气率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。
5 结束语
海南昌江电站使用绝缘油的大型电气设备主要有（以两台机组计）：主变（含备用变）7台、辅变2台、厂变4台。采用在线气相色谱和离线气相色谱仪同时对变压器油中溶解气体进行监督。新油到货时，厂家会出具合格证和出厂报告，化学处进行抽样检查，按照相关油质规范进行验收，以防出现差错。运行油根据《GB 7525-2001变压器油中溶解气体和导则判断》定期取样进行离线测定，根据分析结果研究油质存在的问题，提出处理意见。同时对在线气相色谱进行定期巡检，关注产气趋势变化，定期与离线气相色谱进行数据比对和标定。当运行油经检验的项目中某些指标明显接近所控制的极限时，增加试验次数，以确保设备安全。
通过气相色谱法监测油中溶解气体H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2的含量，从而监视充油电气设备的安全运行在我国已有40多年的使用经验。海南昌江电站的大型变压器自投运以来，通过气相色谱法对设备进行定期监测，有效地减少了故障发生率，为设备的稳定运行提供了有力的保障。
参考文献：
[1]张利刚.变压器油中溶解气体的成分和含量与充油电力设备绝缘故障诊断的关系.变压器，2000.3
[2]陈伟根，孙才新.变压器局部放电与油中气体浓度的对应关系.重庆大学学报，23（4）
[3]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术.中国科学技术出版社.2002
作者简介：
李虹秀（1989-），女，助理工程师，本科，从事电厂化学监督与分析工作。
柏乐（1988-），男，助理工程师，本科，从事电厂化学监督与分析工作。
易晋松（1987-）男，工程师，本科，从事电厂电气设备检修工作。
论文作者:李虹秀,柏乐,易晋松
论文发表刊物:《基层建设》2016年3期
论文发表时间:2016/5/30
标签：气体论文; 故障论文; 变压器论文; 色谱论文; 气相论文; 含量论文; 能量论文; 《基层建设》2016年3期论文;