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1、变压器油中溶解气体的成分和含量与充油电力设备绝原因障诊断的关系摘要：介绍了通过分析变压器油中溶解气体的成分和含量以推断充油电力设备故障的机理和方法。关键词：变压器；变压器油；气相色谱法；比值法1 前言气相色谱法始终是国内外很多电力设备制造厂作为检验质量、开发产品的有力工具。实践证明，用气相色谱法能有效地觉察充油电力设备内部的埋伏性故障及其进展程度，而利用其他电气试验方法很难觉察某些局部发热和局部放电等缺陷。故在 1999 年公布执行的电力设备预防性试验规程中，把油中气体色谱分析放在“电力变压器及电抗 器”试验的首位。某些变压器厂家在其产品中还装设了 DGA(dissolved gas anal
2、ysis， 即溶解气体分析)自动检测报警系统。2 故障分析的机理充油的电力设备(如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管和充油电缆等)的绝缘主要是由矿物绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料(如电缆纸、绝缘纸板等)所组成。其中矿物绝缘油即变压器油，是石油的一种分镏产物，其主要成分是烷烃(C H)、环烷族饱n 2n+2和烃(C H)、芳香族不饱和烃(C H)等化合物。有机绝缘材料主要是由纤维素(C H O )n 2nn 2n-26 10 5 n构成。在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会渐渐老化、变质，会分解出极少量的气体(主要有氢 H 、甲烷 CH 、乙烷 C H 、乙烯 C H 、乙炔 C H 、一氧化
3、碳 CO、二氧化碳 CO242 62 42 22等 7 种)。当电力设备内部发生过热性故障、放电性故障或受潮状况时，这些气体的产量会快速增加。表 1 列出气体的种类与外施能量的关系。这些气体大局部溶解在绝缘油中，少局部上升在绝缘油的面上，例如变压器有一局部气体从油中逸出进入气体继电器(瓦斯继电器)。阅历证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体组织成分和含量，对于及早觉察充油电力设备内部存在的埋伏性故障有格外重要的意义。表 1 气体种类与外施能量的关系气体 CO CO2 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2能量/J3 特征
4、气体色谱的分析和推断推断有无故障的两种方法与油中溶解气体的正常值作比较判定有无故障假设氢和烃类气体不超过表 2 所列的含量，则认为电力设备运行正常。表 2 油中溶解气体的正常值气体成分H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃(C1+C2)正常极限值/1004535555100依据总烃产气速率判定有无故障当总烃含量超过正常值时，应考虑承受产气速率推断有无故障。确定产气速率V：相对产气速率 V ：r一般来说，对总烃产气速率1mL/h 的电气设备可判定有故障。假设总烃含量确实定值小于正常值，总烃产气速率小于正常值，则电气设备正常；假设总烃含量大于正常值，但不超过正常值的 3 倍，总烃产气速率
5、小于正常值，则设备有故障，但故障进展缓慢，可连续运行；假设总烃含量大于正常值，但不超过正常值的 3 倍， 总烃产气速率为正常值的 12 倍，则设备有故障，应缩短检验周期，亲热监视故障进展； 假设总烃含量大于正常值的 3 倍，总烃产气速率大于正常值的3 倍，则设备有严峻故障，故障进展快速， 应马上实行必要的措施，有条件时可进展吊心检修。产气速率与故障性质的关系见表 3。表 3 产气速率与故障性质的关系确定产气速率/故障特征10带有烧伤痕迹5严峻过热性故障，但未损坏绝缘1过热性故障推断设备故障性质和类型的几种方法当油中气体的含量超过表 2 所列的正常值时，可用如下几种方法分析推断。三比值法这种方法
6、选用 5 种特征气体构成三比照值，在一样的状况下把这些比值以不同的编码表示，依据测试结果把三比照值换算成对应的编码组，然后查表对应得出故障类型和故障的大体部位。但此法所给编码组并不全，这给实际分析工作带来诸多不便。通过对 102 个设备故障案例分析得出全部编码组与设备故障的对应关系，并对编码“000”提出不同看法。按三比值法“000”编码属设备正常老化、无故障。而实际案例的编码“000”属低压故障范畴，见表 4。分析 CO、CO2 含量及CO/CO2 比值法充油设备中固体绝缘受热分解时，变压器油中所溶解的CO、CO2 浓度就会偏高。试验证明，在电弧作用下，纯油中 CO 占总量的 01%，CO2
7、 占 03%；纸板和油中 CO 占总量的 13%24%，CO2 占 1%2%；酚醛树脂和油中CO 占总量的 24%35%，CO2 占 02%。230600局部过热时，绝缘油中产生的气体中 CO2 含量很低，为g，CO 不能明显测到。局部放电、火花放电同时作用下，纯油中CO 不能明显测到、CO2 占 5% 左右；纸和油中CO 占总量的 2%，CO2 占%；油和纤维中CO 占总量的%，CO2 占%。固体绝缘中含水量大时，CO/CO2 比值小。故障温度高，时间长时，CO/CO2 比值大。而严峻故障时，生成的CO 来不及溶解而导致故障，这在CO/CO2 比值上得不到反映。IEC 导则推举以 CO/CO
8、2 比值作为判据，认为比值大于或小于时，很可能有纤维绝缘分解故障。表 4 用三比值法推断及故障性质比值编码组故障性质(C2H2/C2H4、C2H4/C2H6、典型例子CH4/H2)轻度局部放电010由于浸渍不完全，绝缘内含有气隙较严峻的局部放电110气隙放电已导致固体绝缘有放电痕迹低能量放电202212200不同电位的绝缘之间发生火花放电或悬浮电位(因接触不良引起的)发生火花放电；围屏树枝低能量放电兼过热220222状放电；分接开关错位；铁心接地铜片与铁心多点接触；选择开关调整不到位高能量放电102112101100有工频续流的放电；绕组之间或绕组对地之间的绝缘油发生电弧击穿；调压开关切断电源
9、；高能量放电兼过热120121122分接开关拔叉处围屏放电低于 150的热故障001一般性的绝缘或导线过热150300范围的过热故障020000引线外包绝缘脆化；绕组油道堵塞；铁心局部短路300700范021围的过热故障由于磁通集中引起铁心的局部过热；铁心多点接地或局部短路；分接开关引线接头接触不700以上的高良；铁心和外壳产生涡流022002温过热故障无编码比值法这种方法的原理是：油和固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电形式下产生的气体也不同。当总烃含量超过正常值时，先计算出乙炔和乙烯的比值，当其值小于时为过热性故障。计算乙烯与乙烷的比值，确定其过热温度， 当其值大于时为放电性故障。计算甲烷
10、与氢气的比值，确定是纯放电还是放电兼过热故障。具体分析推断方法见表 5 和图 1。单项成分超标分析法2H 超标表 5 用无编码比值法推断故障性质故障性质C H /C H2 22 4C H /C H2 42 6CH /H42低温过热3001无关中温过热 3001比值3无关700高温过热7003无关高能量放电比值3无关1高能量放电兼过热 比值3无关1低能量放电3无关1低能量放电兼过热3无关1图 1变压器故障分区图变压器内部进水受潮也是一种内部埋伏性故障，其特征气体 H2含量很高。假设色谱分析觉察 H2含量超标，而其他组分并没有增加时，可推断为设备含有水分。为进一步判断，可加做微水分析。导致水分分解
11、出氢有两种可能：一是水分和铁产生化学反响；二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100 多倍，而 H2含量高大多数是由于油纸绝缘内含有气体和水分，故在现场处理设备受潮时仅靠承受真空滤油法不能长期地降低设备中的含水量，缘由在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。C H 超标2 2C H 的产生与放电性故障有关，当 C H 含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕2 22 2组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。另外，假设其它组分没超标，而 C H 超标且2 2增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。特征气体法在过热性故障中，当只有热源处绝缘油分解
12、时，特征气体 CH和C H两者之和一般占42 4总烃的 80%以上，且随着故障点温度的提高，C H2 4所占比例也增加。一般来说，高中温过热时，H2占氢烃总量的 27%以下，且随温度上升，H2确实定含量有所增长，但其所占比例却相对下降。严峻过热时也会产生少量 C H ，但不会超过总烃的 6%。当过热涉及固体绝2 2缘时，除了产生上述气体之外，还会产生大量的 CO 和 CO 。当电气设备内部存在接触不2良时，如分接开关接触不良，连接局部松动，绝缘不良，特征气体会明显增加。当超过正常值时，其一般也占总烃量的 80%以上，且随着运行时间的增加，C H 所占比例也增加。2 4故障热点温度的估算日本的月
13、冈、大江等人推举的热点温度高于 400时，估算热点温度的阅历公式为：国际电工委员会 IEC 标准指出，假设 CO /CO 的比值低于 3 或高于 11，则认为可能存在2纤维分解故障，即固体绝缘的劣化。当涉及到固体绝缘裂解时，绝缘低热点的温度阅历公式为：300以下时300以上时4 结论承受气相色谱方法分析绝缘油内气体的成分和含量，可以不停电就能觉察设备内部是否存在埋伏性故障，特别对觉察局部过热和局部放电比较灵敏，它已经成为充油电力设备预防性试验重要的一项。但要留意这种方法目前尚有肯定的局限性，有时还并不行靠，故要对充油设备的故障部位做出准确推断，有赖于对设备内部构造和运行状态的全面把握，并在实测中还要结合其它试验方法和历年色谱数据分析结果进展比较分析。作者简介：张利刚(1975-)，男，山西太原人，万家寨引黄工程电信治理总站助理工程师，从事全系统凹凸电压设备运行治理工作。030002