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关键词：变压器油；色谱技术；应用
摘要：分析绝缘油中溶解气体的含量能提前预测设备的内部故障，防止设备损坏和由于设备损坏而导致的电网大面积停电事故发生。因此，利用绝缘油中溶解气体的色谱分析方法，并结合其他试验手段可以随时监视设备的运行状况，对保障设备乃至电网的安全运行能起到积极作用。文章以甘肃金昌供电局利用绝缘油中溶解气体的色谱分析方法，结合其他试验手段成功捕捉并处理330kV电抗器、330kV变压器内部过热故障和110kV电流互感器内部放电故障为例，对其应用绝缘油中溶解气体色谱分析方法与故障诊断技术进行了分析总结，并对应用绝缘油中溶解气体的色谱分析方法提出了建议。
概述
由于大型电力变压器、电抗器等设备设计、制造、质量和运行诸多方面的原因，这些设备的恶性事故和故障时有发生，严重影响电网的安全稳定运行。为确保变压器、电抗器等设备乃至电网的安全运行，国内外发展了许多不同的监测方法，其中以利用气相色谱法检测绝缘油中各种溶解气体的含量，以此来判断充油电气设备内部故障的类型及严重程度最为有效。绝缘油在热和电的作用下，能分解出氢、一氧化碳、二氧化碳以及多种小分子烃类气体，充油设备内部故障的类型及其严重程度与这些气体组分及产气速率有着密切关系。目前利用这一关系监视充油设备的运行状况，判断充油设备内部故障，已成为电力系统对充油设备进行技术监督，保证电网安全运行不可缺少的手段。
近几年，甘肃金昌供电局利用气相色谱分析方法，发现并处理了金昌变330kV电抗器、330kV变压器内部过热故障和水源变110kV电流互感器内部放电故障，确保了设备的安全运行。
1 油色谱分析技术的特点
绝缘油中溶解气体的色谱分析技术作为检测电气设备绝缘潜伏性故障已得到了广泛的应用。根据色谱分析结果来诊断变压器及充油设备内部绝缘状况，在最近几年的实践中已取得了丰富的经验，与其他现有测试项目相比，它是发现变压器及充油设备内部早期故障最为有效的方法。
油色谱分析试验，既是定期试验项目，又是检查性试验项目。例如在运行中变压器的气体继电器动作后，作为检查性试验一般都要同时取油样及气体继电器中的气样作色谱分析。
一般情况下色谱往往最早提出疑问，为了回答故障是否存在和变压器是否能继续运行的问题，需要跟踪分析，需要配合相应的试验，还需要工作人员的丰富经验。
2 油色谱分析故障的分类
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定，在油的色谱分析中，各组分气体的含量有增加趋势或超过注意值，就应观察产气率，根据三比值或其他经验（如TD图），初步判断存在过热性故障或放电性故障。
2.1 造成过热性故障的原因
（1）在导电回路中，如分接开关接触不良，引线接头焊接或接触不良，低压绕组股间漏磁不均在焊接头处造成的电位差及其涡流，股间短路等。
（2）在磁回路中，如铁芯短路，铁芯多点接地，漏磁或主磁通在某些部件上（如穿芯螺栓）引起的涡流发热。
2.2 造成放电性故障的原因
（1）处于电场集中处的局部放电，某些该接地而未接地的金属部件上的悬浮电位放电，变压器受潮等原因引起围屏或撑条上正在发展中的树枝状放电，以及油流静电放电等。
（2）潜油泵的故障以及有载分接开关小油箱漏油，也可以引起色谱分析数据的异常，而误认为内部有放电性故障。
3 油色谱数据异常应进行的试验
为了查明究竟是哪一种故障，应进行如下检查试验：
（1）对内部故障的排斥性试验，如有载调压开关的渗漏油、油泵电机的检查试验；
（2）确定故障性质和对故障部位的寻找，如利用空载(轻负载)或短路(重负载)时观察气体的变化、测直阻了解分接开关和引线连接和焊接情况、用测油中糠醛量来判断故障是否涉及固体绝缘、用测局部放电观测测试状态下放电故障是否存在及尽可能用超声定位、测油箱表面和接头的温度分布了解油的分解是否与此有关；
（3）还有测绝缘的介质特性和介电强度可根据分析时需要进行。
但进行试验并不一定能得到明确结论，有的还需作进一步检查，有的应根据在其他设备上已发生的问题，分析其是否存在结构或工艺上的共性。如有的变压器因使用换位导线不当堵塞油道引起过热烧坏线圈绝缘；有的变压器油流速度高，在油流入口处成为高电场区域而引起放电击穿事故等，一般情况下均不易发现。
这些检查性试验，并非一次全部要作，而是根据追踪分析的需要，选择某些项目，可以证实或排除某种故障的可能性，达到尽可能确切地查出故障原因及部位的目的。目前“比值法”还在发展及积累经验之中，它还未能包括或反映变压器内部故障的所有形态，有时放电性故障与过热性故障的表征互有交叉或矛盾。因此，规程中未明确区分这两种类型的故障。再有，无论放电性故障或过热性故障都可能涉及到固体绝缘（绝缘纸，纸板等），虽然可能在一氧化碳及二氧化碳的含量中所反映，但有其不确定性。
4 油色谱数据的综合判断分析
4.1 气体浓度的注意值
导则规定的气体浓度的注意值： 总烃(C1+C2)不大于150ppm；乙炔(C2H2) 不大于5ppm；氢(H2) 不大于150ppm。
4.2 气体速率的注意值
不管是否有其中的一项或多项气体浓度超过注意值，同时还应注意气体的增长情况，即产气速率。产气速率有两种：绝对产气速率和相对产气速率，对于相对产气速率，在气体浓度很小时易误判断，不宜采用。
（1）绝对产生速率为：0.25ml/h(开放式)， 0.50ml/h(隔膜式) 。
（2）相对产气速率为：10%/月 。
（3）氢的产气率难以确定，是因为氢的溶解度小，受外界因素影响大，加之目前使用的不少色谱仪对氢的分析条件也不好，因此导致测试结果的分散性大。
4.3 乙炔的含量及注意值
乙炔是放电性故障的特征气体，正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，因此普遍认为，当发现乙炔从无(仪器检测不到)到有时，就应引起重视，进行跟踪和查找原因。至于在乙炔更小或没有反映的情况下就发生了事故的事倒是存在的，色谱监视对此也就无能为力了。
对于乙炔的产气速率注意值导则中没有，也很难确定，虽然在总烃的产气速率中包括乙炔，但一般说来在故障的发展阶段，无论是放电还是过热性故障，乙炔的增长对总烃值的影响很小，其数值远达不到总烃产气率的注意值，所以得出“观察产气速率主要是对过热性故障有用”的看法。确定乙炔产气速率的困难在于不确定性：有时乙炔值很小，并未发现明显增长，但突然发生了击穿事故；而有些故障可以观察到乙炔的增长过程，产气速率也很大，由于其放电部位和性质不致造成变压器的突发事故，经反复试验及检查后得到了处理，乙炔增长情况也随之消失。由此看出，对判断故障的严重性和处理的紧迫性而言，并不完全取决于含量的大小，特别是对于高电压大容量变压器，在刚出现乙炔时，更应加倍重视。计算乙炔的产气速率，是在于了解放电能量的大小及变化，便于掌握故障发展速度和分析可能产生放电的部位。
5 油色谱分析技术的应用
5.1 330kV电抗器过热故障
甘肃金昌供电局金昌变330kV电抗器型号为BKD-30000kVar/330，容量30000kVar，电压330kV，1998年出厂，沈阳变压器厂制造。99年5月投运后，进行定期跟踪分析，发现三相总烃逐步增长，设备内部异常。部分色谱数据如表1： 表1 历次气相色谱分析数据
（图片）根据气相色谱分析数据分析，呈缓慢上升趋势，用三比值法判断为低温过热。认为电抗器内部存在过热故障，必须进行吊罩检查，并进行现场处理。2000年8月28日至9月4日，设备制造厂对三台电抗器进行了现场吊罩检查，发现，A、B、C三相绕组端部磁屏蔽板严重过热，箱体磁分路板和高压侧铁芯上夹件中部也有过热现象。从检查发现的故障点和故障的严重程度分析，电抗器漏磁通导磁回路的设计存在问题，因为在漏磁通导磁回路中，当回路的磁阻较小时，将会有较多的漏磁通流过回路中的导磁体，使导磁体饱和，引起发热；当回路的磁阻较大时，漏磁通流经漏磁回路受到阻碍，将会有一部分漏磁通穿过铁芯夹件，产生涡流，引起发热。制造厂对电抗器绕组端部的磁屏蔽板进行了更换处理。投入运行，目前，跟踪监测正常。
5.2 330kV变压器过热故障
甘肃金昌供电局330kV金昌变＃2主变型号为OSFPSZ7-240000/330，额定容量为240000kVA，额定电压为330/121/11kV，1990年5月出厂，西安变压器厂生产，投运至98年，定期电气试验正常，油色谱分析试验数据呈缓慢上升趋势，但增量不大。
98 年取样分析时,发现金变2#主变总烃增长较快，为110.8 ppm；，98年12 月30 日分析时，总烃已增至230.4ppm，2000年6月16 日分析总烃含量已上升为559.6ppm。2002年4月30日分析时,发现金变2#主变总烃增长较快，为1748.2ppm，在2002年4月30日之前，金变2#主变总烃相对稳定，为1300 ppm左右，故对其加强了跟踪分析。根据5月1日至5月8日的分析数据，总烃已增至2069.4ppm，铁芯对地电流为0.3mA,比较稳定。因此，缩短跟踪分析周期，经过几天的跟踪分析，发现总烃含量随主变负荷的增大而增长。
a. 应用产气速率分析：
（1）5月1日至5月8日总烃的绝对产气速率为：（图片） （2）5月1日至5月8日总烃的相对产气速率为：（图片） （3）5月1日至5月12日氢气的绝对产气速率为：23（ml/h）＞10
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定：隔膜式变压器总烃绝对产气速率大于12ml/h和相对产气速率大于10％/月时，认为设备内部存在异常，而5月1日至5月8日总烃绝对产气速率分别是《导则》规定的“注意值”的和15倍。认为内部故障在持续发展。
b. 应用三比值法分析：
C2H2 / C2H4＝0.5/706.1＝0＜0.1
CH4 / H2＝1182.4/213＝5.55≥3
C2H4 / C2H6＝706.1/180.4＝3.9≥3
对5月1日至5月8日的数据进行三比值分析，其比值范围编码都是：0 2 2，根据编码确定为高于700℃的高温过热故障。
c. 应用征气体分析
根据色谱分析的气体含量，CH4、C2H4为主要气体组分，故故障性质为油严重过热。
d. 应用TD图分析
因 C2H4 / C2H6＝4.1≥3 ，CH4 / H2＝5.55，C2H2 / C2H4＝0，以 CH4 / H2作纵坐标，以 C2H2 / C2H4作横坐标，形成TD分析判断图，根据TD图分析判断，内部故障为局部过热。
e. 应用气体组分谱图法分析，如图1：（图片） 根据气体组分谱图法分析，存在甲烷和乙烯峰值，而且有一氧化碳，因此，内部故障为高温过热故障，并涉及固体绝缘。
f. 根据负荷变化情况分析，如表2：表2 主变负荷与各组份气体的关系
（图片）根据主变负荷与气体的关系，产气体速率与负荷关系密切,随负荷增长而增大。
结合以上综合分析，认为变压器存在严重故障，而且发展迅速，应采取必要的措施，尽快安排进行吊罩检修，查明故障原因和故障部位，并严禁主变过负荷运行。
2002年8月4日－9日现场吊罩试验检查，发现铁芯第一极、第二极对地绝缘不良（铁芯极数从主变低压侧开始依次为第一、第二……N极），A相线圈与铁芯拉板处铁芯接地（靠10kV侧），经多次用多种办法处理未消除故障点，最后恢复大罩，返厂检修。
2002年9月30日～10月5日在西变公司装配车间将该主变器身解体，在解体检查过程中发现以下主要问题：
1) 在铁芯柱拉板上发现明显的过热故障部位，具体如下：
① 严重烧伤点两处：
● A相低压侧拉板中部拉板槽处有40×60mm2烧黑的过热点，对应部位绝缘烧穿。
● C相低压侧拉板中部拉板槽处有30×40 mm2的烧黑过热点，对应部位拉板绝缘烧伤，但未烧穿。
② 较轻烧伤点拉板中部三处：
● C相高压侧拉板中部拉板槽工艺垫块处有2个烧伤点，对应部位拉板绝缘轻度烧伤 。
● B相高压侧拉板中部拉板槽工艺垫块处有1个烧伤点。
③ 芯柱下部多处烧伤变色。
● A、B、C三相芯柱高、低压侧拉板及芯柱下部有明显过热，油漆变色，拉带变形。
2）线圈及绝缘纸筒放电、污染情况
● A相低压线圈外层纸筒绝缘下部表面有树枝状爬电现象。
● 器身绝缘纸筒下部均有程度不同的类似于熏黑状的污染，由于返厂后先进行了喷煤油冲洗汽相干燥处理，原始状态难以辨认，主要还是集中在器身导油管口附近的绝缘件及线圈表面存在明显的污染现象，尤其是三相中、低压线圈下部出线头及其局部周围绝缘表面污染较为严重。
3）原因分析
① 铁芯A相芯柱低压侧拉板中部出现的过热烧伤故障，是由于拉板通槽处未采取防止槽部变形的措施，该变压器在进行汽相干燥、铁芯紧固等情况下变形，造成该糟中部形成金属性连接点，运行中因漏磁产生的涡流发热导致拉板及拉板绝缘烧伤接地。
② C相低压侧，B、C相高压侧拉板中部拉板槽工艺垫块处出现的拉板烧伤是运行中因漏磁产生的涡流发热所致。
③ A相低压线圈外层纸筒绝缘下部表面有树枝状爬电现象，三相中、低压线圈下部出线头及其周围绝缘件表面的较为严重污物，是由于该产品受当时技术水平发展的限制，下夹件导油盒通向线圈的绝缘导油管内径偏小，因油流静电所致。
4）处理方法
① 对拉板重新洗槽，槽宽由8mm增加到12mm，并向两端分别延伸100mm，更换拉板绝缘。
② 对器身绝缘材料进行全部更换，并对被污染的线圈进行彻底的检查清理。
③ 按目前变压器行业技术水平的发展，双方达到共识，对下夹件导油盒及通向线圈的绝缘导油管改进，改进进油口结构。
④ 按工厂目前现行的工艺标准对变压器进行认真的检查修复。
目前，变压器安装调试完毕，加入运行，油色谱分析和油在线监测数据正常。
5.3 电流互感器内部放电性故障
甘肃金昌供电局水源变110kV1102电流互感器型号为L-110，1979年出厂，西安高压开关厂生产，2000年取样分析，三相氢含量为A相：798ppm、B相：698ppm、C相：1031ppm，乙炔含量为A相：0ppm、B相：0ppm、C相：11.3ppm，总烃含量为A相：19.5ppm、B相：17.6ppm、C相：790.7ppm，停电试验，三相介损为A相：1.0%、B相：0.81%、C相：1.29%。
2001年取样分析，三相氢含量为A相：1094ppm、B相：1035ppm、C相：1487ppm，乙炔含量为A相：0ppm、B相：0ppm、C相：41.4ppm，总烃含量为A相：25.4ppm、B相：30.1ppm、C相：1560.7ppm。停电试验，三相介损为A相：0.81%、B相：0.61%、C相：0.92%。
通过对上述试验数据分析，认为1102电流互感器内部异常，C相内部存在放电性故障，不能继续运行，建议及早安排检修或更换，2001年11月，安排对三相进行了更换处理，将原C相吊起瓷套发现高压线与二次线圈交连的上部，存在明显的放电痕迹。
6 结论
根据金昌供电局现场油色谱分析技术的应用情况，结合几起典型故障的分析经验，认为在进行色谱分析判断使应注意如下事项：
6.1 对于准备投运的变压器，应使油中被检测气体的含量越小越好，特别是高电压、大容量变压器。这对监视投运后的情况更为有利，当此时发现H2、C2H2和C1+C2中有的值较高时，应查明是否发生过以下情况：
1）注入变压器以前油的溶解气体含量就较高，未加注意和脱气。
2）变压器安装过程中曾在外壳或油导管上作过补焊。 这两种情况对油是否需要重新脱气处理，视含量的多少而定，以不影响投运后的判断为原则。
3）变压器在出厂试验或调试时油已分解出气体，如油已更换或处理，则气体有被吸附在绝缘纸中释放出的可能。对此应与制造厂作商议处理，投运后应特别注意监视。
4）冷却器油泵转动时间较长、绕组或铁心未很好接地，就有静电放的可能或者冷却系统的油泵电机故障等，对此就应作进一步的验证试验，排除再次出现的可能。
6.2 变压器故障检修后重新投运、油中气体未完全脱尽，特别是固体绝缘中吸附有大量的原故障气体（只对油进行一般的脱气，而不进行对器身的反复真空和热油循环处理是不可能排尽的），在运行中不断扩散到脱气的油中，使判断时发生困难。
1）瓦斯继电器动作后立即取油样分析有可能气体未溶解中(特别是上部突发性故障)，不能反映故障情况，需测继电器中气样。
2）事故变压器应在放油检修时再次取油样作色谱分析，以便了解油与气体的平衡状态，才能代表被绝缘所吸收的油中气体含量情况。
3）了解绝缘纸中吸收油的气体含量后，可以大致了解有多少乙炔(最易干扰投运后的判断)仍残留在器身绝缘内，将在以后运行中不断向已脱气的油中扩散。
4）事故后一般油枕中的油含气量极高，在处理油时应将油枕和散热器中的油放尽。
6.3 用变压器油中溶解气体色谱分析和在线监测装置监测变压器等充油设备内部早期故障，是可行的、有效的，对避免变压器等设备的恶性事故有十分重要的作用。
6.4 对于设备内部的突发性故障，油中气体色谱分析和在线监测装置同样无能为力。
参考文献：
1. DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》
2. DL/T 722-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
作者简介：
王晓林，1962年6月出生，长春电力学校高电压技术专业毕业，助理工程师，现从事高电压绝缘监督工作，联系电话： 0935-8392055 手机：13079399451
E-mail ：Wangxlgs@163.com
1/8/2005
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