毕业设计-通过变压器油中溶解气体分析判断变压器内部故障2

PAGEPAGE1前言根据兰州交通大学继续教育学院铁道电气化专业教研室《零八级毕业设计》下达的任务书，在席老师的指导下完成题目为《通过变压器油特征气体分析判断变压器内部故障》毕业论文。本文探讨了利用绝缘油中的气体色谱分析判明设备是否存在故障，并进一步判断故障的性质、部位、发展情况等。并结合设备运行检修历史、电气试验、绝缘油试验等综合判断变压器等充油电气设备的内部故障的技术应用。对运行中的变压器油气相色谱分析，特别是试验后的色谱数据对变压器的状态分析及故障判断具有重要意义。由于本人实际经验不足，以及知识面不够广泛，论文中难免有错误和疏漏之处，希望席老师给予指正。王彦茹2011年9月10日通过变压器油特征气体分析判断变压器内部故障

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，油纸会因受热而分解产生烃类气体。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，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。按过去沿用的瓦斯气点燃检查法，往往不能确定故障原因，造成误判断。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。我国对变压器内部故障气体各特征气体浓度的标准值有规定，超过这个值要用三比值法进行分析，判定出故障原因。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位所含气体各特征气体浓度不同。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。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。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，必须立即停止运行，对变压器进行吊罩，查找故障部位。

特征气体在液体中的扩散是在整台变压器油中，从密度大的区域向密度小的区域转移；其扩散速度愈快，说明该组特征气体浓度愈高。根据这一理论，可以推出一个规律：故障点的特征气体含量高，扩散的速度越快；距离故障点越远，特征气体含量越低，扩散速度也越慢。色谱法判断故障的常用方法: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。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。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注意值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。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。5.目前国内常用的测定仪器及其特点在国内应用较广泛的色谱仪有国产的GC-900-SD型、国外生产的岛津GC-14B型与惠普HP-6890型气相色谱仪，这两种色谱仪性能优良、灵敏度高，但价格昂贵，且需通过改装才能满足测试要求。而采用BSZ系列变压器油色谱在线装置进行监测，可及时发现变压器油的异常情况，但只能测定油中烃类气体，对H2、CO、CO2的含量不能测定。此外，便携式油中气体测试仪正在不断开发应用，较成熟的有日本POD-410型油中气体测试仪与加拿大HYDRAN-103型油中氢气测试仪。这些仪器操作简单、携带方便，在现场就可进行油样测定，但不能对油中气体的7个组分全部进行测定，测定精度稍差。利用绝缘油中的气体分析检测变压器等充油电气设备内部故障的技术在电力系统已经得到广泛应用，油中溶解气体的分析技术有助于达到以下目的:

1.检测设备内部故障，判断故障的发展趋势，使存在潜伏性故障的设备有计划而且经济地得到检修，避免设备损坏和无计划的停电。

2.帮助分析气体继电器中动作的原因，以便指导消除继电器误动的影响因素。

3.鉴定设备缺陷与运行状况的相关性，以确保设备安全运行的条件如负荷等，从而避免设备遭到过热性损坏。

4.对于已经发生事故的设备，有助于了解设备事故的原因、性质与损坏程度，指导检修的进行。

5.确保新投设备不发生损坏。正常运行的充油设备中，某些非故障原因也能使油中含一定量的故障特征气体，主要原因如下。

1.正常老化，变压器在运行中自然老化过程产生一定量的氢烃类气体及CO、CO2等。

2.油在精炼中形成的气体，脱气时未能完全除去。

3.制造厂干燥和油浸渍过程中产生气体，吸附于固体绝缘物中。

4.在安装设备时，油循环加热产生CO2。

5.设备本身发生过故障，产生的气体虽然已经脱气但仍有少量残留于油中。

6.带油补焊造成。

7.有载调压开关油渗漏到本体中。

由于上述原因产生的特征气体会对判断故障造成干扰，因此，在判断设备内部故障时应首先考虑排除上述因素的可能，然后将分析结果的几项主要指标(总烃、C2H2、H2)与DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的注意值进行比较。当油中的溶解气体含量任一主要指标超过导则规定的数值时应引起注意，但导则不是划分设备正常的唯一判据，还需跟踪分析，考察特征气体的产气速率。如果特征气体含量虽然低于注意值，但是突然增长，也要追踪查明原因；有些设备由于某种原因，使气体含量基值较高，已经超过注意值，也不能判断为有故障，因此，实际判断时把分析结果超过注意值、产气速率超过注意值判断为存在故障。

产气速率与故障所消耗的能量大小、故障部位、性质及故障点温度有直接关系，因此，计算产气速率既可以明确设备内部有无故障，又可以对故障的严重性做出初步判断。在各电压等级上运行的为数众多的油浸式电力变压器或因技术、制造工艺水平、制造质量，或因运行时间较长等等诸多原因，引起变压器在运行状态下，变压器内部所充的绝缘油中溶解了极微量的气体，这是在正常状态下的，也是不可避免的，它的含量用ppm即百万分比浓度表示。但当绝缘油中溶解的气体急剧升高或者更确切的说是某种（某几种）特定的气体含量急剧升高时，那就预示变压器的内部存在较严重的故障了。如果故障很严重，产生气体就变得速度非常快、量非常大，直接反映在用于保护变压器的气体（瓦斯）继电器上，气杯和挡板在产生的气体的浮力和油流冲击作用下动作，从而带动继电器接点动作。在监视变压器运行状态是否稳定、设备健康状态是否良好方面，对变压器内部所充的绝缘油定期进行的油务化验和气相色谱分析监督就是一种很方便、简单、准确、有效的方法。如果有条件将变压器停电，进行常规的电气和绝缘试验，对故障的判断也是很有帮助的；有必要还可以进行特殊的专门试验（如变压器的局部放电试验），将会更加准确。几种方法结合共同判断，将在很大程度上提高准确性。绝缘油化验监视的主要气体成分有：H2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等7种，油中溶解气体含量的注意值如下：表1设备名称气体组分含量（ppm）变压器总烃150乙炔5注：其中总烃含量为CH4、C2H6、C2H4、C2H2含量之和。这些气体是由绝缘油和变压器内部各种固体绝缘材料，在运行中受到水分、氧气、热量以及电的作用下分解产生的。并且还有铜和铁等材料催化作用的影响，发生化学变化，这个过程也被称为“老化”，最终将限制变压器的使用寿命。正常运行的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。在油绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷。随着故障温度的升高，乙烯和乙烷逐渐成为主要特征。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000表2故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4，C2H4H2，C2H6油和纸过热CH4，C2H4，CO，CO2H2，C2H6油纸绝缘中局部放电H2，C2H4，C2H2，COC2H4，CO2油中火花放电C2H2，H2油和纸中电弧H2，C2H2，CO，CO2CH4，C2H4，C2H6进水受潮或油中气泡H2有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判的气体来源。例如，在有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作时悬浮电位放电的影响。有载调压变压器运行时油中含氢量与碳氢化合物的含量比无载调压变压器要高。变压器曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；变压器油箱曾带油补焊；原注入的油就含有某几种气体等。还应注意，油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。运行中的变压器内部油中气体含量超过表1所列数值时应引起注意！仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须结合考察故障的发展趋势，也就是故障点（如果存在的话）的产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。所以通过在一段时期内，跟踪分析油中气体含量的发展来监视故障的发展趋势，也是一种较常用和有效的手段及方法。产气速率的计算方法如下：绝对产气速率，即每运行小时产生某种气体的平均值Υa=[(Cj2-Cj1)/Δt]×(G/ρ)/1000其中Υa——绝对产气速率，ml/hCj2——第二次取样测得油中某气体浓度，ppmCj1——第一次取样测得油中某气体浓度，ppmΔt——二次取样时间间隔中的实际运行时间，hG——变压器总油量，tρ——油的密度，t/m3相对产气速率，即每运行月（或折算到月）某种气体含量增加原有值的百分数的平均值：Υr(%)=[(Cj2-Cj1)/Cj1]×(1/Δt)×100%其中Υr——相对产气速率，%/月Cj2——第二次取样测得油中某气体浓度，ppmCj1——第一次取样测得油中某气体浓度，ppmΔt——二次取样时间间隔中的实际运行时间，月变压器总烃产气速率的注意值如下：表3设备型式开放式隔膜式产气速率（ml/h）0.250.5相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。对总烃起始含量很低的变压器不宜采用此判断。对运行中的变压器，当油中溶解的气体含量达到5ppm时，应进行追踪分析，查明原因。应该指出，油中乙炔是电弧放电的特征气体。变压器内产生电弧放电，伴随而产生高温，油分子链断裂，故乙炔出现一定有故障源的存在。再者，由于变压器油在流动过程中产生的油流放电也可能产生乙炔超标，应当根据实际的运行情况分析予以排除，以免造成错误的判断。变压器绝缘材料老化而析出的气体溶于油中，在正常情况下，油中气体含量一般较低，并且在长时间间隔内也难观察到油中气体增量的大小。在正常热老化下，可缓慢地产生一氧化碳和二氧化碳。当故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。但根据有关资料统计，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解，表现在油中一氧化碳的含量上，一般情况下没有严格的界限，二氧化碳含量规律更不明显。因此，在考察这种气体含量时更应注意结合具体变压器的结构特点（如油保护方式）、运行温度、负载情况、运行历史等情况加以综合分析。运行经验表明，变压器的局部过热，即局部温度超过正常运行温度，并使绝缘材料析出一氧化碳和二氧化碳。变压器局部过热可由色谱分析跟踪监测，并观察其发展情况。过热故障的原因可能是分接开关接触不良，引线接头焊接不良及螺栓松动等；铁芯过热故障常发生于多点接地等。变压器过热故障虽不如放电那末严重，但热源仍可能使绝缘材料老化、分解造成绝缘材料损坏。对开放式变压器一氧化碳含量一般在300ppm以下。如总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过300ppm，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性；若一氧化碳含量虽然超过300ppm，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的。对储油柜中带有胶囊或隔膜的变压器，油中一氧化碳含量一般均高于开放式变压器。当发生突发性绝缘击穿事故时，油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高，应结合气体继电器中的气体分析作判断。判断故障性质目前普遍推荐采用三比值法（即五种特征气体的三对比值）作为判断变压器等充油电气设备故障性质的主要方法。三对比值以不同的编码表示。三比值法的编码规则和判断方法分别如表4和表5所示：表4特征气体的比值比值范围编码说明C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6≤0.1010例如：C2H2/C2H4=1~3.编码为1CH4/H2=1~3.编码为2C2H4/C2H6=1~3.编码为10.1~11001~3121>3222表5序号故障性质比值范围编码典型例子C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H60无故障000正常老化1低能量密度的局部放电0⑤10含气空腔中的放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体过饱和、空吸或高湿度等原因造成的2高能量密度的局部放电110同上，但已导致固体绝缘的放电痕迹或穿孔3低能量的放电①1→201→2不同电位的不良连接点间或者悬浮电位体的连续火花放电。固体材料之间油的击穿4高能量的放电102有工频续流的放电、线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的油的电弧击穿、有载分接开关的选择开关切断电流5低于150℃的热故障001通常是包有绝缘层的导线过热6150~300℃低温范围的过热故障020由于磁通集中引起的铁芯局部过热，热点温度依下述情况为序而增加，铁芯中的小热点，铁芯短路，由于涡流引起的铜过热，接头或接触不良（形成焦炭），铁芯和外壳的环流7300~700℃0218高于700℃高温范围的热故障022注：①随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下增长的趋势：乙炔/乙烯比值从0.1~3增加到3以上；乙烯/乙烷比值从0.1~3增加到3以上。②在这一情况中，气体主要来自固体绝缘的分解，这说明了乙烯/乙烷比值的变化。③这种故障情况通常由于气体浓度不断增加来反映，甲烷/氢的值通常大约为1，实际值大于或小于1与很多因素有关。如油保护系统的方式，实际的温度水平和油的质量等。④乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000℃⑤乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。在实际中可能出现没有包括在上表中的比值组合，对于某些组合的判断正在进一步的研究中。例如：121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况；202或201对于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器的本体油箱渗漏的情况。西康线长哨变电所1#主变压器，从近年的常规绝缘油的气相色谱分析就发现总烃在随着时间的推移逐渐上涨，并且有乙炔出现，经过1年乙炔含量已超标，已达5.5ppm，且氢、乙炔和总烃含量指标均有较明显的上升趋势。该变压器油中所溶气体的气相色谱分析数据统计如下：时间H2CH4C2H6C2H4C2H2总烃COCO2备注头年15.7813.5639.8659.281.12567.9头年25.310.829.80.746.631.51092.6头年36.8213.4534.460.755.4390.62206.7头年46.413.230.620.6550.87165.33501.8头年57.4310.8127.540.646.381071802.9头年65.911.125.50.643.1117.61941.7头年712.69.438.03.663.6201.22505.4头年813.26.240.63.763.7264.22871.8头年913.58.339.03.864.6262.22968.8头年1012.98.439.13.864.2235.12579.6头年1216.46.149.55.577.5142.21462.7跟踪分析头年1216.37.849.75.879.6117.91489.6跟踪分析头年1215.815.67.649.55.978.6109.71260.1跟踪分析次年116.316.08.049.56.079.592.6996.1跟踪分析次年116.415.38.549.56.179.496.21053.1跟踪分析次年116.215.78.450.56.180.799.61049.9跟踪分析次年212.813.89.151.36.080.294.61237.4跟踪分析次年210.214.09.352.16.081.483.41156.1即将退出运行主要特征气体增长列图表情况如下：根据以上化验值按照三比值法进行分析结果如下：日期C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6结论头年1021铁芯过热、接头接触不良头年2021铁芯过热、接头接触不良头年3021铁芯过热、接头接触不良头年4021铁芯过热、接头接触不良头年5021铁芯过热、接头接触不良头年6021铁芯过热、接头接触不良头年7022铁芯过热、接头接触不良头年8022铁芯过热、接头接触不良头年9022铁芯过热、接头接触不良头年10022铁芯过热、接头接触不良头年11022铁芯过热、接头接触不良头年12122某些过热与放电同时存在头年12122某些过热与放电同时存在头年12102有放电及油的电弧击穿存在次年1102有放电及油的电弧击穿存在次年1102有放电及油的电弧击穿存在次年1102有放电及油的电弧击穿存在次年2122某些过热与放电同时存在次年2122某些过热与放电同时存在次年2122某些过热与放电同时存在经综合分析判断有金属间的放电，造成油隙击穿（类似尖端放电）。又因为考虑到该变压器比较老旧，总烃的上涨也应与铁芯老化，存在整体的普遍性过热等因素有关。后经2004年2月初的彻底解体吊芯检查发现故障为无载调压式分接开关有明显的烧伤痕迹；4个穿芯螺栓对铁夹件绝缘不好；铁芯整体普遍老化现象明显，矽钢片间涂刷的绝缘漆可嗅见很大的焦糊气味，铁芯有局部或整体过热迹象。除铁芯老化无法彻底处理，只将铁芯与铁夹件在油箱中一点短接（通过试验确定）后，再通过一个专用套管引出油箱后接地，以减少环流损耗发热外，另两项故障均处理掉。后来在又利用气相色谱分析法对#8/9主变压器及#10/11主变压器内部存在的故障进行了准确的分析和判断，消除了设备内部存在的缺陷。营镇变电所原#1主变压器（型号：SFP7-240000/220KV/15.75KV）本体油样经气相色谱分析分析从2001年以后在没有乙炔的情况下总烃一直不断增长，为加强监视分析的准确性，曾两次进行脱气处理。根据色谱分析结果判断为大面积中温过热，基本可断定为铁芯局部有片间或极间短路，产生涡流导致，后来在2002年吊芯检查中得到证实，并且无法进行简单处理。在经过每2年一次的局放试验后，虽然没有其它问题出现，但鉴于安全性和经济性的综合考虑，与2002年8月更换新变压器（型号：SFP9——240000/220KV/15.75KV）。后来在拆原来有问题的变压器时发现铁芯有大面积严重过热和锈蚀迹象。从2002年开始1#变压器一直以来油化验不断有乙炔、总烃的上涨，根据特征气体的三比值判定为分接开关接触不好，出现放电打火。在2004年的吊芯检修得到证实并处理好。2004年#1主变压器的油气象色谱分析乙炔和总烃出现涨涨停停的情况，按照三比值法确认为放电，但高压试验没有得出任何结论，11月份经过安康供电段试验组做局放试验确定为低压套管内部引线主绝缘丧失，使绝缘油成为主绝缘，油的电离直接导致这种特征反映出来。由此可见通过溶解在变压器油中的气体的气相色谱分析是非常行之有效的办法，当然结