350MW火电厂油气相色谱分析检测变压器内部故障研究

350MW火电厂油气相色谱分析检测变压器内部故障研究

张勇飞

（内蒙古乌兰察布市宏大实业有限公司，内蒙古 乌兰察布 013650）

摘要：气相色谱分析是目前检测充油电气设备内部故障的一种十分有效的方法，现阶段，在电力系统中备受青睐。其可以在不停电的状态下，取油样然后进行色谱分析，以此发现充油设备内部存在的故障。据此，本文主要对变压器油气相色谱分析检测变压器内部故障进行了深入探究。

关键词：变压器油；气相色谱分析；检测；内部故障

1气相色谱分析

气相色谱分析是一种物理分离分析技术，分析程序是先将取样变压器油经真空泵脱气装置将溶解在油中的气体分离出来，用注射器定量注入色谱分析仪，在载气的推动下流过色谱柱，混合气体经色谱柱分离后，通过鉴定器来检测。被分离的各气体组分依一定次序逐一流过鉴定器将气体浓度变为电信号，再由记录仪记录下来，并依各组分的先后次序排列成一个个脉冲尖峰，形成了色谱图，一个脉冲峰表示一种气体组分，峰的高度或面积则反应该气体的浓度。色谱图对被分析的气体既定性又定量分析，再经过峰高计算出各气体组分的浓度。

2气相色谱判断故障的常用方法

2.1用三比值法进行判断

当根据各组分含量的注意值或产气速率判断可能存在故障时，可用三比值法来判断故障类型，即CH4/H2、C2H4/C2H6、C2H2/C2H4。三比值编码为102时，故障性质可能是高能量放电；三比值编码是020时，可能存在低温范围的过热性故障。

2.2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，不能断定有无故障；而有的设备虽低于注意值，如含量增长迅速，也应引起注意。产气速率对反应故障的存在、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和性质。产气速率包括绝对产气速率和相对产气速率。变压器内的固体绝缘材料在故障引起的高温下裂解，要产生大量的一氧化碳和二氧化碳气体。变压器在长期的正常运行中，由于固体绝缘材料的老化，也会产生同样气体，属正常老化现象，并不是故障。是否为故障，要根据气体的增长速率来判定。有时还应结合电气性能试验、化学试验和运行检修情况进行综合分析来判断故障类型。

2.3按油中溶解特征气体含量与注意值比较进行初步判断

特征气体主要包括总烃（C1+C2）、H2等。由于变压器油在不同故障下产生的气体有不同的特征，因此，可以根据气相色谱检测结果和特征气体的注意值等对变压器故障性质做出初步判断。变压器内部裸金属过热引起油裂解的特性气体主要是甲烷、乙烯，其次是乙炔。正常的变压器油中很少或没有这种低烃类气体，如果油中这类气体含量大增，可能是属于裸金属过热，如分接开关接触不良，引线焊接不良等。变压器内部放电性故障的特征气体是乙炔，正常的变压器油中不含这种气体，若在分析中发现这种气体，应密切监视发展情况，若增长很快，说明变压器内存在放电性故障。若变压器内氢气和甲烷含量高，总的烃类气体不高，甲烷是总烃中的主要成分，有可能存在局部放电性故障。若气体组分中乙炔和氢气的含量较高，总的烃类气体不高，则该变压器内可能存在火花放电性故障。若变压器内总的烃类气体很高，氢气含量也高，乙炔是总烃的主要成分，则有可能有电弧放电性故障。

3变压器故障的油中气体色谱检测

3.1油色谱分析的基本原理

油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度的变化而变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障时温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。

3.2电力变压器故障的分类与诊断

电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍，在对450台故障变压器的统计表明：过热性故障占63%；高能量放电故障占18.1%；过热兼高能量放电故障占10%；火花放电故障占7%；受潮或局部放电故障占1.9%。而在过热性故障中，分接开关接触不良占50%；铁心多点接地和局部短路或漏磁环流约占33%；导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14.4%；其余2.1%为其他故障。针对上述故障，根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括：分析气体产生的原因及变化。判定有无故障及故障的类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。判断故障的状况。如热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等。提出相应的处理措施。如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段或是否需要吊心检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。

4根据气体含量变化分析判断

4.1 H2变化

变压器在高、中温过热时，H2一般占氢烃总量的27%以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致先判断为设备含有水分，为进一步判别，可加做微水分析。

4.2 C2H2变化

C2H2的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20%-70%，H2占氢烃总量的30%-90%，并且在绝大多数情况下，C2H4含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。

4.3 CH4和C2H4变化

在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80%以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。

4.4CO和CO2变化

（1）绝缘老化时产生的CO、CO2

正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等，其中碳的氧化物CO、CO2含量最高。

（2）故障过热时产生的CO、CO2

固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2。由于电弧放电的能量密度高，在电应力作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料遭到这些电子轰击后，将受到严重破坏，同时，产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘，另一方面还含有较多的可燃气体，因此若不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。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0-1%，CO2占0-3%；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0-2%。230-600℃局部过热时，绝缘油中产生的气体CO2含量很低，为0.017-0.028mg/g，CO不能明显测到。

4.5气体成分变化

由于在实际情况下，往往是多种故障类型并存，多种气体成分同时变化。且各种特征气体所占的比例难以确定。如当变压器内部发生火花放电，有时总烃含量不高；但C2H2在总烃中所占的比例可达25%-90%，C2H4含量约占总烃的20%以下，H占氢烃总量的30%以上。

5结语

总而言之，变压器油色谱分析是各类变压器大、小修以及定检的常规项目，通过变压器的油色谱分析，能更好地了解被测变压器内部绝缘情况，绝缘老化程度是否在可掌控范围，因此掌握变压器油色谱分析的方法，是维护变压器设备的有效保障。

参考文献：

[1]梁晓云.用气相色谱法分析与检测变压器（电抗器）内部潜伏性故障[J].中国科技博览,2012(4):90-90.

[2]赵玉国.气相色谱分析法在判断变压器故障上的运用[J].机电信息,2011(18):115-116.