趙世欽，劉大勇

（1.南網(wǎng)都勻供電局，貴州 都勻 558000；2.國網(wǎng)長春供電公司，長春 130021）

油中溶解氣體分析在電力變壓器診斷性試驗和在線監(jiān)測中備受關(guān)注并成功應(yīng)用。油中溶解氣體的組分和含量與故障的類型和程度緊密相關(guān)，通過對絕緣油中溶解氣體進行氣相色譜分析，可及時檢測變壓器內(nèi)部是否存在潛伏性故障以及故障發(fā)展趨勢。110kV 碧波變電所1號主變于2003年9月投運，容量63 000kVA，油枕為金屬膨脹器，油質(zhì)量17.5t。2006年7月曾因硅鋼片與接地軟銅片搭接造成鐵心多點接地，故障處理后一直正常運行。2012年2月7在常規(guī)取樣預試中發(fā)現(xiàn)色譜數(shù)據(jù)異常。下面對此做出分析與判斷。

1 主變壓器運行狀況及故障診斷

1.1 前期離線數(shù)據(jù)跟蹤及故障分析

該主變色譜數(shù)據(jù)出現(xiàn)異常前，在線監(jiān)測因在建平臺未能有效傳輸數(shù)據(jù)，近期三側(cè)線路也未有異常故障及長期過負荷現(xiàn)象。異常情況出現(xiàn)后，制定策略進行跟蹤，對異常數(shù)據(jù)進行分析判斷，以確定變壓器故障類型。該主變故障前一次預試數(shù)據(jù)及故障后跟蹤數(shù)據(jù)部分見表1。

采取2012年2月13日復查結(jié)果與同年2月7日數(shù)據(jù)分析對比如下：φ（C1＋C2）＝864.3μL／L，大于標準要求的150μL／L，φ（H2）＝173μL／L，大于標準要求的150μL／L，相對產(chǎn)氣速率64%／月，大于標準要求的10%／月，絕對產(chǎn)氣速率319.79 mL／d［1］。由此可知，設(shè)備內(nèi)部可能存在發(fā)展較為迅速的故障。

表1 1號主變故障前一次預試數(shù)據(jù)及故障后跟蹤離線數(shù)據(jù) μL／L

1.2 在線數(shù)據(jù)分析

修復該主變油在線監(jiān)測系統(tǒng)后，調(diào)取在線監(jiān)測色譜數(shù)據(jù)做跟蹤和輔助分析，具體情況見表2。

根據(jù)表2在線數(shù)據(jù)，對同段時間離線2012年2月13日和同年2月5日數(shù)據(jù)復查得出如下結(jié)果：φ（C1＋C2）＝704.6μL／L，大于標準要求的150μL／L；相對產(chǎn)氣速率6.2%／月，低于標準要求的10%／月，絕對產(chǎn)氣速率26.9mL／d。雖然相對產(chǎn)氣速率低于10%／月，但絕對產(chǎn)氣速率大于標準12 mL／d［1］的2倍，設(shè)備內(nèi)部同樣存在較為嚴重故障，相對產(chǎn)氣速率低是總烴基數(shù)大所致。

表2 某變電所1號主變在線數(shù)據(jù) μL／L

由上述分析可知，雖然在、離線數(shù)據(jù)有差別，但對應(yīng)時間數(shù)據(jù)滿足30%的平行誤差范圍，且在、離線數(shù)據(jù)均表明，設(shè)備內(nèi)部存在較為嚴重的故障。

1.3 故障類型分析與判斷

1.3.1 特征氣體法判斷

取2月13日離線數(shù)據(jù)（見表1），根據(jù)特征氣體法分析：φ（C1＋C2）＝864.3μL／L，C2H4占 總 烴49.5%，CH4占 總 烴34.8%，CH4、C2H4占 總 烴84.3%，且C2H4大于CH4，H2占總烴16.6%，CO值較小且并未明顯增長，φ（CO）／φ（CO2）＝0.046，C2H2痕量，采用特征氣體法判斷為高于500℃裸金屬高溫過熱。

1.3.2 改良三比值法判斷

對部分跟蹤離線數(shù)據(jù)進行三比值計算與分析，結(jié)果見表3。

表3 離線數(shù)據(jù)三比值計算結(jié)果

由表3可知，多次跟蹤三比值判斷均為0 2 2，屬于高于700℃以上高溫過熱，因此綜合判斷，設(shè)備存在高于500℃裸金屬過熱［2］。

1.4 故障狀況分析

1.4.1 熱點溫度估算

分別取幾個典型的時間點進行溫度計算，公式［2］如下：

將表1中2月13日離線數(shù)據(jù)代入公式（1），有：t＝685.9℃

將表1中5月3日離線數(shù)據(jù)代入公式（1），有：t＝679.3℃

將表2中5月5日在線數(shù)據(jù)代入公式（1），有：t＝659.9℃

通過以上計算可以看出，幾個時間點溫度相差不大，故障發(fā)展較為平穩(wěn)，但與改良三比值法判斷的高于700℃存在矛盾，分析原因估計主要是三比值屬于比值法，基數(shù)過大容易造成影響，因此，在不能濾油脫氣情況下，以2012年2月7日離線數(shù)據(jù)基數(shù)為原始基數(shù)去除，后面跟蹤數(shù)據(jù)一律除去基數(shù)算新色譜數(shù)據(jù)，得到較為典型的2組數(shù)據(jù)（見表4）。

表4 以2012年2月7日為基數(shù)的去基數(shù)離線表

根據(jù)表4中2012年5月3日離線數(shù)據(jù)，同樣采用特征氣體法和改良三比值法，判斷屬于高于500℃裸金屬過熱，改良三比值法計算比值021，φ（CO）／φ（CO2）＝0.01，裸金屬中溫過熱（300～700℃），通過將2012年5月3日離線數(shù)據(jù)代入公式（1）估算，溫度為644.1℃，由此可見故障類型與溫度估算相互得到印證。

1.4.2 故障面積估算

以表4中2012年5月3日去基數(shù)數(shù)據(jù)進行面積估算［2］：

式中：S為故障源面積；r為單位時間產(chǎn)氣量，根據(jù)表4中氣體體積比及時間差，結(jié)合變壓器油重計算后，該處取0.075 75mL／min；K為單位面積產(chǎn)氣速率，根據(jù)溫度644.1℃，由變壓器油裂解產(chǎn)氣速率與溫度的關(guān)系，該處取0.025mL／（mm2·min）。

1.4.3 故障部位分析

根據(jù)故障類型看，溫度長期在650℃左右，由C2H2衡量，雖然乙烯占比例最多，但也未到50%，根據(jù)此特征可初步判斷，故障部位在變壓器磁路上［2］。

根據(jù)總烴安伏法，在變壓器過熱故障中，若故障在導電回路，總烴增長隨電流增大而加快；若發(fā)生在磁路上，總烴增長隨電壓增大而加快。

根據(jù)總烴安伏法，在故障部位中的判斷，調(diào)取有代表性的2012年4月12日、4月14日、4月17日進行安伏法在線數(shù)據(jù)分析（見表5）。

表5 根據(jù)總烴安伏法判斷變壓器在線數(shù)據(jù)

由表5可知，總烴φ（C1＋C2）隨著10kV 側(cè)電壓的增大減小同時增大減小，具有正關(guān)聯(lián)性，與電流不存在正關(guān)聯(lián)性，由此可以證明故障在磁路系統(tǒng)［3］，如鐵心多點接地，鐵心局部短路等等，結(jié)合故障面積只有3.03mm2判斷，極可能是一根鐵絲或者小金屬雜質(zhì)造成的短路，或者某個尖角突出造成。

2 變壓器大修及后續(xù)跟蹤與分析

2012年7月中旬對該變壓器進行停電試驗和吊罩處理，經(jīng)過高壓試驗，測得鐵心對地絕緣電阻為0，鐵心多點接地，但吊罩并未找到鐵心多點接地點，后采用試驗變壓器工頻電壓沖擊接地點，直至鐵心對地絕緣電阻達到100 MΩ，濾油脫氣注油后重新投運。

變壓器檢修處理后于2012年7月14日投運，按照正常的檢修投運后跟蹤周期，異常情況仍然存在，變壓器檢修投運后離線跟蹤數(shù)據(jù)見表6，在線監(jiān)測數(shù)據(jù)見表7。

通過表6、表7 可見，在線、離線數(shù)據(jù)發(fā)展趨勢基本接近，同時總烴都在短期內(nèi)超過注意值150 μL／L，設(shè)備內(nèi)部極可能還存在故障?？紤]到設(shè)備未經(jīng)真空注油，在固體絕緣紙板、絕緣紙和殘存在底部的油中還有殘存的故障氣體，這些氣體在新設(shè)備投運過程中會慢慢溶解到變壓器油中，同時由于變壓器油在檢修時并未全部排干凈，剩余的變壓器油中氣體也會溶解到油中，這個剩余的油保守按照0.3t考慮等等，這些影響因素在溶解平衡過程需要一定的時間（一般在3個月以內(nèi)），會對產(chǎn)氣速率的故障判斷和三比值造成影響，因此，必須采用極限值估算對比來進行故障反推判斷。

表6 變壓器檢修投運后離線跟蹤數(shù)據(jù) μL／L

表7 變壓器檢修投運后在線監(jiān)測數(shù)據(jù) μL／L

此變壓器約用絕緣紙板2t，規(guī)格為4cm×2 200cm×4 800cm 絕緣紙10張，成像木2t，通過公式（3）估算在溶解平衡后這些硬絕緣中溶解氣體殘留增加濃度，同時根據(jù)殘留油0.3t計算殘留油增加的體積比（見表8）。

在此進行一個故障的反推，假定每天變壓器都按照GB 7252—2001《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》推薦的絕對產(chǎn)氣速率極限進行產(chǎn)氣（見表9）。

表8 變壓器油未參與脫氣處理的殘留體積比μL／L

表9 GB7252—2001推薦的隔膜式變壓器油中氣體絕對產(chǎn)氣速率注意值 mL／d

假定每天都按照極限值產(chǎn)氣，同時將硬絕緣和殘存油中溶解氣體平衡值和真空脫氣后數(shù)值（表10）相加得到一個脫氣后運行的極限理論值，與實際值比較，見表11。

表10 某變電所1號主變產(chǎn)氣故障極限理論值μL／L

從上述比較可知，2012年7月30日開始總烴實測值就開始比發(fā)生故障的極限理論值大，且增長較快，證明設(shè)備內(nèi)部存在故障，而CO 未超過極限值，證明故障未涉及固體絕緣。此時根據(jù)跟蹤數(shù)據(jù)表6進行故障分析如下。

將表6中2012年9月10日跟蹤數(shù)據(jù)代入公式（1），得到溫度估算值t＝567.18℃。

根據(jù)公式（2），由表6中氣體濃度及時間差結(jié)合變壓器油重r 計算0.075 6 mL／min，根據(jù)溫度567.18℃，由變壓器油裂解產(chǎn)氣速率與溫度的關(guān)系，K 取0.02mL／（mm2·min），2012年9月10日面積估算：S＝3.78mm2。

采用2012年9月10日數(shù)據(jù)，根據(jù)特征氣體法判斷為500℃裸金屬過熱，改良三比值法計算比值為021，屬于300～700℃中溫過熱，綜合判斷為500～700℃過熱故障。

表11 某變電所1號主變產(chǎn)氣極限反推數(shù)據(jù) μL／L

三種方法對故障的判斷均相互吻合，對鐵心接地電流進行測量，均為100mA 以內(nèi)，證明已無鐵心多點接地故障。結(jié)合檢修前后故障的特性相似，推斷可能為同一物如細金屬絲，在前期多點接地的故障在電流沖擊脫落后回落造成鐵心局部短路。后來進行的一系列跟蹤中，數(shù)據(jù)在前一段的增長較短時間后，后面基本趨于穩(wěn)定，證明故障已經(jīng)趨于穩(wěn)定。

3 結(jié)束語

油中溶解氣體分析作為電力變壓器故障診斷的權(quán)威和成熟的技術(shù)一直被廣泛使用，本文在一臺變壓器故障分析中采用油中溶解氣體分析法，準確進行了設(shè)備故障分析，指出在故障判斷中，不僅要對故障類型及故障狀況有一個準確的判斷和系統(tǒng)性分析，還要在分析中采用特征氣體法和三比值法等多種不同類別的方法同時進行判別和印證，最終得到較為準確的結(jié)果。

［1］Q／CSG 1 0007—2011電力設(shè)備預防性試驗規(guī)程［S］.

［2］操敦奎.變壓器油中氣體分析診斷與故障檢查［M］.中國電力出版社，2005.

［3］楊民周.用總烴安伏曲線法判斷主變壓器過熱時的故障回路［J］.變壓器，1992，（11）：37－40.