变压器特征气体含量异常分析与处理

变压器特征气体异常分析及处理李瑞永华润电力（江苏）检修有限公司, 江苏 徐州 221003【摘 要】 本文通过两起变压器特征气体超标的处理过程，对异常气体产生的机理进行了分析，对故障原因进行了深入的阐述，提出了变压器安全运行的预防措施，对其他项目公司具有一定的借鉴意义。【关键词】 变压器 特征气体 电弧放电 故障检测 0 引言变压器作为发电厂向外输送电能的重要设备，其内部绝缘缺陷如不能早期发现处理并及时采取措施，尤其是突发气体含量超标事故，往往容易造成灾难性后果。某公司根据变压器气体在线监测装置报警信息及油中气体色谱分析结果，及时发现并处理了变压器内部放电性故障；在高厂变厂用电切换后，发现特征气体异常后，及时采取措施，均成功地避免了主设备重大损坏事故的发生。1 案例一：设备简介某公司#2变压器采用单相单体式户外型油浸强油风冷变压器，变压器配置有HYDRAM 201i型智能变压器早期故障在线检测系统。11 型号：DFP-240000/500 12 额定电压为 ：HV 5253±2×2.5%KV， LV 22 KV 13 生产厂家：常州东芝变压器有限公司，2005年8月生产，2006年10月投产。2 事件现象2009年12月13日05:06分，某公司2机组DCS发“2变压器内部气体浓度含量高、变压器IDD装置告警任一故障存在”报警，就地检查B相气体气体在线监视装置浓度显示为100ppm，09:10分取样化验乙炔气体含量为41.24 ul/l，13：30分再次取样乙炔气体含量为50.75 uL/L（具体数据见下表）。2变压器B相油中气体含量色谱分析结果表时间甲烷乙烯乙烷乙炔氢一氧化碳二氧化碳总烃09：10 19.81 18.32 6.4 41.24 108.72 305.79 2289.00 85.77 13：3023.0022.006.350.75127.00322.002397.00102.00#2变压器B相退油后，进人点检发现在高压套管下引线一绝缘夹件有碳黑和明显树枝状放电现象，该绝缘夹件为层压纸板结构,见下图 图一 故障位置 图二 故障现象 图三 层压纸板的树枝状放电 图四 辅助绝缘纸板上的碳黑 案例二：设备简介某公司#4发电机组使用的高厂变为西安西电变压器有限公司提供的SFF9-40000/20型号产品，#4发电机组于2012年10月21日开始停运转机组大修，停运前高厂变运行正常，检修期间对高厂变进行了常规的检查、清扫、预防性试验，试验完全按照江苏省电力设备交接和预防性试验规程要求进行，从试验结果看，未发现异常。2013年1月3日，在机组大修完毕，发电机组并入电网，用高厂变接带该机组厂用负荷后，出现高厂变低压侧三相电压不平衡（A相3.519KV B相3.487KV C相3.422KV），负序电流较大， 遂将该机组厂用电切换至#02启备变接带，该高厂变置为空载运行状态。1月4日10:00，安排检验中心做该变压器油色谱分析，发现部分指标超标，特别是乙炔含量达到143.4ppm，已严重超标；立即安排再次取油样验证，结果基本一致，遂判断为变压器内部可能有故障点。为避免设备出现大的损坏故障，汇报部门及公司领导，并与省调协商后，安排#4机组于2013年1月4日晚上23:30停运处理，1月5日0:40正式开始对高厂变进行拆除隔离，经过紧张抢修，全部工作在3:00左右结束。#4高厂变彻底退出运行，解体检修发现高压侧分接开关发生闪络。4高厂变油中气体含量色谱分析结果表该变压器退油解体后发现C相分接开关烧损。 图五： 待更换的分接开关 图六 故障位置分接开关损毁情况3 变压器内部故障原因分析3油气机理分析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。 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。IEEE认为对变压器故障早期诊断的最佳方法是油中气体分析法，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。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位特征气体浓度不同。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。 32 变压器内部放电类型的判断321 变压器内部通常有三种放电类型：电弧放电故障、低能量放电故障和局部放电故障。电弧放电故障产气量大、气体剧烈产生，运用测定油中溶解气体的方法不容易对其诊断，往往是在出现故障（轻瓦斯发信动作）后，我们才能根据油中气体、瓦斯成分的分析，对变压器的故障性质和严重程度进行诊断。电弧放电故障气体主要是乙炔和氢，其次是乙烯和甲烷，若涉及固体绝缘，CO的含量也比较高；低能量放电故障。一般是电火花放电，其故障气体主要是乙烯和氢。由于其故障能量较小，总烃一般不会高；局部放电故障。其产气特征是氢组分最多（占氢烃总量的85以上），其次是甲烷。局部放电的后果是绝缘老化，如任其发展，会引起绝缘损坏，甚至造成事故。322 电力设备预防性试验规程规定：500 kV变压器C2H2含量的注意值为1 uL/L。案例一中2变压器B相取油样色谱分析，发现C2H2含量为40-50 uL/L、H2 含量108-127 uL/L，已大大超出规程规定，同时针对历史数据进行分析，没有发现异常值。 根据#2变压器B相异常气体色谱试验数据，用经验公式估算故障点的发热温度为T322×1g（C2H4C2H6）525，两次取样温度计算如下：2009/12/13 9:10时： T322×1g（C2H4C2H6）525322×1g（18326.4）525 11022009/12/13 14:00时：T322×1g（C2H4C2H6）525322×1g（22.006.3）525 110根据IEC三比值法(以2009/12/13 9:10油样计算)：C2H2C2H442.2418.322.25，比值编码为1；CH4H219.81108.720.182， 比值编码为0；C2H4C2H618.326.492.86，比值编码为1，（第二次比值编码为2）；判定故障编码是101或者102,根据故障类型判定方法(电力用油、气质量、试验方法及监督管理标准汇编P570)，初步判断为电弧放电。323 从上述分析可得出以下结论：2变压器B相油中乙炔产气过快，故障点温度约1100，证实存在故障源，此温度足可以使绝缘油分解出C2H2，故障类型应为电弧放电且温度持续增高。 同样的方法对案例二分析：故障点温度约850，此温度足可以使绝缘油分解出C2H2，故障类型应为电弧放电。33 案例一绝缘材料成份分析为彻底调查放电原因，在夹持件和辅助绝缘板上发黑的部位取样，进行成份分析试验。试验在上海复旦大学国家微电子材料与元器件微分析中心进行，采用场发射扫描电子显微镜，配以X光能量色散谱（EDX）分析系统，试验电压为20KV，在电子显微镜下直接观察。试验总共在不同样品上取样个，并分别标号，试样18为夹持件发黑部位取样。试样910为附绝缘发黑部取样，试样11为附绝缘发黑附近正常纸板取样，在另一试验板上。 331 由于该绝缘件从变压器中取出没有脱脂干燥，从试样中可以看到有很多油，经多次打点后，发现多种金属元素，具体如下分析：试验样8的频谱与影象图：试验样8经多次打点后，发现Fe峰值较高，并有少量的Al、K、Ca、Mg、Si等，如下表： 同样的方法：试样11又发现一小圆球，对小圆球打点发现Fe、Mg、Si峰值较高,并有少量的Al、Ca、Ti等，一般正常样除了C、O，没有其他金属，说明该取样处已被放电打出的尘埃污染。如下表：333 试验中发现了多种金属，有部分金属含量偏高，11个试样具体成份统计如下表：CONaAlSiCaFeCl TiSMgKSn试样148.4918.7514.3118.46试样249.9026.1410.3613.60试样339.8522.0014.5121.172.47试样466.4724.831.307.40试样590.637.951.43试样655.3216.9810.8614.981.86试样769.3629.880.77试样841.5230.021.127.543.9712.421.961.4633.6113.9252.4752.3831.801.8212.561.456.067.2977.998.65试样941.5027.075.4312.138.844.490.5421.2631.647.34 2.032.8628.270.913.861.8317.393.7119.0739.713.6411.415.0835.3623.352.601.721.4335.53试样1070.0929.450.4759.0219.893.9011.551.384.2625.1632.980.800.861.6119.871.4016.850.4929.0430.478.3416.398.194.921.191.4615.1417.270.5167.08试样