绝缘油中溶解气体分析与故障判断

绝缘油中溶解气体分析与故障判断

【摘要】通过变压器投运前绝缘油气相色谱分析以及电流互感器色谱试验结果的异常，结合跟踪检测及设备历年状况，利用特征气体法、三比值法及产气速率等相关分析来判断故障性质及危害，并提出了分析意见和防范措施的建议。

【关键词】真空滤油机；电流互感器;色谱分析;局部放电;原因;危害;结论

前言：

在电气试验中，通过气相色谱法测定绝缘油中溶解气体的组分含量，能尽早的发现充油电气设备内部存在的潜伏性过热、放电等故障，是监督与保障设备安全运行的一个重要手段。这一检测技术可以在设备不停电的情况下进行，而且不受外界因素的影响，可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测，确保设备安全可靠运行。本文将利用两个故障实例，一是电气设备投运前及真空过滤后油中仍然存在的故障气体的现象进行分析。二是针对电流互感器局部放电的故障进行诊断并提出处理措施及意见。

1、故障实例1：

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，油纸会因受热分解产生烃类气体。但是对于出厂和投运前的变压器气体含量按照国标导则规定乙炔含量应为0；氢气＜10μL/L；总烃＜20μL/L；然而在2006年6月9日110kV工业园变电所1#主变投运前色谱分析数据为：

以上数据可以看出油中氢气含量超过电力行业电力设备预防性试验规程注意值＜10μ

L/L的规定，应进行真空滤油处理，合格后方可投入运行。于是我们决定在2006年6月17日对110kV工业园变电所1#主变投运前的变压器油进行滤油处理；处理后分析数据如下：

通过监测和分析发现，绝缘油在真空过滤后甲烷、乙烯、乙炔及总烃含量大幅上升，为什么会出现这样的一组不正常的数据呢？于是我们又在滤油机中采样分析，数据如下：

故障判断：

从上面这两组数据可以看出变压器油经过真空滤油并没有将故障气体过滤掉，反而有增无减；那么原因何在呢？由于绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，在正常的情况下变压器油中很少或没有这种低分子烃类气体，只有在油过热裂解时而才会产生。设备没有投入运行所以不可能发生过热及放电，在排除了油本身不合格和设备正常地的原因外，通过我们多次测试分析很可能是由于真空滤油机处理时因电加热或泵压系统使油局部过热发生分解，由高分子量变成低分子量，从而产生氢气、乙炔和甲烷等气体。

真空滤油脱气脱水实质是一个在负压状态下的蒸发过程，在变压器油加热过滤时要求滤油机出口的温度控制在60～65℃，油首先进入具有较低真空度下的脱气区域中进行脱气，消除可能因油中水分或者气体过多产生的泡沫。之后，再进入高真空度下的脱气区域中再次脱气，将油中的水分及低分子烃类气体从油中蒸发分离出来。于是在这种情况下我们对工作现场进行了解，原来由于滤油机功率大，负荷重在工作状态时突然发生了两次停电，油在过滤加热过程中突然停电而使加热器内存在死油区，绝缘油随着故障点的温度升高，造成了局部过热导致油的裂解生成低分子烃类气体。

因而为此，我们更换了滤油机并保证了供电的可靠性，再次对110kV工业园变电所1#主变进行了48小时真空滤油处理，分析结果如下：

从上表数据中证实了我们的判断，由于真空滤油机不正确的工作状态导致了此次故障的发生。

2、故障实例2：

2004年2月18日，我油务班对220kV托克逊变电所110kV托吐II线CT进行周期色谱分析时发现A、B、C三相氢气超标。此设备是南京电瓷厂生产的型号为LBB-110NB的电流互感器，1993年11月投入运行，截止2004年已运行10年之久。于是我们便在同年8月2日进行了跟踪分析，其分析结果如下表：

2005年1月18日运行人员在巡视设备时发现110kV托吐II线CT A、B两相油位突然升高，于是当日我们便对此设备取样进行了色谱分析，试验数据如下表：

3、故障分析判断：

（一）利用故障特征气体分析判断

由于绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，依据设备故障能量的大小和不同，不同的故障类型绝缘油裂解产生的主要特征气体和次要特征气体组分也不同。

（1） 110kV托吐II线CT A相:

C2H2/C2H4 1.68/3.95=0.42；

CH4/ H2 502.96/20419.2=0.025；

C2H4/C2H6 3.95/140.25=0.028

计算出编码为110；可判断为高能量密度的局部放电。

（2） 110kV托吐II线CT B相:

C2H2/C2H4 0.14/6.07=0.02；

CH4/ H2 244.12/3575.08=0.07；

C2H4/C2H6 6.07/13.81=0.43；

计算出编码为010；可判断为低能量密度的局部放电。

4、故障产生原因分析：

综上所述，根据故障特征气体判断以及三比值法气体分析及导则推荐，设备内部可能存在局部放电故障，为高能量密度的局部放电。电流互感器金属膨胀器的金属波纹已经被顶起，说明产气速率很高，油中溶解气体已达到饱和状态。电流互感器是少油设备，由于产气和油膨胀均使设备内部压力剧增，很可能会导致电流互感器的爆炸事故。需要立即处理，对故障CT进行更换。停运更换后从电流互感器金属膨胀器顶部收集到故障气体约4L，对收集的气体进行色谱分析，数据与油中溶解气体含量相近。为了清楚的了解故障发生的原因，我们邀请了电力科学院专家一同对故障进行了分析判断。对设备解体检查，未发现—次引线紧固螺母松动；抽头紧固螺母松动；末屏接地螺母松动等导致过热的因素和设备进水受潮迹象。

由于绝缘结构和工艺上的种种因素，局部放电可能发生在固体或液体、绝缘内部的空腔之中。经过分析判断电流互感器局部放电故障可能是由于下述原因所造成：（一）材料方面原因

(1)金属导线表面不光滑、有毛刺，这些不仅会造成局部放电，而且还会损坏匝间绝缘，造成匝间绝缘短路。

(2)设备内部绝缘材料表面不光滑，内部有杂质，严重的含有金属粉尘等都容易引起局部放电。

（二）设备运行原因

设备运行年限久，制造质量不良会使电流互感器绝缘包绕松紧不均，绝缘纸间有皱格，表面不光滑，弯曲容易造成放电故障，而导致设备局部放电。

（三）结构方面的原因