（国网内蒙古东部电力有限公司检修分公司，内蒙古 通辽 028000）
摘要：利用溶解气体分析法诊断充油电气设备内部早期故障是一项重要监督手段，该技术已经成功地预防了多起变压器等电气设备的严重故障。随着色谱仪微机化，气体分析时间缩短、测定的精度已经大大提高，按照“变压器油中溶解气体分析和判断导则”来判断设备运行状况，可准确诊断当前设备是否存在故障，但不能精确诊断出设备故障的具体部位、故障性质以及故障程度，给停电检查带来难度，不能起到决策指导作用。本文对运行中油中溶解气体含量异常时的数据分析方法进行了研究，给出了综合的设备故障部位处理建议，通过实例说明了本文方法的实际应用，为后续工作顺利展开提供参考。
关键词： 溶解气体分析；色谱分析；故障诊断；故障部位判断；
0 概述
电气设备的维修体制长期以来对提高电网运行的可靠性至关重要，但也存在不能及时发现设备内部的绝缘隐患、检修间隙设备在运行中时有事故发生的问题，而且停电进行预防性试验不能真实反映设备内部的绝缘状态，检修费用高，停电试验还要造成巨大的经济损失[1-3]。随着电网向高度自动化方向发展和国计民生对供电可靠性的要求越来越高，迫切需要对现行的设备维修体系进行变革[4-5]。本文对运行中油中溶解气体含量异常时的数据如何进行分析，如何判断设备类型、故障大致部位提出综合的处理建议，在实际中发生的设备故障举例说明，为后续工作顺利展开提供参考。
1充油电气设备故障易发生的部位及其产气特点
1.1连接点过热
根据多年的实践数据统计，故障发生最多的是连接点过热，占故障量的80%以上。连接点过热常见的部位有四种：一是分接开关故障，当触簧或压簧片弹性不够或动触头和定触头接触不到位时就会产生欧姆发热及火花放电。二是常发生在套管尾部的引线连接处，多是因压紧螺母松动而引起欧姆发热及火花放电的。三是铁芯多点接地，当由于各种原因出现多余的接地点时，这种接地点必然接触不良而产生欧姆发热及火花放电，或形成环流回路发热。四是引线连接不良时也会产生发热甚至产生火花，因为以过热为主，连接点过热的特征气体主要会有较多的乙烯及氢﹑乙烷﹑甲烷等。因有火花放电所以会有乙炔，但是不占主要成分。这种类型故障的特点是发展速度快，产气速度快，属于严重型过热故障，故障点容易查找，消缺简单。
1.2铁芯局部过热型故障
当设备结构设计不合理或制造工艺﹑检修质量有问题时会出现不同程度的过热型故障特征。铁芯故障所产生的气体主要是乙烯﹑甲烷﹑乙烷和氢，一般无乙炔。通常称为一般性过热故障或慢性过热故障，对于存在这类故障的设备，只要跟踪得当，可以从容地进行检查处理。在处理上，如果是制造工艺或检修质量的问题，故障点是容易发现和消除的，如果是本身结构设计上的问题就不容易解决了，只有停用或监控运行。
1.3大面积低温过热
一般常因油路设计不合理﹑散热方式不良或负荷运行而产生，有时也和运行有关。产生气体的速度可随着环境温度下降﹑负荷降低而减慢。其主要特征是总烃在150-500微升/升之间，无乙炔，但一氧化碳及二氧化碳含量较高，并且co/co2比值越大，过热温度越高。从油的脱气量上也会反应出，随着过热点温度的提高，老化加速，油中溶解的气体比例会逐渐增大，脱气量增加，逐渐达到饱和量10%，而后产生游离气体进入瓦斯继电器。一般低温过热co2/ co比值小于3，正常老化co2/ co比值大于7。在诊断中，可以从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体绝缘。
1.4电弧性放电
电弧性放电包括匝间﹑层间线圈短路击空，引线断线故障其产生的气体主要是乙炔，可达200微升/升以上，并有含量很高的氢产生，乙烯等气体占有较高的比例，但不占主要成分。这类故障一旦发生，会使轻﹑重瓦斯保护同时动作，气体继电器中的特征气体含量很高。常把这类故障称为突发性故障，这类故障先兆不明显，色谱分析也很难预测，只能起到故障发生后的判明作用。
1.5单纯性火花放电
火花放电是一种间歇性的放电故障，一般多发生在互感器中，变压器、套管中均有发生。多发生在不同点位的导体与导体，绝缘体与绝缘体之间以及不固定点位的悬浮体间。如铁芯片间、无载分解开关、套管均压球、螺母松动等造成接触不良悬浮放电，其产生的气体以乙炔为主，一般在2微升/升以上不等，其次是氢气，但由于故障能量较小，总烃一般不高。诊断这类故障，在电力变压器中，有载调压开关内的油气与低能放电产生的气体相同，在诊断中首先要排除油载调压油箱与主油箱之间是否相通，如果忽略这一点有时会导致误诊断，主油箱中C2H2/H2>2，认为是油载调压污染的迹象。
1.6电晕放电
多发生在充油套管，多是因进水受潮或电容屏尺寸不对﹑卷制不紧有皱纹和气泡等，其主要产生的气体是甲烷和氢。如制造工艺较差的套管（原抚磁套管），甲烷和氢增加比较明显。
1.7变压器受潮
水分和潮湿空气侵入设备会导致绝缘油和绝缘材料性能的降低。设备受潮除了制造工艺和运输安装过程不善的因素外，潜油泵密封损坏﹑设备注油方法不规范﹑设备密封不良﹑检修时线圈受潮等维护不当的因素也会引起受潮。受潮的特征气体是氢气单纯较高。但是由于水在设备内存在的形式有油中溶解的水﹑固体绝缘材料吸咐的水和游离碳沉积水三种形式，所以确定设备是否受潮应进行色谱分析﹑油中微量水分析和油绝缘强度分析及绝缘试验的综合判断。一般如果色谱分析中发现氢急剧增长，同时油中微量水含量明显增大，甚至油绝缘强度明显下降时，就可判断设备受潮了。不过在取样油温度低于零上5度时微水和耐压反映不是很明显，当取样油温度高于40度时则非常明显，在分析时注意考虑这一点。
2 分析人员的基本技术素质
由于影响色谱分析数据准确性因数很多，同一个油样在不同的试验室很难得到一个完全相同的结果。但是由于正常值与故障值相差悬殊，因此色谱分析绝不会放过一台故障设备。但是对气体含量异常的设备如何处理，会不会将正常的设备误认为有故障，这就需要提高判断能力了。所以要求分析人员应做到：
(1) 掌握好变压器油取样﹑脱气方法，色谱仪的操作技术，从而出示可靠的分析结果，这是正确判断故障前提保障。
(2) 了解充油电气设备的内部结构，了解设备故障可能发生的部位及原因。
(3) 根据分析结果提出故障的性质﹑发展趋势和大体的部位,以便领导做出决策。
(4) 对故障设备提出相应的反事故措施。如能否继续运行，继续运行期间的安全技术措施和监视手段或是否需要内部检查、绝缘试验等。
(5) 设备大修或内部检查时分析人员应参加，一是可以从中验证﹑提高分析判断水平，二是了解设备结构，积累第一手资料，不断把故障判断推向新的水平。
3.异常设备的分析诊断
确诊设备内部存在故障时，首先要排除非故障产生的可能性。例如，带油补焊；故障大修滤油后绝缘材料吸咐的故障气体组分回溶；设备受潮或进水；附属设备（如潜油泵油流继电器接点电火花或电机缺陷，有载调压器灭弧室油向本体渗漏等）故障的影响等。在对故障进行综合分析，判明故障存在及性质、部位、发展趋势等情况的基础上，提出应采取的处理措施。
3.1故障严重程度及发展趋势诊断
掌握故障严重程度就必须考察故障点的产气速率，产气速率与故障消耗的能量大小、故障部位和故障点的温度等情况有直接的关系。计算故障产气速率可以对故障的严重性做出估计。
(1) 绝对产气速率按下式计算：
式中γr为相对产气速率，%/月；Δt为两次取样时间间隔中的实际运行时间，月。
绝对产气速率表示法能直接反应出故障性质和发展程度。不同设备的绝对产气速率具有可比性，不同性质故障的绝对产气速率也有其独特性。相对产气速率对同一设备油中产气速率前后对比，能看出故障的发展趋势。如果气体继电器中聚集有游离气体时，往往反映为故障向更严重的程度发展，应使用平衡判据。即比较油中溶解气体与游离气体的浓度，如果气体继电器内的气体浓度明显超过油中溶解气体浓度，说明设备内部存在产生气体较快的故障，当K>3, 说明设备故障较严重。
3.2故障类型的诊断方法
特征气体法是以不同故障类型产生不同的特征气体，由此推断出设备的故障类型，从中找出故障的大体部位，如表1所示。方法一，是根据对各类大型变压器的诊断和检查结果进行比较、分析，归纳出典型特征气体中主要成分与异常情况的关系。方法二，当故障涉及固体绝缘时，会引起CO和CO2含量及比值的明显增加和改变,CO2/CO<3。使用三比值法诊断中有时气体的比值会发生变化，可能有新的故障重叠在一起，因此要不断的考察气体比值的变化，区分故障性质、部位、严重程度。要不断的积累经验，以准确的进行判断。
式中Q1为理论热值，9.38KJ；R为故障时间内的产气量，L；ε为热解效率系数；H为故障持续时间，s。
ε按如下取值：局部放电ε=1.27×10-3；铁心局部过热ε=100.00988T-9.7；线圈层间短路 ε=100.00686T-5.83；式中T为热点温度，℃；
3.4故障点部位的确定
变压器油中气体分析技术的最大不足之处是不能准确判定故障具体部位。但是在实际工作中通过上述的故障点的特性、产气特点、故障性质、热点温度和故障源的功率的变化可以大体上推断出故障大致部位。利用两种方法确定是导电回路还是磁回路，一是，将设备空载运行，如果可燃气体不断快速增长，认为故障在磁路，反之在电路。二是，根据导电回路和磁回路产气特征的某些差异来推断故障点是在导电回路还是在磁路部分。例如：当故障在导电回路时，往往有乙炔产生，随着故障点的功率加大，乙炔上升明显，乙烯和乙烷的比值也较高，乙烯的产气速率往往高于甲烷的产气速率。对于磁回路故障一般无乙炔，或者很少（一般只占氢烃总量的2%以下），而且乙烯和乙烷的比值也较小，绝大多数情况下该比值为6以下。经过上述故障易发生的部位的产气特点和分析诊断，基本上可以诊断出设备的性质，严重程度，故障大致部位。
对于故障点部位的确定还要结合运行、检修和其他试验结果进行综合分析判断。例如，对于热性故障，可以结合直流电阻、变比及单相空载试验等来进行综合判断。然而对于电气试验的灵敏度很低，往往难于获得准确的诊断，但不等于设备不存在问题。在综合判断时，如果工作人员有丰富的现场经验，对于各种充油电气设备的结构和常见故障及其原因比较了解，则对故障点部位的推断是很有帮助的。在综合判断时，还要利用红外成像技术分析诊断变压器过热，通过测得的局部温度，与厂家技术人员联系核定设计制造问题，对确定设备过热的部位也是非常必要的。总之，跨学科、跨专业联合进行综合诊断是解决复杂技术难题的有效途径。
4 故障处理建议
根据设备故障实际情况提出处理建议。要根据设备的产气速率而决定采样周期，原则是先短后长，注意考察产气速率，不同的设备区别对待，不要死卡各项指标。对于某些故障，不应盲目地建议进行吊罩内部检查，应首先考虑这种故障是否可以采用改善冷却条件﹑或限制负荷等措施来予以缓和或控制其发展。有些热性故障是设计结构上的原因，根本无法修复，既使吊罩吊芯检查也难以找到故障源。所以对存在热故障的设备，可采取改善冷却条件﹑限制负荷等措施，避免热性损坏。在设备监视期间尽量保持设备运行条件的一致性，以考察产气速率，对于故障设备，不要盲目地建议进行脱气处理，这会给考察产气速率带来不便，进行脱气后气体会有回溶的现象，分析时要计算和考虑这部分气体来源。
如果是乙炔气体单纯升高，其它气体含量较低，无明显增加，属于裸金属故障，不会迅速形成绝缘的贯穿放电，这类故障注意跟踪监视，注意区别是导电回路还是磁回路故障。对于放电性故障来说，乙炔含量会不断的升高，当乙炔占总烃的主要成分，各种组分不断增长及各种气体的含量进行比例变化，产气速率逐渐加大，这时应明确提出为放电性故障，立即停止运行，进行吊心或吊罩检查，否则会造成不可挽回的严重后果。对于单纯性的热故障，常会出现总烃上升到一定值后达到稳定的现象。当绝对产气速率上升至12毫升/天并不断上升时，再提出安排时间进行内部检查。对于已确诊为大面积低温过热故障的变压器，还应建议检查冷却系统（如潜油泵、风扇﹑散热器等）有无问题，或建议限制负荷运行等。
对于少油设备的产气速率注意值应按隔膜式变压器来要求，当少油设备中乙炔不断增长时，不得再进行跟踪分析，应立即停用进行内部检查或更换。对于氢气单纯超注意值，尤其是发生轻瓦斯频繁动作的变压器，除了可能有进气受潮的情况外，还要进行潜油泵的密封检查及油枕放气检查。当油中气体含量很高时应提出进行脱气，提高油的绝缘强度。
5 故障实例分析
5.1 过热故障分析
科尔沁变电站500kV科沙2号线电抗器B相过热故障的分析诊断。电抗器是三相分体式，型号是BKD-50000/500，容量50000千伏法，油量19吨，是特变电工沈阳变压器公司生产。电抗器于2008年6月6日投运，投运初期色谱数据正常，运行5个月后油中总烃明显增长，总烃、甲烷、乙烯、乙炔气体，氢气都有不同程度的增长，一氧化碳、二氧化碳没有变化。分析数据见表2，总烃气体变化见图1。
图1 电抗器总烃气体含量增长曲线
分析过程：
(1) 采用IEC三比值法判断故障性质。从表2中08年11月11日至12月29日的数据计算出特征气体比值，确定其编码。三比值编码始终为0、0（1）、2，分析认为内部存在高温过热故障。
(2) 采用特征气体法判断设备故障类型，甲烷和乙烯占总烃主要成份，说明设备存在过热故障，油中氢和乙炔的升高，说明设备热点的温度较高，伴随有放电现象，一氧化碳和二氧化碳未增长说明设备过热点不涉及固体绝缘，故障点在裸金属部分。
(3)计算总烃绝对产气速率：
（注意值为12 ml/d）
(5) 通过对总烃绝对产气速率考察，绝对产气速率26.2ml/d，认为设备存在过热故障，热点温度为760度左右，根据导电回路和磁回路产气特征，乙烯的产气速率往往高于甲烷的产气速率，乙炔含量比磁回路故障相对大，判断为导电回路，决定提出处理意见。通常是引线夹件松动或接头焊接不良等造成。在监视中注意，要多次的进行总烃气体的产气速率考察，产气速度有无增长，是否出现拐点。三比值编码值是否改变，故障性质有无改变，有无新的故障在叠加，注意选好时间段。
(6) 提出处理建议，于2008年11月15日提出电抗器停止运行，进行绝缘试验及设备吊芯检查。
(7) 吊罩检查结果，该电抗器于2009年1月5日进行了电抗器吊罩，绝缘试验正常。检查发现： 500KV高压套管引线下部接点处连接用的螺杆3个有不同程度的永久烧损痕迹；铜杆两侧的金属锻面中间部份有烧黑的痕迹，第三个孔有明显的永久烧损痕迹。从检查结果分析，可燃气体产生原因是铜棒连接处松动造成锻面接触不良而过热所致，螺杆松动造成放电。
图2为套管内部高压引线连接用的螺杆和引线铜杆烧损情况及套管下部的绝缘桶结构。
(a)套管内部高压引线连接用的螺杆 (b)引线铜杆 (c)套管下部的绝缘桶
图2 套管内部管件图
通过吊罩检查了解到此电抗器高压套管内引线采用的是铜棒，在其套管内的下部距离底部约50厘米处是连接点，正是由于连接点接触不良，造成了过热。发现了如下的现象，气体变化起初很快之后变得很慢，并且气体不断增长。通过实际分析是和电抗器的结构有关的，一是，由于故障点是在套管铜管的内部，侵入的油量较小，气体扩散起来是很慢的，二是，套管下部有一个独立的绝缘桶，也会使油气扩散起来变慢。通过分析吊罩可以得知这个缺陷非常危险，气体扩散很慢，如果决断不及时将会造成设备严重损坏，因此了解设备结构对于分析诊断非常重要。
5.2放电故障分析
阿拉坦变电站500kV阿科2号电抗器B相缺陷。电抗器型号BKD-60000/500，油量19.15吨，特变电工生产。该电抗器投运一周后乙炔气体增长比较明显，其它气体变化不大，具体信息详见表3：
图 2 阿拉坦500kV阿科2号电抗器B相缺陷照片
互感器类设备气体来源特点，多年的互感器类设备情况分析，一是在投运初期（互感器）氢气含量单一升高；二是设备在投运后两三年内（套管）氢气含量单一升高。分析气体来源，互感器氢气升高多数是由于膨胀器注油前进行脱氢处理不彻底，使材料遇油后分解出氢气，套管氢气升高多是认为制造工艺差，油及固体绝缘材料中有少量水分在投运后分解出氢气，正常这样的设备运行一段时间，气体会逐渐稳定下来，一般不会高于500 微升/升。这类设备如果气体单一超过注意值，若无明显增长趋势，也可判断为正常。设备如果受潮，随着受潮的加剧，油中的甲烷气体会逐渐伴随增长，局放增加，这是区别与其它原因产生氢气的不同。
6 结束语
本文对运行中油中溶解气体含量异常时的数据分析方法进行了研究，给出了综合的设备故障部位处理建议，通过实例说明了本文方法的实际应用。结论表明，对于不同性质或不同程度的故障准确判定故障具体部位以及在分析结论中准确提出处理意见，需要不断的经验积累，根据油中气体分析结果认为存在内部故障时，还应结合绝缘试验、油质试验结果和设备的运行、检修情况等进行综合分析判断，最后得出结论。
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作者简介：
迟文彬(1961-), 男, 本科, 高级工程师/技师, 现从事输变电电气试验工作。
董航(1970-), 女, 本科, 工程师, 现从事输变电电气试验工作。
魏巍(1989-), 女, 本科, 工程师, 现从事输变电电气试验工作。
刘爱华(1977-), 女, 本科, 工程师, 现从事输变电电气试验工作。
论文作者:迟文彬,董航,魏巍,刘爱华
论文发表刊物:《电力设备》2016年第14期
论文发表时间:2016/10/11
标签：故障论文; 气体论文; 设备论文; 速率论文; 乙炔论文; 部位论文; 比值论文; 《电力设备》2016年第14期论文;