基于犇犌犃的变压器故障机理与诊断

4.5　基于犇犌犃的变压器故障机理与诊断

4.5.1　概述

当变压器内部存在局部过热、局部放电等故障点时，就会加快氢气、二氧化碳、一氧化碳及各种低分子烃类气体的分解，这些气体在油中对流、扩散，大部分溶解在油中。大量的实践经验与实验数据表明，特征气体的组成和含量与故障的类型、故障的严重程度有密切关系。通过DGA（DISSOLVED GAS－IN－OIL ANALYSIS，简称DGA）来定量测定主要特征气体氢气（H₂）、甲烷（CH₄）、乙烷（C₂H₆）、乙烯（C₂H₄）、乙炔（C₂H₂）、一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO₂）的含量来对变压器进行故障诊断，就可确定故障性质及程度。

油和固体绝缘材料在正常运行温度下老化产生的主要气体是CO和CO₂。在局部放电时油纸绝缘材料产生的主要气体是H2和CH4，当故障温度稍高于正常运行温度时，油裂解主要产生CH₄，随着故障温度的继续升高，则主要产生C₂H₄和C₂H₆气体。当温度超过1000℃时，油分解产生较多的C₂H₂，当固体绝缘材料故障受热时，则会产生较多的CO和CO₂^［9］。变压器气体组分与故障性质对应关系如下：

（1）金属性（分接开关、铁心、裸接头、箱壳等）局部过热故障发生时，绝缘油受热分解主要产生CH₄、C₂H₄气体，其特点是烃类气体总量较高；

（2）当引线绝缘、铁轭绝缘、穿心螺栓绝缘等纸或纸板固体绝缘故障过热分解时，油中溶解气体中CO和CO₂的含量增加。当固体绝缘过热且温度不高时，则色谱分析中CO和CO₂含量较高而总烃含量不高。因此涉及固体绝缘故障的显著特征是CO、CO₂含量的增加。

（3）变压器内部放电的主要特征是C₂H2和H2含量较大，而区分过热与放电故障的重要特征是C₂H₂含量的高低。放电能量的高低决定了气体构成的不同。高能量的电弧放电会产生较多的CH₄与C₂H₄，而能量较低的局部放电特征气体主要是H₂，还有少量的CH4和C₂H₂，总烃值较低；

（4）当变压器受潮、含有水分或油中有气泡时，都会由于强电场的作用分解产生大量的H₂。

油中溶解气体分析（DGA）是充油电力设备常用的重要监测手段，它能及时发现变压器内部存在的早期故障，在实际运行维护中排出了很多故障隐患。由于这一技术可以在线监测，不受外界电磁干扰的影响，因此，被认为是诊断充油电力变压器早期故障、预防灾难性事故的最好方法。统计表明，通过该试验结果检出的我国电网中故障变压器超过50%。

4.5.2　油中溶解气体分析在故障诊断中的作用

无需停运变压器是油中溶解气体分析色谱法的最大优点，且可以查明变压器发生的早期内部故障。由于机械裂化最终转化为过热或放电故障，而油中溶解气体分析色谱法对过热和放电故障敏感有效，且不受电磁干扰影响，重复性好；气相色谱分析仪只要基线稳定，有足够的灵敏度，就能满足最小检知浓度要求。

变压器内部绝缘材料有两种，一是变压器油，起着绝缘和散热双重作用；二是绝缘纸和绝缘纸板。油与绝缘纸结合，耐电强度很高。

4.5.3　变压器油中气体的产生机理

变压器的绝缘材料是油和纸，影响油中气体产生机理的因素很多。表4－2和表4－3分别表示场强和温度对油中气体产生的影响。

1）变压器油裂化及产气

（1）变压器油是一种绝缘性能很好的材料，它是将石油蒸馏、精练后获得的一种矿物质。

（2）运行中的变压器油因受温度、电场、氧气及水分作用，而发生裂解、氧化与碳化等反应，产生了各种气体。

（3）主要气体包括：CH₄、H₂、C₂H₄、C₂H₆、C₃H₈、C₄H₈、CO₂、CO等。

表4－2　130KV/CM场强（25℃）下变压器油的产气组分（体积%）

表4－3　230～600℃局部加热时变压器油分解的气体（×0.1mg/g油）

2）固体绝缘材料的分解及产气

绝缘纸与绝缘纸板主要成分是纤维素，两者统称为固体绝缘材料，当温度大于300℃时分解产生CO、CO₂，如表4－4所示。其中CO、CO₂会随着环境温度、油中氧的含量和纸的湿度增大而增加。

表4－4　温度470度时纤维素热分解产物

3）正常运行的变压器油中的气体组分含量

（1）数据统计表明，在101.3KPA，25℃时，对于正常运行的变压器，油中氮气为70%～80%，氧气含量为20%～30%，其他气体约占1%，而运行中的进口高压变压器或电抗器，油中氧气含量一般低于10%，总气量不超过体积的3%。

（2）常规状态下，受电场、热场、湿度和氧的影响，绝缘油和固体绝缘材料会发生缓慢老化，并产生烃类气体、氢、碳化物及一些裂化物，其极限浓度见表4－5所示。

表4－5　新变压器投运前后油中气体的极限浓度/（μL/L）

4）国外变压器正常运行的极限值

运行7～8年后变压器油中气体浓度就会趋于稳定，但由于工艺、材料、结构设计上的差异，油变压器中可允许有的含气量不同。表4－6给出了正常运行变压器中允许气体浓度的极限值，它是国外在对几千台变压器里溶解气体的分析后得出的。

表4－6　国外对无故障变压器里油中气体的极限浓度/（μL/L）

5）充油变压器的套管

（1）充油变压器的套管在运行中受电场力的作用比变压器本体更大，其内部因局部放电而产生H₂、CH₄，因而这些气体含量比投运前高了许多，我国对3105只套管进行了统计，结果表明：CH₄超过100μL/L的占2.6%；3099只套管中C₂H₂超过5μL/L的占3.7%；3002只套管中H₂超过500μL/L的占4.7%；通过对山东省电网运行中的1000只套管作油中气体分析：H₂含量超过500μL/L的占7.8%；C₂H₂超过5μL/L的占8.4%；CH₄超过100μL/L的占9.1%。

（2）套管具有体积小、场强集中、外壳瓷瓶易碎和产气时易爆炸的特点。投运前应进行试验分析，并密切注意运行中产气率和气体组分含量的变化。

6）变压器故障与油中特征气体的关系

（1）运行试验表明，变压器油和有机绝缘材料在热、电的作用下会逐渐老化和分解，产生少量的CO、CO₂及各种低分子烃类等气体。

（2）潜伏性热或放电性故障会加快这些气体的产生。

（3）产气的主要原因是局部过热（铁心、绕组、触点等）和局部电弧放电（层间短路、沿面放电、触点断开等）。这些故障都会引起变压器油和固体绝缘的裂解，从而产生气体。

（4）能够代表变压器内部故障特征的气体称为特征气体。主要包括：H₂、CH₄、C₂H₆、C₂H₄、C₂H₂、CO、CO₂；而把CH4、C₂H6、C₂H₄和C₂H₂含量的总和称为烃类气体含量的总和或总烃。

（5）研究表明，故障类型及故障严重程度与特征气体的组分含量密切相关。

因此，通过研究变压器内部不同故障产生特征气体的普遍规律，根据故障类型与特征气体的密切关系，利用智能算法就可以找到变压器内部故障的诊断方法。

4.5.3　变压器故障类型与油中特征气体含量的关系

1）变压器主要故障

过热性故障和高能放电故障是变压器的主要故障；通过对国内359台故障变压器的故障类型进行统计，结果如表4－7所示。

表4－7　变压器故障类型的统计

2）变压器不同故障类型产生的气体

根据大量现场试验、模拟试验和运行经验统计，变压器不同故障类型产生的气体如下：

（1）电弧放电：电流大，主要产生C₂H₂、H₂及少量的CH4。

（2）局部放电：电流小，主要产生H₂和CH₄。

（3）油温过热：产生H₂、CH₄、C₂H₄和C₃H₆。

我国《变压器油中气体分析和判断导则》（DL/T722－2000）给出了不同故障类型和主要特征气体、次要特征气体对应关系，如表4－8所示。

表4－8　变压器不同故障类型产生的气体

3）充油变压器的典型故障

通过对运行中变压器发生大量事故进行吊心检验、诊断和总结，列出了变压器及高压引线套管内的典型故障与故障类型的关系，如表4－9和表4－10所示。

4）热性故障时变压器油中的特征气体

（1）热性故障：热应力会造成绝缘加速劣化并产生气体。将某些气体组分或某些组分的比值作为故障特征来诊断变压器内部故障，具有重要的现实意义。表4－11给出了纤维素在470℃时热分解的产物。

表4－9　充油变压器的典型故障

表4－10　充油变压器套管的典型故障

（2）变压器内部过热性故障产生气体的特征。

热点只影响到绝缘油分解的过热故障时，产生的特征气体主要是占总烃80%以上的CH4和C₂H₄，温度较低时，CH₄比例大；当温度大于500℃时，C₂H₂、H₂组分比例增大；温度大于800℃（严重过热）时，会产生低于乙烯量10%的少量C₂H₂。

表4－11　纤维素在470℃时热分解的产物

（3）涉及固体绝缘的过热性故障时，会产生较多的CO、CO₂和部分低分子烃类气体，且CO、CO₂比值会随着温度升高逐渐增大。对只限于散热不良或局部油区堵塞的过热性故障，低分子烃类气体可能较少。

（4）统计结果表明，引起变压器过热故障的各因素所占比例为：50%为分接开关接触不良造成的；铁心多点接地和局部短路占33%；紧固件松动、导线过热和接头不良占14.4%；局部散热不良占2.6%。表4－12列出了电弧使油及固体绝缘裂解出的各种气体。

表4－12　电弧使油及固体绝缘裂解出气体/（WT%）

5）放电性故障时变压器油中的特征气体

变压器内部的主要故障是放电性故障，按能量密度将放电性故障分为电弧放电故障和火花放电故障两种类型。

（1）电弧放电又称高能放电。主要由线圈匝、层间击穿、引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障引起的。

＊特点：能迅速产生大量气体，特别是匝、层间绝缘故障因无先兆难以预测，易产生突发性事故，应引起重视。

＊故障特征气体：主要产生20～70%的C₂H₂，30%～90%的H₂，且一般CH₄低于C₂H₂。

＊变压器绕组短路或分接开关切换产生电弧都可能会使油中气体组分中C₂H₂含量占主要成分且超标；

＊若C₂H₂增长较快且超标，而其他成分正常，则可能是变压器内部存在高能量放电故障；

＊发生高能量放电时，电场力会严重破坏变压器内的固体绝缘材料，产生的大量气体会进一步降低绝缘，并引起爆炸。

（2）火花放电是一种间歇性的低能量放电。

＊故障原因：套管导电管与引线或套管储油柜之间放电；引线或铁心接地片接触不良而引起放电；分接开关拨叉电位悬浮而引起放电；

＊特征气体：主要产生25%～90%的C₂H₂、大于30%的H2和小于20%的C₂H₄；

＊当发现H₂、CH₄增长较快且同时出现C₂H₂时，应特别关注存在着由低能放电发展成高能放电的危险的可能性。

6）根据特征气体含量进行故障诊断

变压器油、绝缘纸的热分解本质可以由变压器油中特征气体来反映。故障源的能量密度与故障点产生烃类气体的不饱和程度密切相关。因此，用特征气体法判断故障性质针对性较强，方便直观，但不能定量分析，如表4－13所示。

表4－13　判断变压器故障性质的特征气体法

绝缘油和绝缘纸、纸板是充油变压器的主要绝缘材料，绝缘油老化时主要产生H2与烃类气体；绝缘纸等固体材料老化产生的特征气体是CO和CO₂。

根据实践经验和模拟试验，通过对各类变压器故障诊断、检查结果进行分析总结，给出特征气体与故障情况的关系，如表4－14所示。

表4－14　特征气体中主要成分与异常情况的关系

注意事项：

（1）变压器正常运行过程中，油、纸绝缘会因逐渐老化而产生气体。

（2）热和电故障也会产生与正常运行时同样的气体，只是含量不同。

（3）应参考气体监测数据，并根据变压器的结构特点、外部环境及历史状况来综合判断故障及严重程度。

（4）由于其他原因产生气体也会进入变压器油中，引起误动。因此，除了参考气体含量和组分比值外，还要观察其他现象综合分析。

（5）对出厂和新投运的变压器等设备气体组分含量的要求和油中溶解气体的值，我国《DL/T　722－2000导则》给出了参考标准，以作为诊断电力变压器故障的重要依据。见表4－15和表4－16所示。

表4－15　对出厂和新投运的设备气体含量的要求（μL/L）

表4－16　变压器电抗器和套管油中溶解气体含量/（μL/L）

诊断过程：

（1）出厂和新投运的变压器的诊断。

对出厂和新投运的变压器气体组分含量必须符合表4－15的要求，且投运前后的两次分析结果应有较小变化。

（2）运行中变压器的诊断。

＊如果设备内部油中气体组分含量超过表4－16所列数值时，应引起注意。但气体含量的绝对值不是判断故障的唯一标准，应进行连续的趋势分析，查明故障原因。

当330kV及以上的电抗器油中出现微量（小于1μL/L）C₂H₂时也应引起足够重视；但如果判断在气体异常情况下不会危及绕组和铁心安全时，设备仍可继续运行。

＊气体增长率注意值。仅根据气体含量的绝对值很难正确判断故障的严重性。而故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等因素都与产气速率相关，如表4－17所示。

每日运行产生某种气体的的平均值称为绝对产气率；每月运行或折算到月，某种气体含量增加原有值的百分数的平均值称相对产气率。产气率与负荷情况、设备类型、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度有关，应根据上述因素进行综合分析。

利用特征气体进行变压器内部故障诊断见表4－18、表4－19和表4－20所示。

表4－17　绝对产气速率的注意值/（ml/d）

表4－18　特征气体与变压器内部故障的关系

表4－19　以总烃为特征量的故障诊断

表4－20　气体继电器中的游离气体为特征的量的故障诊断

随着加工工艺、制造材料的进步，变压器可靠性显著提高；但很多是变压器的突发性故障，其早期故障很难预测；大量的试验与统计结果表明，变压器故障类型与油中溶解气体的组分含量之间存在着内在联系，因此利用这些气体的组分含量作为特征值可以判断变压器的故障性质。