电力变压器油中特征气体变化与潜在故障的相关性

董其国

（江苏省常州市供电公司，江苏 常州 213003）

摘要：介绍了风电发展概况，分析了江苏的风力

现状，阐述了江苏发展沿海风电和海上风电的前景及框架。

关键词：电力变压器；油中气体分析；绝缘材料；故障诊断

电力变压器油中溶解气体的色谱分析是《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996中电力变压器试验项目的第一项内容，这是基于应用油色谱分析的方法对电力变压器运行故障分析判断的准确性和可靠性比较高。因此，目前在电力生产和设备运行中已发挥出越来越重要的作用。

0 引言

油色谱分析技术的关键是根据气相色谱分析仪的测试结果来分析判断电力变压器内部的异常和故障发展趋势，以保证电力变压器的安全可靠运行。其分析判断的方法常包括：根据气体含量的变化判断；根据气体含量比值的变化判断；根据总烃与产气速率的变化判断；根据T （过热）D （放电）图对故障发展趋势的判断；根据气体变化对故障热点温度的判断；根据气体变化的总烃安伏法对故障回路的判断等等。其中，根据电力变压器油中特征气体的变化来判断变压器的内部故障是气相色谱分析的一项基本方法和重要内容。

油中特征气体产生的原因见表1

。

故障形式产生的特征气体见表2

。

1 内部进水受潮故障

电力变压器内部进水受潮是一种潜伏性故障，其主要反映的特征气体是氢气H 2，当色谱分析发现H 2含量超过注意值而其它气体成分并没有增加时，可大致判断为内部含有水分。如，某3200 kV A ，35 kV 变压器，

色谱分析发现H 2增加了十倍以上，

而其余气体组分并没有明显变化，色谱试验数据见表3。

分析认为变压器油中可能存在水分，并

在电场作用下分解生成H 2。

经现场检查发现变压器防爆管的密封玻璃已经破裂，形成进水渠道，内部已有大量水锈，致使色谱分析时油中H 2大幅度增加。因此，当变压器色谱

分析H 2增大较多时，

应检查变压器是否存在密封进水的问题，往往为进一步证实判断的准确性，可加做微水分析确认。

导致水分分解出H 2一般有两种可能：一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水分本身的分子分解。但由于电力变压器内部受潮时固体纸绝缘材料中的含水量比油中的含水量要大得多，甚至常达100多倍，而H 2 含量高时又大多是由于油纸绝缘

2 变压器内部中、高温过热故障

电力变压器内部发生中、高温过热故障时，H2一般占氢烃总量的四分之一以下，随着温度的升高，H2的绝对含量可能有所增加，但其所占比例一般却会相对下降。如，电力变压器内部的局部故障过热部位温度常在700 ℃左右，有时甚至会高达1200 ℃以上。由于变压器油的裂解主要取决于发生反应的表面温度和邻近油的温度，在上述700 ℃左右温度范围时，主要产生的是油氧化产物一氧化碳CO和二氧化碳CO2，也可能有少量的H2增加或根本没有变化。温度再升高，当只有热源处的油裂解时，乙烯C2H4和甲烷C H4两者之和可占总烃的80％以上。当局部温度达到1200 ℃左右时，主要油中热裂解的产物是C2H4。如，某31.5 MV A，110 kV变压器，油色谱分析时总烃大于1000 μL/L，大大超过规程规定的注意值，而H2和C2H2的含量在正常范围内，油色谱试验数据见表4。

经分析，初步判断为裸金属接触性过热或铁心局部发热缺陷，一般可能不属放电性过热故障和油纸绝缘过热故障。吊罩检查发现，由于变压器内部引线与套管下部铜管焊接不良，长期受到震动后使接触电阻变大，产生高温的过热使引线烧伤，总烃增加。

另外，电力变压器使用的橡胶密封件中，有些丁晴橡胶材料在变压器油中也可能产生大量的C H4，这是由于这类丁晴橡胶的硫化剂、增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质与变压器油发生化学反应而释放出C H4，其释放量的大小取决于丁晴橡胶的硫化条件，需引起足够的重视。

3 电弧放电故障

电力变压器内部发生电弧放电故障时，局部温度可高达1500 ℃—6000 ℃左右，当电弧放电引起的局部温度在上述较低范围时，大部分能量消耗在电极材料上，传递到油中的能量一般不大，但随着电弧温度的增加，邻近油的分子就会断裂成组分单元，裂解出的乙炔C2H2是电弧放电的主要特征气体，一般占总烃的20％—70％左右。H2约占氢烃总量的30％—90％，且在大多情况下C2H4的含量要高于CH4。因此，当C2H2的含量占主要成分并超过注意值时，很可能是变压器绕组发生短路或有载分接开关向变压器本体渗油所致。若C2H2超过注意值且增长速率较快，而其余气体成分没有明显变化，常反应出是变压器内部存在高能量放电故障。如，某240 MV A，220 kV主变压器，在正常运行时突发内部故障，主变重瓦斯及差动保护动作，事故后进行油色谱分析对比，试验数据见表5。

上述数据反应出变压器内部发生了电弧性放电故障，经对变压器抽油后开盖检查，发现有部分烧焦的绝缘纸和明显的放电痕迹，内部故障已很严重。

4 绝缘劣化故障

电力变压器正常运行时产生的CO和CO2的含量大小，一般是随着变压器运行年限的增加而逐步有所上升的。当变压器内部的过热故障涉及到固体绝缘材料时，除增加氢烃气体组分外，还会产生大量的CO和CO2。这是由于在油浸电力设备中，当固体绝缘材料受热分解时，导致了CO和CO2增大。其中，开始时油浸纸绝缘的裂解产生的主要气体是CO2，随着温度的升高CO的含量也增加，使CO与CO2的比值升高，当温度达5 结束语到800 ℃左右时，通常比值可高达2.5左右。

如，某120 MV A，220 kV主变压器，色谱分析发现总烃含量大幅度上升，绝对产气速率达3.0mL/h，色谱试验数据见表6。

根据变压器油中特征气体的变化来分析判断变压器内部故障，可大致估算出故障部位的热度范围、严重程度、故障性质，特别对及时发现变压器的受潮缺陷、局部过热及内部放电性故障比较灵敏，分析判断的准确性也比较高，它已成为充油电力设备预防性试验的重要检测手段。但同时也应充分注意到，这种分析试验方法目前在实际操纵中尚存在一定的局限性和分散性，特别是对变压器多种故障同时出现的情况下，有时还不能区分故障的性质；实际应用中的某些分析方法还存在与实际故障结果的不对应性。因此，要达到成熟地掌握和运用这一有效的分析判断技术，尚有待于大量的实践和经验的积累，尚有赖于对各种电力变压器的内部结构、绝缘配置和运行状态的全面了解和熟悉，并在相应的实际工作中，结合其他试验分析方法和历年、历次色谱分析数据的原始积累，进行综合性的分析和诊断，才能取得好的实际效果。

经试验分析，认为该变压器属于内部存

在高于700 ℃的局部高温发热故障。放油后

进入箱体检查，发现A相电缆靠近套管下端

均压球处的白纱带存在炭化痕迹，扯动电缆

观察发现两处烧伤部位，原因是电缆安装有

误，接触不良，造成局部过热故障。

试验证明，

（1）在电弧作用下

纯油中：CO占总量的0—1％℅；CO2占0

—3％。

纸绝缘和油中：CO占总量的13％—24％；

CO2占1％—2％。

（2）在230℃—600℃局部过热作用下

变压器油中产生的：CO不能明显测量到；

CO2仅为0.017 mg/g—0.028mg/g。

参考文献：（3）在局部放电、火花放电同时作用下

纯油中：CO不能明显测量到；CO2约占5％。

纸绝缘和油中：CO约占2％；CO2约占7.1％。[1] 严璋.电力设备绝缘在线检测技术. 北京中国电力出版

社. 1998.

纤维和油中：CO约占10.5％；CO2约占9.5％。[2] 朱德恒，谈克雄. 电绝缘诊断技术. 北京中国电力出版

社. 1999.

因此，CO、CO2的变化和增加与电力变压器内部固体绝缘材料的老化或发热故障存在着明显的相关性。同时，变压器内部无论发生何种放电的故障形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘材料的介入，都会产生CO和CO2。[3] 徐大可等.变电站电气设备在线监测综述. 江苏省电机工

程论文集. 2001.

作者简介：

董其国，高级工程师，中国电机工程学会会员（编号320494017）常州供电公司。