第六章 变压器的故障气体与检测.doc

第六章 变压器的故障气体与检测变压器在运行中，由于内部发生过热、放电等故障，就会使变压器油及固体有机绝缘材料分解出大量的气体，该类气体称为“故障气体”。实践表明，应用气相色谱分析来检测变压器油中气体的组分和含量，是早期发现变压器故障征兆和掌握故障发展情况的有效方法，对变压器的可靠运行有着重要的意义。第一节 变压器内的故障气体变压器内产生的气体可分为“故障气体”和“正常气体”。正常气体是变压器在正常运行时产生的气体；故障气体则为变压器发生故障时产生的气体。一、正常气体的产生1. 绝缘材料析出的气体油浸式电力变压器的绝缘材料主要是变压器油和固体绝缘材料，如绝缘纸、布、绸、层压板、绝缘漆和聚合材料等。变压器和油在未投运之前，虽经干燥、脱气、脱水等处理，但仍不彻底，有残留气体存在。开放式或密封不严的变压器，在运行中会有空气溶入油品。当运行条件发生变化时，这些气体又可能析出，其组成与空气有所不同。2. 绝缘材料的老化变压器在正常的电压下，在长期运行过程中，变压器油及固体有机绝缘材料，在热、电、水分、氧、机械力等各种因素的作用下，会逐渐老化和分解，放出CO2、CO、H2和少量烃类等气体。这些气体首先溶入油中，达达到饱和后便从油中析出。从表61可知：正常运行的变压器油与储存的新油中，由于产生正常气气体的条件不同，其组成也有较大的差异。运行变压器油中的氢、甲烷及各种烃的含量基本上都大于新变压器油。运行变压器油中可燃气体总含量比新油中可燃气体总含量大的多，是新油的几十倍。敞开式变压器油中的氧含量普遍高于空气中的氧含量，而氮含量比空气中略低。二氧化碳在运行变压器油和新油两种油中的含量皆比干燥空气中的含量高。二、故障气体的产生1. 气体故障的类型运行变压器内常发生的气体故障主要分为两大类：过热故障和放电故障。过热故障按温度不同，可分为轻微热点故障(700)等四种形式。放电故障可分为局部放电故障和其它形式的放电故障。局部放电的能量密度较低，一般小于106C。而其它形式的放电，如火花放电、电弧放电等的能量密度较大，一般大于106C。2.产生故障的原因及危害运动变压器内产生局部过热的因素很多。例如部分开关接触不良使接触电阻增大引起发热或烧损；铁心多点接地或铁心部分硅钢片短路引起涡流而发热；引线接头螺丝松动导致接触不良而引起发热；变压器部分线圈短路；不同电压比变压器并列运行引起的放热等。局部过热时，局部温度可超正常温度数倍，有时能达到数百摄氏度。开始时可能不如放电故障那样严重，但长期下去会使故障区附近的油和其它绝缘件加速老化、损坏，而可能酿成严重事故。运行变压器发生放电故障的原因很复杂。它涉及到变压器各部件的设计、加工、材质、装配、运行工况等各方面的因素。例如变压器的线路设计在电磁方面不对称；局部绕组电场强度不高；部件加工粗糙而存在毛刺(易引起尖端放电)；导体与金属部件之间绝缘不良；绝缘瓷套在箱壳内部分表面对内闪络、引线断裂；固体绝缘材料中存在空隙内含有气体；运行维护不良(如油中进水、固体导电杂质混入、过负荷运行、铁心接地不良、氧化产物过多未及时清除等)；上述原因均有可能引起电弧放电、火花放电、沿面放电、绝缘击穿等故障。上述故障中，电弧放电与火花放电对于变压器的危害最严重。由于它们放电的能量密度高，会产生大量的高速电子流。固体绝缘材料等遭受到这些电子轰击后将受到严重损坏，与此同时还会产生大量的气体(其中含有较多的可燃气体)，使绝缘强度进一步下降。若不及时处理，则有可能造成设备的严重损坏，甚至发生爆炸事故。局部放电可使绝缘油被分解，绝缘材料局部受损坏。同时油分解产生的油泥、沉淀物等，若不及时处理将引起绝缘性能下降，散热能力降低，易导致局部过热或引发其它故障。三、不同故障的气体产物溶解于油中气体的种类和含量，与故障类型和其严重程度密切相关。不同性质的故障，油和固体绝缘材料将产生不同的气体产物。1. 过热故障的气体产物当变压器内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发生热分解(热解)，析出气体。(1)变压器油受热分解的产物：局部过热使油分解产生多种溶于油的微量气体。当局部油温在300以上时，油品烃分子开始断链，并逐步生成低分子烷烃(CH4和C2H6)和CO2；随着温度的升高，油品产生低分子烃的不饱和度不断增加，有烯烃(乙烯)和炔轻(乙炔)生成，同时还有少量氢气和一氧化碳生成。据实验表明，随着热解温度升高，热解气体中各组分出现的顺号为：烷烃烯烃炔烃。受热时间愈长，气体的相对含量愈大。(2)固体绝缘材料过热分解的产物：纸、纸板、层压板、胶木等固体绝缘材料的过热故障，例如线阻过负荷、油道堵塞或散热不良时会发生这种情况。绝缘纸热分解产生的主要气体是CO2和CO等气体。绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2，随温度的升高，产生CO的量增多。其它固体绝缘材料(绝缘漆、胶木、层压板)的热解气体主要是C0和甲烷，其次为少量的低分子气态烃。这些固体绝缘材料比绝缘纸和油容易产生乙炔。同时故障区附近的油也会过热分解，这时油中主要溶解的气体有CH4、C2H4、C2H2等烃类气体，也有CO、CO2气体，还有少量其它气体，如H2和C2H6等。2. 放电故障的气体产物变压器局部放电时，例如绕组裸露部分对铁心、外壳等间隙局部放电，匝间绝缘损坏形成局部放电等，这类放电所产生的带电粒子撞击油分子使局部油温升高，引起油分解，产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)，并含有少量的C2H2。当变压器内部进水受潮时，因绝缘材料中含有气泡，在高压强电场作用下能引起局部电晕放电，从而产生氢气。但在高压强电场作用下，水分也会和铁发生化学反应而产生大量的氢气。上述这两种情况有可能同时发生，因此，难以从产生的氢气来区分故障的原因。这时应从电气试验、外观检查、微量水测定等方面进行综合分析而确定。火花放电时，产生的气体主要是氢气和乙炔，与局部放电相比，乙炔含量有较明显的增加。此外，还有一些CH4、C2H6和C2H4。电弧放电时，附近的油几乎全部热分解，产气量剧增，主要的气体是C2H2和H2，但其含量大大增加，还有C2H4、CH4、C2H6等烃类气体。不论以上哪一种放电，只要有固体绝缘介质介入时，就总会产生CO和CO2。从上述可知，不同绝缘物或不同的故障类型，其特征气体各不相同，加之产生的气体故障有双重性或多重性(两种或多种类型的故障同时存在)，因此，产气组分会出现复杂、多变的情况，有时其规律性不强，在判断故障时应注意综合分析，否则，不能得出符合实际的结论。变压器内部有故障时，不同故障类型产生的气体见表62。表6-2 不同故障类型产生的气体故 障 类 型主要气体组分次要气体组分油过热CH4，C2H4H2，C2H6油和纸过热CH4，C2H4，CO，CO2H2，C2H6油纸绝缘中局部放电H2，CH4，COC2H2，C2H6，CO2油中火花放电H2，C2H2油中电弧H2，C2H2CH4，C2H4，C2H6油和纸中电弧H2，C2H2，CO，CO2CH4，C2H4，C2H6 注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高四、变压器油产生故障气体的机理变压器油在热能和电能作用下产生故障气体，其反应历程可用自由基链反应学说来解释。反应步骤如下：1. 链引发2. 链发展HCnH2n+2H2+CnH2n+1CH3CnH2n+2CH4+CnH2n+13. 链终止C2H5CnH2n+1C2H4+CnH2n+22CnH2n+1CnH2n+CnH2n+2经上述过程生成的低分子烃在电场作用下还可进一步分解，生成活性自由基或低分子烃。在高能电弧作用下，油品烃分子可裂解生成H2、C2H2和焦炭等。不炮和烃在电场作用下也可发生聚合、缩合反应，生成油泥、蜡状物等。五、气体在油中的溶解与扩散1气体在油中的溶解度在一定温度和压力下，故障源产生的气体将逐步溶解于油中，当气体在油中的溶解速度等于气体从油中析出的速度时，则气油两相处于动态平衡(气体在油中达到饱和状态)，此时一定量油中溶解的气体量，即为气体在油中的溶解度。了解各种气体在油中的溶解度，有助于气体故障类型的判断。由于各种气体的结构、性质不同，即使在相同的外界条件下，它们在油中的溶解度也不相同，如表6-3所示。气体在油中的溶解度也符合亨利定理和气体分压定理。因此，C0i=KiPgi式中，C0i某气体组分i在油中的度；Ki该气体组分的溶解系数(表6-4)；Pgi该气体组分在油面上的分压。应注意，气体在油中的溶解度是指气体在油中处于静态时的平衡溶解度，而运行变压器油中的溶解气体往往受到循环流动、机械振动和电场作用等影响，使其溶解度减小。分析油中溶解的故障气体时对此特性应予充分注意。气体在油中的溶解度主要受压力和温度的影响。当其它条件相同时，气体溶解度随压力的增高而增大；除CO、N2和H2外，大部分故障气体的溶解度随温度的升高而减小(图6-1)。当故障气体在运行变压器油中已达到饱和状态时，若温度或压力发生变化，则两相失去平衡，气体有可能进一步溶解或析出。2气体在油中的扩散与交换正常运行的变压器油中往往会溶解一部分“正常气体”，当故障气体产生后，将逐步向油中扩散，溶解度较大的故障气体组分，会将原来油中溶解度较小的气体组分(氢气、空气等)从油中“挤”出来，并与油中未溶解的气体混合。由此反复交换，若油-气接触时间较长，可使所有气体组分达到饱和状态。这种交换作用从故障气体与油接触开始，到气体从油面或瓦斯继电器中析出为止的整个过程中均在进行，由此造成了油中溶解气体与油面上析出气体的组分和含量有所不同，如表6-5所示。当变压器出现严重故障时，将产生大量气体，许多气泡急剧上升，气泡内各组分来不及进行交换，而直接进入瓦斯继电器或从油面析出。此时析出气体的组成和含量与常见故障气体差不多。因此，在判断故障时应充分注意。第六节 变压器油的气相色谱分析一、概述在正常情况下，充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在过热或电的作用下会逐渐老化和分解，产生少量的低分子烃类气体和一氧化碳及二氧化碳气体，这些气体大部分溶解于油中。当充油电器内部存在潜伏性过热和放电性故障时，就会加快这些气体的产生速度，随着故障的发展，分解出的气体形成气泡在油中对流、扩散，不断溶解在油中。故障气体的组成及含量与故障类型和故障严重程度关系密切。因此，在变压器运行过程中，定期做油的色谱分析，能尽早发现设备内部的潜伏性故障，以避免设备发生故障或事故损失。在电气试验中，通过气相色谱分析绝缘油中溶解气体，能尽早的发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，是绝缘监督的一种重要手段。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。二、油中溶解气体分析气相色谱分析是一种物理分离分析技术，分析程序是先将取样变压器油经真空泵脱气装置将溶解在油中的气体分离出来，用注射器定量注入色谱分析仪，在载气的推动下流过色谱柱，混合气体经色谱柱分离后，通过鉴定器来检测。被分离的各气体组分依一定次序逐一流过鉴定器将气体浓度变为电信号，再由记录仪记录下来，并依各组分的先后次序排列成一个个脉冲尖峰，形成了色谱图，一个脉冲峰表示一种气体组分，峰的高度或面积则反应该气体的浓度。色谱图对被分析的气体既定性又定量分析，再经过峰高计算出各气体组分的浓度。分析时的主要对象是氢气、总烃(包括甲烷、乙烷、乙烯、乙炔)、CO、CO2、O2、N2。1. 取样2. 脱气3. 色谱分析三、变压器内异常情况的判断正常运行时，充油电气设备内部的绝缘油和有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在热和电故障的情况下，也会产生这些气体。这两种来源的气体在技术上不能分离，在数值上也没有严格的界限，而且与负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统，以及取样和测试的许多可变因素有关。因此在判断设备是否存在故障及其故障的严重程度时，要根据设备运行的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。有时设备内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。此外，还应注意油冷却系统附属设备(如潜油泵)的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。1. 出厂和新投运的设备对出厂和新投运的变压器和电抗器要求为：出厂试验前后的两次分析结果，以及投运前后的两次分析结果不应有明显的区别。此外，气体含量应符合表6-7的要求。表6-7 对出厂和新投运的设备气体含量的要求L/L气体变压器和电抗器氢10乙炔0总烃202. 油中溶解气体的注意值油中溶解气体含量的注意值如表6-8所示。运行中设备内部油中气体含量超过表6-8所列数值时，应进行追踪分析，查明原因。注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。该表数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。表6-8 油中溶解气体含量的注意值L/L设 备气体组分含 量330kV及以上220kV及以下变压器和电抗器总 烃150150乙 炔15氢150150一氧化碳(见10.3)(见10.3)二氧化碳(见10.3)(见10.3) 注:该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。 3. 故障点产气速率的判断仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断的。因为故障常常以低能量的潜伏性故障开始，若不及时采取相应的措施，可能会发展成较严重的高能量的故障。因此，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率。产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。通常可采用以下两种方法中的一种来计算产气速率(未考虑气体损失)：1)绝对产气速率，即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算：式中：a绝对产气速率，mL/d；Ci,2第二次取样测得油中某气体浓度，L/L；Ci,1第一次取样测得油中某气体浓度，L/L；t二次取样时间间隔中的实际运行时间，d；m设备总油量，t；油的密度，t/m3。变压器和电抗器绝对产气速率的注意值如表6-9所示。表6-9 变压器和电抗器绝对产气速率注意值mL/d气体组分开放式隔膜式总烃612乙炔0.10.2氢510一氧化碳50100二氧化碳100200注：当产气速率达到注意值时，应缩短检测周期，进行追踪分析。2)相对产气速率，即每运行月(或折算到月)某种气体含量增加到原有值的百分数的平均值，按下式计算：式中：相对产气速率，%/月；Ci,2第二次取样测得油中某气体浓度，L/L; Ci,1第一次取样测得油中某气体浓度，L/L; t二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部的状况。总烃的相对产气速率大于10%时， 应引起注意。对总烃起始含量很低的设备，不宜采用此判据。产气速率在很大程度上依赖于设备类型、负荷情况、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。判断设备状况时，还应考虑到呼吸系统对气体的逸散作用。对怀疑气体含量有缓慢增长趋势的设备，使用在线监测仪随时监视设备的气体增长情况是有益的，以便监视故障发展趋势。四、故障类型的判断1. 特征气体法根据产气的基本原理和表6-2所列的不同故障类型产生的气体可推断设备的故障类型该法比较直观、方便、容易掌握。2. 三比值法在热动力学和实践的基础上，推荐改良的三比值法(五种气体的三对比值)作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用不同的编码表示三对比值。编码规则和故障类型判断方法见表6-11和表6-12。表6-11 编码规则气体比值范围比值范围的编码C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H60.10100.11100131213222表6-12 故障类型判断方法编码组合故障类型判断故障实例(参考)C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6001低温过热(低于150)绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量，以及CO2/CO值20低温过热(150300)分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焯接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接地等21中温过热(300700)0，1，22高温过热(高于700)10局部放电高温度、高含气量引起油中低能量密度的局部放电10，10，1，2低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电20，1，2低能放电兼过热20，10，1，2电弧放电线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等20，1，2电弧放电兼过热在应用三比值法时应注意：1)只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是有效的，并应予计算。对气体含量正常，且无增长趋势的设备，比值没有意义。2)假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠在老故障或正常老化上。为了得到仅仅相应于新故障的气体比值，要从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值(尤其是在CO和CO2含量较大的情况下)。在进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下和在相同的位置取样。3)由于溶解气体分析本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。例如分析方法规定对气体浓度大于10L/L的气体，两次的测试误差不应大于平均值的10%，而在计算气体比值时，误差提高到20%。当气体浓度低于10L/L时，误差会更大，使比值的精确度迅速降低。因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素。尤其是对正常值普遍较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。利用三对比值的另一种判断故障类型的方法，是溶解气体分析解释表和解释简表。利用三比值判断故障类型的溶解气体解释表见表6-13和表6-14。表6-13是将所有故障类型分为六种情况，这六种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限根据设备的具体类型，可稍有不同。表6-13中显示了D1和D2两种故障类型之间的某些重叠，而又有区别，这说明放电的能量有所不同，因而必须对设备采取不同的措施。表6-14给出了粗略的解释，对局部放电，低能量或高能量放电以及热故障，可有一个简便、粗略的区别。表6-13 溶解气体分析解释表情 况特 征 故 障C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6PD局部放电(见注3、注4)NS1)0.10.2D1低能量局部放电10.10.51D2高能量局部放电0.62.50.112T1热故障t300NS1)1，但NS1)1T2热故障300t7000.1114T3热故障t7000.22)14注1.上述比值在不同的地区可稍有不同。2.以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常增长速率时计算才有效(见10.2.2)。3.在互感器中，CH4/H20.2时，为局部放电；在套管中，CH4/H20.7时，为局部放电。4.气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平(见10.2.2)。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用附录F中的图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。1) NS表示无论什么数值均无意义。2) C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000。表6-14 溶解气体分析解释简表情 况特 征 故 障C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6PD局部放电0.2D低能量或高能量放电0.2T热故障0.23. 对一氧化碳和二氧化碳的判断当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2含量的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2的含量上，一般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸收的CO2、固体绝缘老化及油的长期氧化形成CO和CO2的基值过高造成的。开放式变压器溶解空气的饱和量为10%，设备里可以含有来自空气中的300L/L的CO2。在密封设备里，空气也可能经泄漏而进入设备油中，这样，油中的CO2浓度将以空气的比率存在。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO7。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时(高于200)，可能CO2/CO3，必要时，应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。当怀疑纸或纸板过度老化时，应适当地测试油中糠醛含量，或在可能的情况下测试纸样的聚合度。4. 判断故障类型的其它方法1)比值O2/N2一般在油中都溶解有O2和N2，这是油在开放式设备的储油罐中与空气作用的结果，或密封设备泄漏的结果。在设备里，考虑到O2和N2的相对溶解度，油中O2/N2的比值反映空气的组成，接近0.5。运行中，由于油的氧化或纸的老化，这个比值可能降低，因为O2的消耗比扩散更迅速。负荷和保护系统也可影响这个比值。但当O2/N20.3时，一般认为是出现氧被极度消耗的迹象。2)比值C2H2/H2在电力变压器中，有载调压操作产生的气体与低能量放电的情况相符。假如某些油或气体在有载调压油箱与主油箱之间相通，或各自的储油罐之间相通，这些气体可能污染主油箱的油，并导致误判断。主油箱中C2H2/H22，认为是有载调压污染的迹象。这种情况可利用比较主油箱和储油罐的油中溶解气体浓度来确定。气体比值和乙炔浓度值依赖于有载调压的操作次数和产生污染的方式(通过油或气)。3)气体比值的图示法利用气体的三对比值，在立体坐标图上建立的立体图示法可方便地直观不同类型故障的发展趋势。利用CH4、C2H2和C2H4的相对含量，在三角形坐标图上判断故障类型的方法也可辅助这种判断。五、判断故障的步骤1)将试验结果的几项主要指标(总烃、甲烷、乙炔、氢)与表