绝缘油气相色谱分析处理电力变压器故障

柴金慧

（长春供电公司，吉林长春 130041）

变压器是电力系统的重要构成部分，是用于变换电压、电流，进行传输交流电能的一种电气设备，其基于电磁感应原理进行传输电能。结合变压器用途的差异，其有电力、试验、仪用及特殊用途的变压器之分，其中电力变压器是电力系统输配电、电力用户实现配电的基础装置[1]。电力变压器是否能实现安全运行，直接影响电力系统运行效率及效益创造情况，当下业内人员积极探究处理变压器常见故障问题的可靠方法，气相色谱分析法凭借自身独特的优势脱颖而出，其不仅能尽早发现设备潜在的故障隐患因素，还能实现对故障发展情况的实时监测。

1 概述

1.1 绝缘油

烃类物质是绝缘油的主要构成，内含烷基、烯基、炔基等诸多化学基团，且基于C—C键被结合在一起。电力设备运行阶段突发电或热故障时会造成绝缘油的一些C—C键或C—H键发生断裂，历经一系列复杂反应后会生成H2与低分子烃类气体或碳的固体颗粒、大分子聚合物等[2]。

1.2 气相色谱分析

气相色谱法是选用气体作为流动相的色层分离分析手段。流动相将气化的试样整合至色谱柱内，柱内储有的固定相和试样内各组分分子作用力存在差异，导致不同组分由色谱柱内流出时间有差异，进而达到分离不同组分的目标。应用适宜的鉴定与记录系统，精准制作、标出不同组分外流出色谱柱的具体时间与浓度的色谱图。依照图内标注的出峰时间与先后顺序，分析化合物的性质；基于出峰的高低与面积大小，实现化合物的定量分析，具有效能高、灵敏度高、选择性强、分析快速、运用范围宽广、操作流程简易等特征，在定量、定性分析易挥发有机化合物领域表现出良好的适用性。实践中如果面对的是非挥发性的液体与固体物质，可以配合应用高温裂解工序，气化处理后再行分析。可以尝试联合使用气相色谱和红光吸收光谱法，将色谱法作为分离组分复杂试样的技法，能进一步提升分离的精准度。具体判断方法与执行步骤如下：

（1）色谱法检测出油样与游离气体内各组分的浓度；

（2）应用各组分的分配系数（Ki）将游离气体内各组分的浓度换算成平衡状态下的油内被溶解气体的理论值（Cil），换算公式如下[3]：

式中：Cig代表的是游离气体组分i的浓度测定值（μL/L）。

（3）对比上式测算出的i组分在油样内浓度的理论值和实测值，若两者近似相等，那么可以推测出存在着如下两点可能：一是特征气体内各组分浓度都很低，提示变压器设备运行状态正常，此时技术人员应积极探查这些非故障气体的始源或电气报警的具体原因；第二种是一些特征气体的组分浓度相对较高，并且油样内被溶解气体浓度的实测值稍高大于理论值，则预示着变压器设备内存有产气较缓慢的潜在故障问题；若理论值显著高实测值，则代表释放出很多气体，变压器中存有生成气体过快的故障。

2 故障实例

2.1 异常现象

某变电站2#主变为2006年6月出厂，并于当年年底投产运行，型号为SFZ-75000/110型、75000kV/A变压器，2011年曾进行吊罩大修。2017年7月12日，在例行试验过程中，发现2#主变油溶解气体内H2、CO、CO2含量依次约为141μL/L、372μL/L与3 851μL/L，烃量总值1 064μL/L，明显高于现行规范内规定的特征气体注意值（H2、C2H2、总烃分别为150μL/L、5μL/L、150μL/L）。鉴于以上情况，有关人员迅速采取措施加大巡检力度并加设红外测温装、缩短主变绝缘油色谱监测周期以监测设备运行状况。在后续几个月的监测过程中，油色谱总烃、H2、CO、CO2含量都显著增加，数据统计如表1所示。

表1 故障处置前2#主变绝缘油气相色谱分析数据 单位：μL/L

2.2 问题分析

分析表1内数据统计情况，不难发现CO2、CH4、C2H4是2#主变油样内的主要气体，C2H6、CO与H2次之，与油和纸过热状态下的特征气体基本吻合。以2018年9月19日分析所得数据为例，基于三比值法分析、判断故障形成的原因，C2H4/C2H2=O，CH4/H2≈4.04，C2H4/C2H6≈2.00，依照三比值法编码规则，编码组合是021，参考故障类别是中温过热（300～700℃）。主变试样油内气体总烃及CO、CO2含量均处于较高水平，CO2/CO≈13.65＞7，依照CO、CO2既有的判断规则，可以初步推导出故障成因和固体绝缘情况有一定关系的结论。

2.3 故障处理

经专业技术人员多次论证以及上报专业管理部门审核批准后，最后决定将该设备返厂进行吊芯检查。2018年10月上旬，设备运回至厂家，吊罩逐一试验检测变压器高、低压侧对应的直流电阻，整体检查变压器设备运行状态。在检查变压器顶端时，肉眼观察铁芯接地联片中间位置出现了十分显著的凹入情况，并且和铁芯装置紧紧贴靠在一起。联片外周有绝缘纸严密包裹，中间局部绝缘纸已经烤焦，局部掉落，接地联片烧掉面积已经超过了2/3[4]。

依照既有技术规范，要求铁芯接地引出联片仅能有单处与铁芯构建的是连接关系，因为2#主变设备配置的联片相对较长，紧紧贴靠于铁芯副级表层，尽管其外层整体包裹着绝缘，但生产现场首次安装后，大修重装阶段屡次牵拉、扯动操作均可能对绝缘层造成不同程度的损伤。并且变压器正常运转时，铁芯本体也会出现一定振动现象，铁芯副级表层锐利的尖角渐进式的损坏绝缘层，这是导致铁芯接地引出联片与铁芯各级两点相连的主要原因之一[5]。铁芯主、副级两者形成的电势差造成铁芯接地联片和铁芯各级之间分别形成了循环电流，相互作用形成的焦耳热促进了绝缘层炭化过程，最后造成接地联片构件局部被烧毁。接地联片发热造成绝缘油氧化、分解，析出超出注意值含量的特征气体，若故障继续发展下去，铁芯联片构件将被烧毁、断裂，引起的直接后果是铁芯没有正常的接地点，给电网稳定运行埋下诸多隐患，鉴于以上情况，应尽早更换新的铁芯接地联片，而后进行真空滤油处理，规范地回装设备。

3 效果观察

2018年11月，2#主变投入运行，试验人员严格按照规程要求的试验周期开展试验，应用气相色谱仪检测分析主变绝缘油内气体组分，观察检测所得数据（见表2），不难发现2#主变经检查、维修处理后，总烃、H2、CO、CO2等含量均存在着一个缓缓上升的过程，当总烃含量上升至故障处理前的10%以后，基本呈现出稳定的特征，随后开始缓缓下滑。以上呈现出的这种变化趋势符合设备特征气体缓释规律，据此可以基本判断出内部故障问题被消除，当下2#主变设备整体运行状况较好[6]。

表2 故障解除后2#主变绝缘油气相色谱分析数据 单位：μL/L

4 结束语

规范使用绝缘油气相色谱分析方法，能较快速判断变压器设备内部的发热故障，通过采取相应措施，防止缺陷持续发展、蔓延，规避了变压器由于铁芯无法接地而产生的烧毁问题。变压器作为电力系统内的主要设备，若因突发故障而停运、大修，不仅会影响设备的使用寿命，消耗过高的时间与人力成本，还会危害电网健康稳定运行，故相关部门应善于应用小修周期，有针对性地进行预防性检修，力争将供电损失量降到最低。