油中溶解气体分析技术在主网设备绝缘油监测工作中的应用分析

油中溶解气体分析技术在主网设备绝缘油监测工作中的应用分析

张茜罗群卢正中吴松

（国网湖北省电力有限公司孝感供电公司湖北孝感432000）

摘要：油中溶解气体分析技术在油浸式设备绝缘监测工作中有着重要作用，及早发现油浸式设备内部存在的潜伏性故障对保障设备的安全可靠运行具有重大意义。本文简要说明了油中溶解气体分析技术在故障诊断方面的程序，对实际的工作有一定的指导作用。

关键词：油中溶解气体分析；绝缘油监测；应用分析

1引言

众所周知，在正常情况下，充油电气设备内的油/纸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及二氧化碳、一氧化碳等气体。若存在潜伏性过热和放电故障时，气体大部分溶于油中。随着故障的发展，当产气量大于溶解量时，便有一部分气体以游离气体的形态释放出来。

油中溶解气体分析的目的是了解设备的现状，了解发生异常和故障的原因，预测设备未来的状态，以便将设备维修方式由传统的定期预防性维修改革为设备状态检测维修，即预知维修。因此，通过油中溶解气体分析来检测设备内部潜伏性故障，了解故障发生的原因，不断地掌握故障的发展趋势，提供故障严重程度的信息，即时报警，作为编制合理维护措施的重要依据，是油中溶解气体分析的主要任务。

2设备内部故障诊断技术

2.1故障诊断程序

根据分析结果进行内部故障诊断时，如同医生给患者诊断疾病一样，对于一个有效的分析结果，应按如下思路进行诊断：

（1）判断有无故障；

（2）判断故障类型，如过热、电弧、火花放电和局部放电等；

（3）诊断故障的状况，如热点温度、故障功率、严重程度、发展趋势以及油中气体饱和水平和达到气体继电器报警所需时间等；

（4）提出相应的反事故对策，如能继续运行，继续运行期间的技术安全措施和监视手段，或是否需要内部检查修理等。

2.2有无故障判定

DL/T722-2000根据全国各地统计分析结果，对出厂和新投运的变压器和电抗器提出的要求为：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区别。除此之外，还推荐出厂和新投运变压器及其套管内部油中溶解气体含量应符合的要求，更重要的是，DL/T722-2000规定了运行中变压器及其套管内部油中溶解气体含量的注意值。

必须注意的是某些非故障原因也会使设备油中存在一定量的故障特征气体，有时这种非故障原因所产生的特征气体浓度甚至远远超过的注意值。因此，判定设备内部有无故障时，应特别注意防止这些非故障因素产生的气体干扰判断结果。

有时即使特征气体低于注意值，但突然增长时，仍应追踪分析，查明原因。有的设备因某种原因使气体含量基值较高，超过注意值，也不能立即判定有故障，而必须与历史数据比较。如果没有历史数据，则需确定一个适当的周期进行追踪分析。如果增长速率低于产气速率注意值，仍可认为是正常设备。

2.3故障类型诊断

根据油中溶解气体分析数据诊断变压器内部故障类型的方法很多。国内外所采用的有效诊断方法不仅仅依赖气体浓度绝对值，而主要以气体浓度相对值来进行诊断。20世纪80年代，人们在应用三比值法的实践中，比较各种方法，总结经验提出了一个改进的三比值法，即改良电协研法。DL/T722-2000已推荐其作为充油电气设备内部故障诊断的主要方法，并正式命名为改良三比值法。

应用改良三比值法时必须注意：

（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不同，有必要考虑可能有新的故障叠加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，应从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算此值（尤其是在CO和CO2含量较大的情况下）。在进行比较时，要注意变压器负荷和温度以及取样部位必须相同。

（3）油中溶解气体分析数据的重复性和再现性必须达到要求。对气体浓度大于10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，误差可提高到20%。当气体浓度低于10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。此外，如果利用改良三比值法不能得出确切诊断时，可以参考其他方法综合判断。

2.4故障状况诊断

故障状况诊断包括热点温度的估算、故障功率的估算、油中溶解气体达到饱和状态所需时间的估算、故障点面积估算等四个方面的内容。需要说明的是，对于变压器内部故障状况的诊断，欲准确地把握是较困难的，同样的数据，不同的分析工作者可能得出各自的解释和判断。这里所要强调的是，实践经验和综合判断是至关重要的，特别是油中溶解气体分析技术的最大不足之处是不能判定故障的部位，即使要判明故障点是在导电回路还是在磁回路区域也是不容易的。因此，虽然油中溶解气体分析是获取变压器内部状态信息的重要手段，但其他试验，例如传统的电气试验仍是不可忽视的。只有通过各方面的信息进行综合诊断才可能最大限度地掌握变压器的内部状态。

3油中溶解气体分析技术在主网设备绝缘油监测工作中的应用

3.1主网设备绝缘油监测工作概况

2017年全年电气试验班共完成1010支油样的色谱分析，其中涉及220kV变电站设备289支，110kV变电站设备464支，35kV变电站设备220支。共发现异常数据13处，数据异常率为1.29%，其中220kV变电站3处，110kV变电站5处，35kV变电站5处，部分数据如表1所示。

3.2主网设备绝缘油数据异常分析

（1）对于220kVA变电站，其227CTC相、230CTC相为新CT，投运时间不长即有乙炔，已于4月12日、4月14日进行了更换。

（2）对于220kVB变电站，查阅其02CTB相的历史数据，发现在2013年11月进行的试验中，其氢气含量为147.3，位于临界注意值，但其2003年至2011年的数据一直存在单氢超标，建议缩短油样跟踪周期。

4结束语

本文结合2017年全年的绝缘油色谱分析数据对油中溶解气体分析技术进行了简要分析，油中溶解气体分析技术对于及早发现油浸式设备内部存在的潜伏性故障有着重要作用，对保障设备的安全可靠运行具有重大意义。

参考文献：

[1]操敦奎.变压器油色谱分析与故障诊断.中国电力出版社.2010年4月

[2]操敦奎，许维宗，阮国方.变压器运行维护与故障分析处理.中国电力出版社.2008年4月

[3]李建民.变压器绝缘油试验的相关影响因素研究[J].机电信息.2015年第3期总第429期