(国网吉林省电力有限公司检修公司 吉林长春 130000)
摘要：本文对气体含量变化原理进行分析，并通过实例分析的方式，利用气相色谱探究某大型变电站中主变设备的故障现象、故障原因与相应的解决措施。色谱分析结果显示，该厂的主变设备因绝缘油氧化分解产生特征气体而引发故障，经过采取一系列解决措施，目前色谱数据已经基本正常，变压器也恢复到正常状态投入生产活动之中。
关键词：绝缘油；气相色谱分析；电力变压器；故障处理
引言：在电力系统结构中，变压器属于十分重要的设备之一，其运行状态对整个系统的工作效率具有较大影响。但是，变压器运行时常常受到多种因素影响，导致其发生故障问题。为了提高供电可靠性，提早发现变压器的潜在故障，应采取气相色谱分析法定期对该设备进行监控和检验，根据检验结果及时发现潜在故障，使变压器始终处于健康状态投入运行。
1气体含量变化分析
在变压器正常运行下，受热与电的双重影响，绝缘油与相关绝缘材料可能会逐渐老化分解，产生少量气体，如甲烷、氢气、乙烷、乙炔等等。当变压器内部出现过热型、放电型故障时，此类其他含量会迅速增加。对此，可通过气相色谱分析的方式，将与绝缘油相融合的气体分离出来，再注入色谱仪中进行组分，分析其含量，最后根据分析结果判断是否存在故障，并在故障状态下确定故障类型。通常情况下，当变压器过热时容易产生氢气；当设备内部进水受潮时，氢气含量将会持续增加，但其他气体成分通常不会改变。在温度为800—1200℃环境下会形成乙炔，待温度降低后，反应被迅速抑制，变成重新化合的稳定产物而积累。因此，其通常形成于电弧弧道之中，容易引发放电性故障。在温度为500℃时，甲烷与乙烷产生，随着其含量不断增加，变压器经常出现过热性故障；当变压器绝缘材料过热或老化时，将形成CO和CO2。在开放式变压器中，如若总烃含量大于150
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，CO含量大于300
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时，设备很可能出现固体绝缘过热故障[1]。
2电力变压器故障案例
变压器作为电力系统中的重要内容，其发生故障的概率也相对较高，对大型变电站的生产运行带来一定的不良影响。对此，本文以某大型变电站为例，该厂区已经建成20余年，相关设备较为老化，变压器故障时常发生影响正常生产运行，急需采取科学有效的措施加以解决，使其尽快恢复健康状态投入到电力生产工作之中。
2.1故障发生
某大型变电站中的3号主变类型为SFP8-75000/500KV型、75000kV·A，在投入运行6年后进行一次吊罩大修。同年在检修人员定期检验时，发现该变电器的油熔气体中的氢气、一氧化碳、二氧化碳含量均有所提高，其中H2的含量为139
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,CO的含量为371
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，CO2的含量为3849
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，总烃值为1062
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，远超过相关规定中的特征气体界定值。对此，技术人员及时对该3号发电机出力进行限制，缩短其主变油色谱监测周期，并采用红外线测温等方式。在后续几个月中，发现三种气体与总烃的数值仍在不断提高。三次气相色谱分析数据如下：首次色谱分析中，H2的含量为9.4
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，CO的含量为81
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，CO2的含量为1403
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，总烃的数值为6.29
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；在第二次色谱分析中，H2的含量为139
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，CO的含量为371
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，CO2的含量为3849
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，总烃的数值为1069
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；在第三次色谱分析中，H2的含量为194.88
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，CO的含量为386.95
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，CO2的含量为5840.25
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，总烃的数值为2944.25
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。其中，总烃相对产气速率的计算公式为：
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式中，rr代表的是总烃相对产气速率，单位为%/月；Ci1代表的是首次取样时总烃的含量，单位为
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；Ci2代表的是第二次检测时总烃含量，单位为
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；△t代表的是两次采样间隔的时间，单位为月。
2.2原因分析
根据气相色谱的分析数值可知，主变油样中气体主要为CO2、CO与H2，与油和纸过热特征气体大致相同。以第三次采样数据为依据，采用三比值法对故障原因进行探究，C2H2与C2H2的比值为0，CH4与H2的比值为4.71，C2H4与C2H6的比值为2.58，根据比值法编码规则确定故障类型，该故障属于中温过热型，即温度在300—700℃之间。油中气体总烃与CO、CO2的含量均较高，CO2与CO的比值为15.09，超过界定值7，根据相关判断规则可知，故障原因与固体绝缘相关。
2.3处理措施
在确定故障原因所在之后，开始制定相应的解决方案，由于该主变为钟罩式，需要吊壳解决问题，应事先与厂家取得联系，准备好相同型号的分接开关与配套的密封配件。为了减少损失，其他主变继续投入运行。经过专业人员进行检测与分析，并将处理方案上报给厂部批准，决定择机吊芯检查。在当年年底，吊起3号主变钟罩，对变压器高压与低压侧直流电阻进行测试，对变压器进行全面检查。在顶部检查时，发现铁芯接地联片中间位置存在凹陷，与铁芯粘在一起。该联片表面为绝缘纸包裹，中间位置的绝缘纸已经基本烤焦，个别地方已经脱落，接地联片的70%已经烧掉[2]。
根据相关技术要求可知，铁芯接地引出联片只能有一处与铁芯相连，因联片长度较长，贴在铁芯副级表面，虽然外表包裹了绝缘纸，但在初次安装与后续大修时反复拉扯，很可能使绝缘处受到损伤，加上设备工作时铁芯在不断振动，其副级表面存在锋利的尖角，在运行时逐渐使绝缘层受到磨损，导致铁芯接地引出联片与各级两点相连，主副级之间产生电势差，导致铁芯联片与其主、副级之间形成电流循环，在焦耳热作用下使绝缘层炭化，致使部分联片被烧毁。发热联片与绝缘油接触后氧化分解，形成特征气体。如若联片已经被烧断，将导致铁芯没有接地点，为设备安全运行埋下较大隐患。对此，应对接地联片进行更换，再真空滤油，回装设备。
2.4运行效果
同年年底，3号主变经过修理后正式投入运行，并定期由专门的油务管理者对绝缘油的气相色谱进行分析，检测结果为：三次气相色谱分析数据如下：首次色谱分析中，H2的含量为7.19
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，CO的含量为26.27
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，CO2的含量为1376.2
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，总烃的数值为183.72
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；在第二次色谱分析中，H2的含量为8.52
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，CO的含量为44.50
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，CO2的含量为1803.5
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，总烃的数值为236.2
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；在第三次色谱分析中，H2的含量为8.21
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，CO的含量为92.6
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，CO2的含量为1752.50
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，总烃的数值为207.2
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。根据检测数据可知，3号主变经过修理之后，总烃指标开始缓慢上升，当总烃提升到故障处理前的10%左右时，基本处于稳定状态，随后逐渐降低。这一变化特点与绕组内存气体的缓释规律相符合，基本可以表明设备故障已经排除，当前该设备的运行状态良好，工作效率也有了很大提高。
当前虽然事故隐患得以排除，但此类故障的发生也充分体现出该厂存在的问题，该厂建成运行已有20余年，许多设备老化严重，急需实施全方位的更新与改造。同时，虽然在生产制度方面较为全面，但执行力度需要进一步提升。例如，值班人员在设备巡检过程中，如若能够细致认真，提早发现3号主变器的运行异常，并加强重视及时采取解决措施，则故障的影响便会小很多。
结论：综上所述，在变压器运行过程中很容易出现故障问题，采用气相色谱分析法可有效解决设备内部发热故障问题，避免设备因铁芯无法接地而被烧坏。变压器作为电力系统中的重要内容，如若大修一次需要20天左右时间，色谱监测可及时发现设备内部的潜在故障，有针对性的处理和解决，有效避免设备大修为变电站带来的损失，确保变电站的可持续经营生产。
参考文献：
[1]李小婧,郑雅轩.变压器绝缘油气相色谱的异常分析[J].中国科技博览,2018.
[2]吴灿忠.变压器绝缘油气相色谱的异常分析[J].内蒙古水利,2019(04):150-151.