充油电气设备内部故障类型主要有机械、热和电三种!而机械性故障又常以热或电的故障形式表现出来。由于设备内部热故障和电故障均会导致油色谱发生变化!因此绝缘油色谱分析是监测设备内部运行状况的重要手段。通过对充油电气设备绝缘油进行色谱试验!根据各组份气体的含量、变化趋势可初步判断设备故障类型!为及时发现设备异常、防止故障扩大奠定基础)

1、事件情况

    35kV草滩变电站#2 主变在2017年4月13日发生轻微瓦斯告警信号!运检人员当即取绝缘油样进行色谱试验! 发现H₂、C₂H₂总烃严重超标，而该主变在2017年3月24日的色谱试验结果显示正常。两次油色谱试验结果对比见表1。

    为进一步诊断设备故障情况，在2017年4月17日对该主变进行电气实验。

    试验结果显示绕组绝缘电阻、介质损耗因素、直流电阻均正常，但铁芯对地绝缘电阻仅为13kΩ（规程要求不小于100MΩ）。随即将该主变返厂进行吊芯检查，结果发现铁芯下夹件垫脚与铁轭间的绝缘纸板破损，更换后铁芯对地绝缘恢复正常。

2、原因分析

    变压器正常工作时,磁致伸缩、硅钢片接缝处和叠片 间的漏磁引起铁芯振动,固定不锈钢板与铁芯绝缘纸板的 螺杆存在安装或设计缺陷,导致绝缘纸板损坏,引起铁芯 对地绝缘降低构成多点接地。当铁芯多点接地形成环流 时,铁芯芯片间的绝缘电阻及铁芯自身的电阻会导致铁芯 过热及绝缘油分解析出气体,造成轻瓦斯告警动作。

    变压器带电运行时,绕组周围存在着交变的磁场,受 电磁感应的作用,高压绕组与低压绕组间、低压绕组与铁 芯间、铁芯与外壳间都存在寄生电容。带电绕组通过寄生 电容的耦合作用使铁芯对地产生悬浮电位,由于铁芯及其 它金属构件与绕组的距离不同,因此悬浮电位也不同,当 两点间的电位差达到能击穿其间的绝缘时,便产生局部放 电,在两点电位相同时则停止放电随后继续聚集电荷产生电位差再放电。局部放电的持续可导致两电极间贯 穿性地形成电弧放电!使变压器油分解产生相应气体。

3、铁芯接地性质与油色谱的关系

    变压器铁芯多点接地故障按接地性质可分为稳定接地(也称为死接地)和不稳定接地。

    稳定接地指接地点接地牢靠,接地电阻稳定无变化,多由变压器内部绝缘缺陷或厂家设计安装不当造成,如铁芯穿芯螺栓、压环压钉的绝缘破坏等。在这种情况下,由于环流回路稳定,因此铁芯局部过热及轻瓦斯保护频繁动作,严重时铁芯局部会被烧损,酿成更换铁芯硅钢片的重大故障。这种情况下,C₂H₂含量低甚至不出现,C₂H4和CH₄所占比重较大,总烃含量超过注意值(150μL/L)。

    不稳定接地指接地点接地不牢靠,接地电阻变化较大,多由异物在电磁力作用下形成导电小桥造成,如变压器油泥、金属粉末、垫脚绝缘纸受潮等。在这种情况下,铁芯上环流回路不牢固,会形成悬浮电位造成局部放电,而随着局部放电时间的增长,绝缘物的分子结构被破坏,绝缘性能持续降低,形成电弧放电,此时C₂H₂和H₂占主要部分,其次是C₂H4和CH₄。

4、铁芯接地故障的检测方法

    (1)精确红外热像检测。由Q=I²Rt可知,发热量会随着电流呈指数增长,多点接地后流经铁芯的电流显著增大,故变压器温度会发生明显变化,通过精确红外热像检测便能发现异常。
    (2)绝缘油色谱检测。正常运行变压器绝缘油色谱相关标准明确规定总烃需小于150μL/L,而铁芯多点稳定接地及不稳定接地均会产生气体,总烃会出现明显增长并超过注意值。

    (3)铁芯接地电流测试。变压器正常运行时,流经铁芯接地扁铁的电流很小,规程要求不超过100mA,实际检测中50MVA变压器的铁芯接地电流往往不超过1mA,而多点接地形成回路后该电流将达到安培级,有明显的大幅增长。《输变电设备状态检修试验规程》规定,铁芯接地电
流无异常时,可不进行铁芯绝缘电阻测试。
    (4)铁芯绝缘电阻检测。铁芯发生多点接地后,铁芯绝缘电阻会明显下降,故除了需注意绝缘电阻的大小外还要特别注意其变化趋势。同时,规程明确指出当油中溶解气体分析异常时,若要进行估值诊断,则应进行本项目的检查。
    (5)部分小容量变压器因铁芯未经套管引至油箱外部接地,而在内部直接与壳体连接,常规情况下将无法开展铁芯接地电流测试及铁芯绝缘电阻检测工作,因此精确红外测温及绝缘油色谱分析将成为主要检测手段。

5、总结

    主变绝缘油色谱分析能较准确地发现变压器内部的早期缺陷,且无需停电,故《输变电设备状态检修试验规程》将其列为例行试验项目之一,《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》也明确规定每年在进入夏季和冬季用电高峰前应分别进行油色谱在线监测装置与离线检测数据的比对分析工作。实际情况也表明,变压器发生故障后,绝缘油色谱必然会出现明显变化,通过对气体组份的分析可判断故障类型,足见绝缘油色谱检测工作的重要性。