变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

0 引言
如今社会飞速发展，对电力系统的要求也日趋增高，火力发电厂的成本控制和增盈提效应在保障安全的前提下进行。火力发电厂中的变压器起到传 输和分配电能的作用，其安全运行尤为重要。
变压器油中故障时产生的气体较为复杂，需要充分利用特征气体的组分标准、分布情况，根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》对变压器的运行状况进行综合判断，正确评估设 备运行状态和健康状况。
本文阐述了变压器故障分类、特征气体来源、变压器油日常检测方法，基于实际发生的案例，对变压器的故障类型和故障部位进行准确判断，能够有效避免次生事故发生，为后续研究故障发生起因提供依据，便于精准检修，可提高设备可靠性，保证安全生产。
1 概况
1.1变压器的故障分类
变压器的故障大致可分为三类：过热、放电和受潮。其中，过热故障是热应力造成的绝缘加速劣化。 过热故障根据热点温度分为低温过热（低于300℃）、中温过热（300 ℃~700 ℃）和高温过热（高于700℃），过热故障如果仅引起绝缘油的分解，产生的特殊气 体主要是甲烷和乙烯，非常严重的过热故障会产生 极少量的乙炔气体。
放电故障一般分为低能放电、高能放电、电弧放 电三种，有时会伴有过热故障。这种故障会导致溶解气体含量快速上升，主要产生的特殊气体是乙炔和氢气。高能放电时，特征气体快速释放、反应剧烈，来不及溶解到绝缘油中就进入气体继电器，引起 瓦斯保护动作。放电故障的现场判断实例主要包括 相间闪络、线圈熔断、分接开关飞弧等。
绝缘受潮故障在潮湿多雨、湿度较大的环境中发生概率较大，目前国内使用的大多数变压器严密性均在较高水平，受潮现象不明显。在变压器油的色谱分析中，如果氢气和二氧化碳含量突然增大而其他组分气体含量变化不大时，应对该设备内部油样进行水分测试，根据水分测试结果结合色谱数据，判断溶解气 体中氢气含量的突然增大是否为受潮导致。
1.2 变压器油中溶解气体的来源
变压器油经历放电故障或者过热故障时部分C-H键和C-C 键断裂，形成H和低分子烃类气体，包括CH4、C2H6、C2H4、C2H2等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物，油自身氧化也会生成少量的一氧化碳和二氧化碳，应根据实际情况进行判断。
固体绝缘材料的分解也会释放一些气体，变压器内部有纸、层压纸板和木块等，属于纤维素材料，纤维素是由较多的葡萄糖单体组成的长链状高聚合碳氢化合物，聚合物在高于105℃时就会裂解，高于300℃时就会完全裂解和碳化。聚合物在生成水的同时，会产生大量的一氧化碳和二氧化碳气体以及 少量的低分子烃类气体。因此，在日常检测工作中，应定期检测变压器油内的糠醛含量，判断绝缘纸等 固体绝缘材料的劣化程度。
变压器油中水分含量较高时会与设备内的铁质材料作用生成氢气，当温度较高且油内有溶解氧时，设备内部的油漆在不锈钢材质的催化下，也可能产生大量氢气。因此，新设备投运时一定要进行真空滤油，防止新不锈钢部件与油反应产生氢气，同时，应将变压器油的颗粒度含量降至最低，并对新油进行理化分析，确保各项化验结果在合格范围内。
1.3 绝对产气速率和相对产气速率
正常情况下，变压器油中溶解气体的组分含量较小，数据上下浮动变化较小。当变压器油色谱分析突然出现异常数据时，例如某一个组分在下一次分析时数据突然增大，或者在色谱分析时出现了乙炔组分，都要引起工作人员的注意，及时取样复核并进行追踪分析。
此外，当氢气含量超过注意值而其他组分数据 在正常范围内时，可进行一次绝缘油取样水分分析，如果水分含量偏高或超标，则说明原因是受潮，若氢气含量再无大幅度增长，可视为正常。根据 DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的运行中设备油中溶解气体含量注意值，如表1所示，先判断数据是否超出注意值，如果未超出注意1.4三比值法的应用充油电气设备的故障判断不能完全依赖特征气 体的组分含量，还应考虑不同气体组分之间的相对含量。其中，CH/CH比值只能反映热分解的温度范围，参考价值较小，因此三比值法在四比值方法的 基础上减少了C2H6/CH4比值。根据C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6 这三种比值可进一步判断故障的具体类型，其应用前提是特征气体含量超出注意值或增长速度较快。另外，当设备刚投运时，如果发现短期 内溶解气体含量增长较快，虽然不超过注意值，也可用三比值法判断设备内部是否存在故障。
1.5 其他判断方法
1.5.1 CO2/CO值判断法
一氧化碳通常是由于固体绝缘材料老化而产生的特征气体，变压器运行温度不同，材料老化程度不 同。过热故障会导致一氧化碳气体产生，包括变压器运行温度升高、局部存在热点、绝缘纸老化、变压器油老化等。然而，不能仅通过一氧化碳气体含量来判断故障原因，可使用CO2/CO比值来辅助分析，若CO2/CO大于7，可能为固体绝缘材料老化，若 CO2/CO小于3，可能是故障导致固体绝缘材料温度达到了200℃以上。
1.5.2 C2H2/H2值判断法
当有载分接开关油箱和主油箱相通时，部分气体可能会污染主油箱的油，导致误判断。因此，当特 征气体超过注意值时，可以利用C2H2/H2 值进行预判断，若C2H2/H2大于2，可判断为有载分接开关油箱中的油污染了主油箱中的油。
1.5.3 油中糠醛含量检测分析法
变压器在长期运行中受到外界水分、温度、杂质 等因素影响，变压器内部绝缘纸材料被氧化裂解成小分子劣化产物，其中糠醛类化合物居多。在购买新的绝缘油时，不仅要对油的水分、颗粒度、酸值、介质损耗因数、击穿电压等项目进行检测，还要利用高 效液相色谱技术测量绝缘油中的糠醛含量，判断油的品质是否合格，合格后方可注入设备。在日常工作中也应定期检测油中糠醛含量，及时判断变压器绝缘材料老化程度。
1.5.4 瓦斯继电器内特征气体判断法
对能量较低、气体释放较慢的一般过热故障来 说，产生的特征气体会在变压器内部随着绝缘油的自然循环，均匀分布在设备内，处于一种平衡状态，较少进入瓦斯继电器。对能量大、气体释放较快的放电故障来说，产生的特征气体还未跟随绝缘油的自然流动达到平衡状态，就已经快速上升，进入瓦斯 继电器，导致设备瓦斯保护动作。在该情况下，工作 人员应立即联系化验室人员，将安全防护措施布置到位，对瓦斯继电器取气样，同时对变压器的底部、中部、上部取油样，并尽快带回实验室进行色谱分析。瓦斯气体内各特征气体含量较高，有关标准对 其含量没有明确规定，可结合绝缘油的色谱分析结 果分析特征气体组分的分布情况。
2 色谱分析诊断故障的应用案例
2.1 故障案例
某三相分裂式无载调压变压器高压侧额定电压为18kV，低压侧额定电压为6kV，2008年投入运行，于2020年9月随机组检修进行预防性试验，各项试验数据合格。
2021年11月15日，该变压器在运行中发生三相短路故障，差动速断保护动作。变压器外观检查无异常，于两小时内对设备中部、底部及瓦斯继电器的气体分别取样并进行色谱分析，结果如表2所示。
由表2中的数据可见，在变压器底部取样的特征气体中，氢气、乙炔和总烃的含量均已超出注意值，变压器中部的乙炔气体含量超出注意值，瓦斯继 电器各项组分气体的数值均较高。由于在第一时间 进行取样检测，绝缘油内部特征气体还未完全扩散和循环均匀，通过数据可初步判断变压器故障部位在设备底部。
2.2 相对产气速率及三比值法判断
2.2.1 相对产气速率计算
该变压器于2020年8月10日进行定期色谱分析，数据均在正常范围内，如表3所示。2021 年11月15日故障后，变压器内氢气、乙炔和总烃气体含量均发生快速增长，其相对产气速率通过公式（1）进行计算。
2.2.2 三比值法判断
运用三比值法对以上数据进行计算分析，底部 油样的特征气体三比值编码为102。在色谱分析数据中，氢气、乙炔和总烃的气体含量严重超出注意值，符合DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中电弧放电产生的主要气体组分特征，因此判断本次故障类型为电弧放电故障。
2.3 故障检修结果
将变压器返回厂家进行解体维修，发现变压器三相相间位置低压绕组下部烧毁严重，铁芯、器身、引线表面及开关内部均可见绝缘碳化物及金属颗粒，说明故障点位于变压器底部，与三比值法判断的电弧放电结果相符。
检修结果进一步验证了初步判断的准确性。厂家提供的短路强度计算报告中低压侧短路电流为15.44kA，本次故障低压侧短路电流为20.9kA，其设计不能满足运行电流的要求，造成变压器绕组内部故障。经厂家维修后，故障点消除，保障了设备后期的安全运行。
3 结语
定期对变压器油进行色谱分析，有利于运行和电气人员及时掌握变压器的运行状态，尽早发现存在的隐患或故障，并制定相应的措施，例如加强监视、限制负荷、缩短试验周期、排查内部故障等，保证 设备安全运行。对特征气体组分突然增长、接近或超出注意值的变压器，应加强跟踪力度并增加色谱分析次数。
通过对变压器油进行色谱分析，能够判断变压器内部大致的故障部位和故障类型，但无法确定具体的故障点，还应结合更多电气试验、理化指标等数据进行综合评判，及时发现并消除隐患和故障，避免生产事故发生，确保机组安全稳定运行。