油、气色谱分析判断轻瓦斯报警原因

2020-12-21吴蔚

安徽化工 2020年6期

吴蔚

（中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院，安徽合肥230022）

气体继电器又称瓦斯继电器，是油浸式电力变压器内部故障的一种基本保护装置，有轻瓦斯报警和重瓦斯跳闸两种保护方式。轻瓦斯报警是继电器内汇集气体达到一定量后触动继电器，发出报警信号。重瓦斯跳闸是一定油流冲向继电器的档板，动作于跳闸。变压器在运行过程中可能由于多种原因出现瓦斯继电器报警，发生报警之后需对瓦斯继电器的气体及变压器的本体油样进行组分分析，判断变压器是否存在内部故障。当变压器频繁出现轻瓦斯报警时，专业人员应全面分析报警的可能原因，在排除内部故障的情况下，特别要对变压器附属部件进行排查，直至发现问题的根源，避免故障扩大造成设备损坏或影响机组的稳定运行[1]。

1 概述

某电厂2 号主变是由瑞典ABB 公司生产的电压等级220 kV的三相全密封油浸变压器，运行逾20年，主变冷却方式采用强迫油循环风冷，有5组潜油泵。

主变共计6 支气体继电器，位置如下：高压套管升高座各安装1支（共3支），低压出线箱1支（频繁报警瓦斯），无励磁分接开关1支，主油箱与储油柜连接管1支（主瓦斯）。主油箱处轻瓦斯投信号，重瓦斯投跳闸，其他气体继电器均投信号，重瓦斯未使用。

2020 年 4 月 8 日，2 号主变正常运行中发生低压侧轻瓦斯报警，工作人员现场确认后对气体继电器进行复位，主变继续运行6 h后再次发生轻瓦斯报警。

通过放气、复位后气体继电器再次报警可以判断，气体继电器中的气体并非因长期积累导致报警，而是迅速产生大量气体，充满气体继电器，变压器可能存在故障。此种情况下应开展变压器本体油色谱分析和气体继电器中气体色谱分析以判断故障类型。因2 号主变其他运行参数均正常，而且没有停机计划，所以在气体继电器复位后2 号主变继续带电运行。同时等待油、气色谱分析结果，以决定2 号主变是否应立即退出运行。

2 原因分析

2.1 主变本体油中溶解气体的含量分析

2号主变低压侧气体继电器轻瓦斯报警后，从变压器上部和底部分别取样做色谱分析，数据见表1。从表1 检测数据来看，变压器上部和底部油样色谱检测结果基本一致，氢气、乙炔、总烃含量均未超过注意值，数据无异常。标准DL/T 722-2014 要求，运行中220 kV电压等级变压器油中溶解气体组分氢气含量应不大于150 μL/L，乙炔含量应不大于5 μL/L，总烃含量应不大于 150 μL/L[2]。

通过与历史数据对比分析，乙炔一直未检出,甲烷均值18.6 μL/L，乙烯均值8.2 μL/L，乙烷均值4.5 μL/L，各组分含量基本稳定，没有明显增大趋势。计算各组数据，CO2/CO比值均在3～7之间，依据标准DL/T 722-2014判断，属于正常范围，即变压器内部未发生固体绝缘故障，也不是固体绝缘的异常老化，见表1。

2.2 气体继电器中气体组分分析

由油中气体溶解、扩散和释放的基本规律可知，溶解于油中的空气或内部故障产生的气体，达到过饱和状态或临界饱和状态时，在温度或压力变化的情况下，都会以气泡的形态释放出来进入气体继电器，油中气泡会降低绝缘性能，加速油和绝缘材料的老化，严重时导致击穿[3-8]。当充油设备内部存在突发故障时，产生大量故障气体，产气速率大于溶解速率，气体就会聚集成游离气体进入气体继电器，严重的甚至会引起气体继电器动作[3]。

表1 2号主变压器油中溶解气体的含量数据(μL/L)

表2 气体继电器中气体组分分析数据（μL/L）

将4 月10 日和4 月11 日检测的气体继电器中气体组分分析数据列于表2，并折算到油中的理论值与本体油色谱数据做比较。因2 号主变油品型号为Nytro 10 GBX，为国际常用油品，气体分配系数采用标准DL/T 722-2014 附录F 中IEC 60599 矿物绝缘油的气体分配系数。

从表2可以看出，理论值和油中溶解气体的实测值相近，可认为气体是在平衡条件下释放出的，理论值与实测值比值均在0.5～2.0范围内（除氢气比值因含量较小，误差较大，大于2.0），可视为达到平衡状态。这里有两种可能：一是特征气体各组分浓度均很低，说明设备是正常的，应查明这些非故障气体的来源及继电器动作的原因；二是溶解气体浓度实测值略高于理论值，说明设备存在产生气体较缓慢的潜伏性故障[3]。因2号主变产气较快，且氢气和烃类组分均未超过标准要求的注意值，所以判断设备正常。

2.3 主变本体油质分析

对2号主变油质其他指标进行了检测，检测数据表明，包括酸值、水分、介质损耗因数、击穿电压等指标均未超出标准要求，2 号主变变压器油中糠醛含量0.032 mg/L，对于运行20年的变压器而言，变压器内部纸绝缘状态良好，T501 含量0.24%以及旋转氧弹值257 min 证明油质未发生严重劣化。综上所述，变压器内部未发生过热或放电故障。

2.4 含气量分析

油中含气量是指溶解在油中的各种气体的总含量。一般用油中溶解气体的体积与油的体积的百分数来表示（在压力101.3 kPa 和0℃条件下的体积）。油中含气量的主要成分是油中空气的含量，即氧气和氮气的含量。

测定油中的总含气量对于超高压、大容量的变压器运行有重要意义。这类变压器一般都采用强油循环，变压器中油流速度较高，油流路中局部可能会存在负压，因此，油中溶解的气体极易析出，形成气泡。另外，如油中溶解的气体含量较高，在温度和压力骤然下降时，也极易析出形成气泡。在高场强的条件下，气泡极易击穿，危及设备安全运行。随电压等级的升高，油中气泡对绝缘强度的危害更甚。因此，为保证变压器的绝缘可靠性，对新注入设备的油和运行油中油的含气量制定了严格要求。

运行油中的含气量与设备的密封程度有极大的关系，而与油的质量无关。即设备密封得越好，运行中油的含气量就越低，并且比较稳定。否则，油中含气量会随时间的延长而增长，直至达到饱和。因此油中含气量也是检验设备密封状况的重要指标。

对主变含气量进行跟踪监测，数据见表3。通过表3 数据计算得出，油中含气量均值约为7.8%。标准GB/T 14542-2017 要求运行中变压器油（330～500 kV）“油中含气量”应小于3%，对220 kV 电压等级变压器未做要求。虽然标准未对220 kV电压等级变压器油中含气量做具体要求，但是不妨按含气量超标加以分析。主变油中含气量已算“严重超标”。

通过表3 数据计算得出，氧气含量均值约为1.7%（16 903 μL/L折算成百分比），氧氮比均值约为0.32，油中氧气含量较高。参考标准DL/T 722-2014，一般在油中都溶解有氧气和氮气, 氧氮比值接近0.5。运行中，由于油的氧化或纸的氧化降解都会造成氧气消耗，氧氮比值会降低。对密封良好的设备，由于氧气的消耗，氧氮比值在正常情况下可能会低于0.05。2 号主变运行有20 年，变压器油中氧氮比值为0.32，以此来看有很大可能性有空气进入油中。

据现场工作人员称，有时能看到油中有气泡，分析气体继电器动作原因为变压器负压部件泄漏引入大量空气，致使油中溶解气体几近饱和，推断故障点为变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等；同时根据轻瓦斯气体继电器动作频率（动作后放气），推测故障程度中等。现场人员检查变压器外壳、管道、气体继电器未发现异常，但1 号、5 号潜油泵有滴油现象，初步判断轻瓦斯报警原因为1号、5号潜油泵负压进气。