充油電氣設備內部故障類型主要有機械、熱和電三種!而機械性故障又常以熱或電的故障形式表現出來。由於設備內部熱故障和電故障均會導致油色譜發生變化!因此絕緣油色譜分析是監測設備內部運行狀況的重要手段。通過對充油電氣設備絕緣油進行色譜試驗!根據各組份氣體的含量、變化趨勢可初步判斷設備故障類型!為及時發現設備異常、防止故障擴大奠定基礎)

1、事件情況

    35kV草灘變電站#2 主變在2017年4月13日發生輕微瓦斯告警信號!運檢人員當即取絕緣油樣進行色譜試驗! 發現H₂、C₂H₂總烴嚴重超標，而該主變在2017年3月24日的色譜試驗結果顯示正常。兩次油色譜試驗結果對比見表1。

    為進一步診斷設備故障情況，在2017年4月17日對該主變進行電氣實驗。

    試驗結果顯示繞組絕緣電阻、介質損耗因素、直流電阻均正常，但鐵芯對地絕緣電阻僅為13kΩ（規程要求不小於100MΩ）。隨即將該主變返廠進行吊芯檢查，結果發現鐵芯下夾件墊腳與鐵軛間的絕緣紙板破損，更換後鐵芯對地絕緣恢複正常。

2、原因分析

    變壓器正常工作時,磁致伸縮、矽鋼片接縫處和疊片 間的漏磁引起鐵芯振動,固定不鏽鋼板與鐵芯絕緣紙板的 螺杆存在安裝或設計缺陷,導致絕緣紙板損壞,引起鐵芯 對地絕緣降低構成多點接地。當鐵芯多點接地形成環流 時,鐵芯芯片間的絕緣電阻及鐵芯自身的電阻會導致鐵芯 過熱及絕緣油分解析出氣體,造成輕瓦斯告警動作。

    變壓器帶電運行時,繞組周圍存在著交變的磁場,受 電磁感應的作用,高壓繞組與低壓繞組間、低壓繞組與鐵 芯間、鐵芯與外殼間都存在寄生電容。帶電繞組通過寄生 電容的耦合作用使鐵芯對地產生懸浮電位,由於鐵芯及其 它金屬構件與繞組的距離不同,因此懸浮電位也不同,當 兩點間的電位差達到能擊穿其間的絕緣時,便產生局部放 電,在兩點電位相同時則停止放電隨後繼續聚集電荷產生電位差再放電。局部放電的持續可導致兩電極間貫 穿性地形成電弧放電!使變壓器油分解產生相應氣體。

3、鐵芯接地性質與油色譜的關係

    變壓器鐵芯多點接地故障按接地性質可分為穩定接地(也稱為死接地)和不穩定接地。

    穩定接地指接地點接地牢靠,接地電阻穩定無變化,多由變壓器內部絕緣缺陷或廠家設計安裝不當造成,如鐵芯穿芯螺栓、壓環壓釘的絕緣破壞等。在這種情況下,由於環流回路穩定,因此鐵芯局部過熱及輕瓦斯保護頻繁動作,嚴重時鐵芯局部會被燒損,釀成更換鐵芯矽鋼片的重大故障。這種情況下,C₂H₂含量低甚至不出現,C₂H4和CH₄所占比重較大,總烴含量超過注意值(150μL/L)。

    不穩定接地指接地點接地不牢靠,接地電阻變化較大,多由異物在電磁力作用下形成導電小橋造成,如變壓器油泥、金屬粉末、墊腳絕緣紙受潮等。在這種情況下,鐵芯上環流回路不牢固,會形成懸浮電位造成局部放電,而隨著局部放電時間的增長,絕緣物的分子結構被破壞,絕緣性能持續降低,形成電弧放電,此時C₂H₂和H₂占主要部分,其次是C₂H4和CH₄。

4、鐵芯接地故障的檢測方法

    (1)精確紅外熱像檢測。由Q=I²Rt可知,發熱量會隨著電流呈指數增長,多點接地後流經鐵芯的電流顯著增大,故變壓器溫度會發生明顯變化,通過精確紅外熱像檢測便能發現異常。
    (2)絕緣油色譜檢測。正常運行變壓器絕緣油色譜相關標準明確規定總烴需小於150μL/L,而鐵芯多點穩定接地及不穩定接地均會產生氣體,總烴會出現明顯增長並超過注意值。

    (3)鐵芯接地電流測試。變壓器正常運行時,流經鐵芯接地扁鐵的電流很小,規程要求不超過100mA,實際檢測中50MVA變壓器的鐵芯接地電流往往不超過1mA,而多點接地形成回路後該電流將達到安培級,有明顯的大幅增長。《輸變電設備狀態檢修試驗規程》規定,鐵芯接地電
流無異常時,可不進行鐵芯絕緣電阻測試。
    (4)鐵芯絕緣電阻檢測。鐵芯發生多點接地後,鐵芯絕緣電阻會明顯下降,故除了需注意絕緣電阻的大小外還要特別注意其變化趨勢。同時,規程明確指出當油中溶解氣體分析異常時,若要進行估值診斷,則應進行本項目的檢查。
    (5)部分小容量變壓器因鐵芯未經套管引至油箱外部接地,而在內部直接與殼體連接,常規情況下將無法開展鐵芯接地電流測試及鐵芯絕緣電阻檢測工作,因此精確紅外測溫及絕緣油色譜分析將成為主要檢測手段。

5、總結

    主變絕緣油色譜分析能較準確地發現變壓器內部的早期缺陷,且無需停電,故《輸變電設備狀態檢修試驗規程》將其列為例行試驗項目之一,《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》也明確規定每年在進入夏季和冬季用電高峰前應分別進行油色譜在線監測裝置與離線檢測數據的比對分析工作。實際情況也表明,變壓器發生故障後,絕緣油色譜必然會出現明顯變化,通過對氣體組份的分析可判斷故障類型,足見絕緣油色譜檢測工作的重要性。