变压器特征气体异常分析及处理
引言
变压器作为发电厂向外输送电能的重要设备， 其内部绝缘缺陷如不能早期发现处理并及时采取措施，尤其是突发气体含量超标事故，往往容易造成灾难性后果。某公司根据变压器气体在线监测装置报警信息及油中气体色谱分析结果，及时发现并处理了变压器内部放电性故障；在高厂变厂用电切换后，发现特征气体异常后，及时采取措施， 均成功地避免了主设备重大损坏事故的发生。
案例一：设备简介
某公司#2变压器采用单相单体式户外型油浸强油风冷变压器，变压器配置有HYDRAM201i型智能变压器早期故障在线检测系统。
1 型号：DFP-240000/500
2 额定电压为：H．V．525√3±2×2.5% KV，L．V．22KV
1．3 生产厂家：常州东芝变压器有限公司， 2005年8月生产，2006年10月投产。
事件现象
2009年12月13日05:06分，某公司＃2机组DCS发“＃2变压器内部气体浓度含量高、变压器IDD装置告警任一故障存在”报警，就地检查 B相气体气体在线监视装置浓度显示为100ppm，09:10分取样化验乙炔气体含量为 41.24ul/l，13：30分再次取样乙炔气体含量为50.75uL/L（具体数据见下表）。
＃2变压器B相油中气体含量色谱分析结果表
09：10
19.81
18.32
6.4
41.24
108.72
305.79
2289.00
85.77
13：30
23.00
22.00
6.3
50.75
127.00
322.00
2397.00
102.00
图三层压纸板的树枝状放电 图四辅助绝缘纸板上的碳黑
案例二：设备简介
某公司#4发电机组使用的高厂变为西安西电变压器有限公司提供的 SFF9-40000/20型号产品，#4发电机组于2012年10月21日开始停运转机组大修，停运前高厂变运行正常，检修期间对高厂变进行了常规的检查、清扫、 预防性试验，试验完全按照《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》要求进行，从试验结果看，未发现异常。 2013年1月3日，在机组大修完毕，发电机组并入电网，用高厂变接带该机组厂用负荷后， 出现高厂变低压侧三相
电压不平衡（A相3.519KV B相3.487KV C相3.422KV），负序电流较大， 遂将该机组厂用电切换至#02启备变接带，该高厂变置为空载运行状态。 1月4日10:00，安排检验中心做该变压器油色谱分析，发现部分指标超标，特别是乙炔含量达到 143.4ppm，已严重超标；立即安排再次取油样验证， 结果基本一致，遂判断为变压器内部可能有故障点。为避免
设备出现大的损坏故障，汇报部门及公司领导，并与省调协商后，安排 #4机组于2013年1
月4日晚上23:30停运处理，1月5日0:40正式开始对高厂变进行拆除隔离， 经过紧张抢修，全部工作在3:00左右结束。#4高厂变彻底退出运行，解体检修发现高压侧分接开关发生闪
络。
＃4高厂变油中气体含量色谱分析结果表
图五：待更换的分接开关 图六故障位置分接开关损毁情况
变压器内部故障原因分析
3．１ 油气机理分析
油浸变压器大多采用油纸组合绝缘， 当变压器内部发生潜伏性故障时， 油纸会因受热分解产生烃类气体。由于含有不同化学键结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性， 所以绝缘油随着故障点温度的升高依次裂解生成烷烃、 烯烃和炔烃。每一种烃类气体最大产气率都有一个特定的温度范围，故绝缘油在各不相同的故障性质下产生不同成分、 不同含量的烃类气体。
变压器出现故障时， 绝缘油裂解产生气体，只有当油中气体饱和后， 才能从瓦斯继电器
反映出来。IEEE认为对变压器故障早期诊断的最佳方法是油中气体分析法，用色谱分析法判断变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析各特征气体浓度的大小来确定变压器内部是
否有故障。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位特征气体浓度不同。 应用气
体扩散原理，在故障变压器的关键部位抽取油样， 分析各个取样点的气体浓度， 判断变压器内部故障部位。
3．2 变压器内部放电类型的判断
3．2．1 变压器内部通常有三种放电类型：电弧放电故障、低能量放电故障和局部放电故
障。电弧放电故障产气量大、 气体剧烈产生，运用测定油中溶解气体的方法不容易对其诊断，往往是在出现故障（轻瓦斯发信动作）后，我们才能根据油中气体、瓦斯成分的分析，对变
压器的故障性质和严重程度进行诊断。 电弧放电故障气体主要是乙炔和氢， 其次是