变压器早期故障监测装置的技术应用

　　1装置概况及应用

　　电力变压器早期故障在线监测装置的工作原理是：变压器油中的溶解气体经可选择性的渗透膜进入电化学气体传感器内，在传感器内，油中析出的氢气(H2)、一氧化碳(CO)、乙炔(C2H2)、乙烯(C2H4)等气体与空气中的氧气(O2)进行化学反应，从而产生一个与反应量成比例的电信号，实时在线测量气体含量的变化，以此来判断变压器可能存在的故障。变压器早期故障监测装置的技术应用

　　由于此类装置具有结构简单、安装方便、可免维护和使用寿命长等特点，目前，在国内电力企业很快得到了推广和应用。据不完全统计，应用于各地大型变压器上的此类装置在1000台以上。其中尤以加拿大SYPRTEC公司生产的HYDRAN系列模拟型H201R和数字智能型H201iSystem变压器早期故障监测装置为*多，并占据主导地位。江苏地区的发电厂和供电局目前已在各地所辖变电站的一些大型变压器上安装运行了70余台，其中仅苏州地区就应用了近40台。变压器早期故障监测装置的技术应用

　　2装置的技术背景

　　随着运行时间的增加，电力变压器内的绝缘油和有机绝缘材料在热和电的长期作用下会逐渐老化和分解，并产生少量的氢气、烃类气体(CH4、C2H2、C2H4、C2H6等)及一氧化碳和二氧化碳(CO2)，这些气体大部分溶解在变压器油中。当变压器内部发生潜伏性过热或放电故障时，就会加速这些气体的产气速率。测量并分析溶解于油中的气体含量变化，就能尽早发现变压器内部的局部过热或电弧性故障，并可掌握变压器的运行状态和故障的严重程度及发展趋势，以防止和控制恶性事故的发生及发展。

　　变压器发生故障时，内部油中产生气体，主要是由于绝缘油和绝缘纤维材料在电和热的作用下被逐步分解所致。

　　由表1可以看出，在不同的变压器故障类型中，氢气和一氧化碳是重要的故障特征气体。在一般情况下氢气的增长变化往往反映了变压器油裂解。如油中水分、绝缘受潮、过热或放电性故障等。一氧化碳的增长变化往往反映了固体绝缘材料可能有裂解，如绝缘过热、绝缘纤维老化等。如果温度高于250℃，产生的一氧化碳量一般都要大于二氧化碳。

　　变压器油与绝缘纤维材料在电和热的作用下受到分解时一般都会生成氢气，这主要是因为在碳氢化合物中，碳氢键之间的键能较低、生成热小，因此，氢气是各种故障特征气体的主要组成成分之一。由于在油色谱分析的取样、操作等过程中，难免有气体从油中逸出，氢气是*先生成的气体组分，极易逸出，故逸出情况尤为严重。同时，由于氢气和一氧化碳的溶解度较低，故油色谱分析结果的氢气含量值比真实值低，且常出现较大的分散性，每次实验室油色谱分析中氢气含量的检测值往往相差很大，很难作出比较客观、准确的判断。

　　IEC新标准已将油色谱分析中氢气的含量排除在考核标准之外，部颁标准正在考虑逐步淡化油色谱分析中氢气超标的概念和标准。而作为在线监测的变压器早期故障监测装置，由于是直接安装在变压器上，故不需要采集油样，测量中H2含量相对比较稳定。同时，它可根据在线监测装置气体含量数据的变化报警，再配合油色谱分析，以对变压器进一步确诊。经过实践，不少地区认为这一模式不失为一种有效的变压器故障诊断手段。

　　HYDRAN变压器早期故障在线监测装置，采用某些高分子膜渗透技术直接从变压器油中分离出可燃性气体，并让其通过渗透膜进入电化学气体检测室(传感器)与氧气发生化学反应，产生一个与反应速率成比例的电信号，从而测出气体含量。由于传感器是无源元件，无转动部件，且所分析的气体正是所需要的燃料，因此无需任何试剂或其他材料。该监测器对不同气体组分的响应能力分别约为：氢气100%、一氧化碳18%、乙炔8%、乙烯1.5%。考虑到其中的乙炔含量一般很低，而乙烯的响应又很小，忽略不计后可简化为主要反映的是氢气和一氧化碳2种气体组分。所以该装置是一种以氢气为主的可燃性气体监测仪器。由于是连续性在线测量，克服了油色谱分析操作环节中的弊端，弥补了油色谱分析中的周期性限制和采样及气体分离中逸散造成的误差。同时，该监测器的渗透膜和监测器单元设置了温度补偿功能，可使可燃性气体的渗透率保持恒定，该仪器工作状态稳定，性能可靠，现场应用也比较方便。

　　3装置应用的有效性

　　(1)应用常规油色谱分析来判断变压器故障的局限性在于2次色谱分析之间发生的故障往往难以捕捉，应用变压器早期故障监测仪器进行连续监测，就可能发现和观察到并非瞬间产生的故障先兆，以利于进一步诊断。

　　(2)变压器油中溶解气体分析和判断导则(GB7252—87)中要求，监测中不仅应考虑注意值，更要考虑产气速率。因为往往有些变压器在进行色谱分析时气体含量并没有达到注意值，但由于产气速率较快而暴露出故障。变压器早期故障监测仪器对产气速率的变化反应非常灵敏，在线监测气体含量的变化与变压器的产气速率存在较好的对应关系，满足了导则的要求和现场实际需要。同时，在监测时可设置预报警和报警两个上限值。根据变压器运行的实际情况，对新投运和健康状况良好的变压器，考虑到固体绝缘材料自然老化产生的一氧化碳气体含量较低，预报警值和报警值一般可设置为1.5倍和1.8倍左右的气体含量正常显示值。而对老旧变压器或健康状况不佳的变压器，由于固体绝缘材料自然老化生成的一氧化碳含量比较高，一般可设置为1.8倍和2倍左右的气体含量正常显示值。

　　(3)气体含量变化与色谱分析总烃变化的相关性。根据谏壁发电厂和苏州供电局提供的几组现场早期故障监测装置的显示值与同期色谱分析总烃变化的对比数据，我们绘制成曲线图进行对照比较，可直观地得出变压器早期故障监测仪所显示的气体含量变化趋势与色谱分析总烃数值的变化趋势在某些故障条件下具有较好的相关性，见图2。

　　(4)通过现场监测发现的早期故障案例。根据调查、统计及常州地区的应用情况分析，电力变压器早期故障监测装置在变电站现场实际应用中的确能有效地发现一些早期故障和事故隐患：

　　1)常州供电局220kV芳渚变电站1号主变压器在线监测混合气体含量由120llμ1/1上升到230μl/l，油色谱分析出甲烷、乙烷、乙烯含量增大，总烃超标1倍多，三比值法分析为022，可确定变压器内局部存在高于700℃过热故障。通过在线装置跟踪监视与油色谱定期分析对比，发现定期油色谱监测的数据与连续在线监测装置数据的变化具有较好的相关性。因��，该在线监测装置对变压器故障或缺陷的实时监控能起到较好的作用。

　　2)重庆地区南岸供电局220kV金家岩变电站应用该装置进行在线监测，得出气体含量超标的结果，发现了主变压器铁心多点接地的故障。

　　3)某发电厂240000/220变压器，运行中气体含量显示值在一个星期内由100μl/1上升到695μl/1。进行色谱分析，乙炔含量由01μl/l上升到*高4.8μl/l，氢气含量由7.4μ/1上升到690μl/1，停运后经吊罩检查发现低压绕组部分烧断，避免了一次重大设备事故。

　　4)某供电局120000/220变压器，运行中气体含量显示值在半个月内由780μl/l上升到1190μl/1。进行色谱分析并用三比值法判断，编码为021，属于300-700℃范围的过热故障。经吊罩检查发现铁心绝缘纸板的绝缘损坏，造成局部放电故障并出现局部放电痕迹等。

　　5)某供电局500kV变压器，运行中气体含量显示值在一个半月内由57μl/l上升到150μl/1以上。色谱分析总烃含量较高，且上升较快。经吊罩检查发现磁屏蔽板上有多处过热点。

　　诸多变压器故障被确认的案例证明，变压器早期故障监测装置对提高电力**生产水平，防止和减少变电站主变压器的恶性事故能起到一定的作用。

　　4装置应用中需注意的几个问题

　　(1)由于仪器监测和显示的气体含量是几种可燃性气体组分的混合值，不是指单一的氢气或一氧化碳等，更不是总烃含量，所以不能直接以相应的色谱分析方法和有关的判断导则中关于油中溶解气体含量的注意值作为该仪器的设定报警值。

　　(2)显示或报警的气体含量只能反映变压器中的氢气或一氧化碳含量有显著增大，说明很可能有故障产生，但难以提供变压器可能有何种类型的故障和故障的危急程度。同时，也正因为其显示的读数反映的是几种可燃性气体的综合读数，所以不能简单地订出某些门槛值来判断变压器的好坏程度，重要的是监测其读数的增长趋势，并从其本身的变化趋势及与同类产品的变化趋势的比较中作出正确的判断。待充分积累数据后，开发出相应的软件，以逐步实现既不漏报，又不误报。因此，目前对这种在线监测技术的应用，必须将与油色谱分析及电气试验等技术手段相结合，这样才能达到对设备故障进行诊断的目的。

　　(3)对电力变压器的某些突发性故障或事故反映不出。如某水电厂主变压器发生绕组短路跳闸事故5h后，仪器的气体含量显示值才增大，而事故前基本没有反应。

　　(4)该装置提供了远程监测通信的232口和485口，可作远方监测和集中管理。同时该装置还提供了模拟量输出，可接入SCADA系统。但对要求接人企业现有的MIS系统或状态检修管理系统时，需另行开发符合相关要求的接口软件。

　　(5)对已应用早期故障监测装置的电力企业，应制定相应的运行规程和管理制度，并认真落实执行。宜有专人负责、专人实施。如：检修人员要按规定的要求检查、维护和检修;运行人员要按规定的要求进行设备巡视和记录，发现问题及时汇报;油化验人员要注意将气体体积分数的变化与油色谱数据相结合，逐步掌握两者的客观规律和对应关系，注意积累数据和总结经验;专兼职管理人员要定时下载历史数据，注意协调各方面的技术环节和工作关系，检查、指导该项工作，确保其正常进行。

　　(6)严格按仪器说明书中的相关要求安装、维护和操作。特别是要认真把好安装验收关及根据初始显示的稳定数据设定合理的预报警和报警的阈值。