(西安交通大學電氣工程學院，陜西 西安 710049)

0 引 言

油浸電容式套管是一種少油設備，密封較好，油面空間不直接向大氣呼吸，所以氣體損失較小[1]；而過熱或放電故障會導致油中溶解氣體含量明顯增加，根據(jù)油中溶解氣體含量可以判斷故障的類型及嚴重程度。自20世紀80年代至2002年年底的不完全統(tǒng)計，中國500 kV變壓器先后發(fā)生因套管(及相關部位)引起的事故23臺次，存在故障25臺次，占同期總的變壓器事故和故障數(shù)量的36%和12.4%[2]。套管的典型故障之一便是滲漏問題，會對套管內(nèi)部絕緣產(chǎn)生危害[3]。當套管在運行過程中存在滲漏(漏氣)的情況，即使存在較為明顯的故障，由于油中溶解氣體會逸散，特別是溶解系數(shù)較小的H2、CH4、CO等氣體會大量逸散：一方面導致油中氣體總含量不高；另一方面也導致油中溶解氣體各組分的含量既不符合發(fā)熱的產(chǎn)氣特征，也不符合放電的產(chǎn)氣特征。這對判斷套管是否有故障以及故障的類型增加了難度，也對變壓器及套管的安全運行構(gòu)成了風險。

目前利用油中溶解氣體含量判斷套管缺陷的標準DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》[4]以及GB/T 24624—2009《絕緣套管油為主絕緣(通常為紙)浸漬介質(zhì)套管中溶解氣體分析(DGA)的判斷導則》[5]，都未涉及利用油中溶解氣體含量去判斷套管是否存在漏氣的缺陷以及存在漏氣時如何判斷故障類型的內(nèi)容。

針對上述問題，下面以實際案例提出了一種利用套管油中溶解氣體含量去判斷套管是否存在漏氣缺陷以及存在漏氣時如何判斷故障類型及嚴重程度的方法。

1 基本原理

油浸電容式套管，是由電纜紙和鋁箔共同卷制而成的電容芯子經(jīng)油浸漬后形成油紙絕緣的密封結(jié)構(gòu)。其油量相對較少，內(nèi)部一般屬于微正壓，在頭部有供絕緣油隨溫度變化導致體積變化的膨脹器或油枕。根據(jù)文獻[4—5]：當設備正常時，絕緣油、絕緣紙隨運行時間的延長會正常老化，產(chǎn)生少量的H2、CH4、C2H6、C2H4、CO、CO2等氣體，但不會產(chǎn)生C2H2；當內(nèi)部發(fā)生低溫過熱時，油中H2、C2H4、CH4含量會增加，其中CH4的含量大于C2H4的含量；當內(nèi)部發(fā)生高溫過熱時，油中H2、C2H4、CH4含量會增加，其中C2H4的含量大于CH4的含量，同時可能含有少量的C2H2；當內(nèi)部發(fā)生放電時，油中H2、C2H2、C2H4、CH4含量會增加，隨著放電能量的增加C2H2含量會明顯增加；如果過熱或放電故障部位涉及到絕緣紙，油中還會產(chǎn)生較多的CO、CO2。也就是說無論是過熱還是放電，油中C2H4含量都會增加，對密封良好的套管，理論上油中各種故障氣體的含量要么同時增加，要么某些增加、某些不變或由于實驗誤差小幅度減小。

根據(jù)文獻[6]，對油中氣體而言，氣體組分在一定溫度下的密閉系統(tǒng)內(nèi)的氣液相達到分配平衡，氣體在液相中的濃度等于該氣體溶解系數(shù)與該氣體在氣相中濃度的乘積。那么，由于故障產(chǎn)生的氣體不會全部溶解于油中，一部分氣體在油面上方的空腔(氣相)中，另一部分溶解于油(液相)中，套管中氣體處于動態(tài)平衡。如果套管存在密封不良缺陷，氣相中的氣體會漏氣而減小，液相中的氣體便會釋放到氣相中從而濃度減小。同時由于各種故障氣體在油中溶解系數(shù)S存在差異[7]，導致逸散速率存在差異，溶解系數(shù)小的逸散速率大，溶解系數(shù)大的逸散速率小。如果套管不存在過熱或放電故障，那么油中各種故障氣體的含量要么同時減小，要么某些不變或由于實驗誤差小幅度波動；如果套管存在過熱或放電故障，當某種氣體的產(chǎn)氣速率小于逸散速率時，該氣體的含量就會呈現(xiàn)減小趨勢，當某種氣體的產(chǎn)氣速率大于逸散速率時，該氣體的含量就會呈現(xiàn)增加的趨勢。由于各種故障氣體逸散速率的差異，導致油中剩余故障氣體的含量表現(xiàn)出既不符合過熱特征，也不符合放電特征。如果油中部分故障氣體含量呈先減小后又增加的趨勢，說明故障的產(chǎn)氣速率變大了(大于氣體的逸散速率)，故障有變嚴重的趨勢。

2 案例一

2.1 油中溶解氣體含量歷史數(shù)據(jù)

110 kV某變電站主變套管B于1997年7月出廠，1999年2月投運，由于歷史原因，少油設備投運前后未要求開展絕緣油分析。2009年2月24日第一次進行絕緣油分析，其中油中溶解氣體含量如表1所示。該套管從1999年2月投運后，未更換過絕緣油。

2.2 數(shù)據(jù)分析

1)從表1看主變壓器套管B在2022年3月14日的油化數(shù)據(jù)：C2H2、H2、CH4、C2H6對運行23年的設備來說，其油中含量未見異常；但CO2的含量(7 313.10 μL/L)，特別是C2H4含量(167.82 μL/L)，遠大于文獻[5]中C2H4正常含量為30 μL/L的規(guī)定，表明設備可能異常。C2H4在大約500 ℃下生成[7]，對密封良好的充油設備，無C2H2、單C2H4高表明設備存在高溫過熱。但綜合所有故障氣體的含量既不符合過熱特征(低溫過熱，H2、CH4、C2H4含量高，其中CH4的含量大于C2H4的含量；高溫過熱，H2、C2H4、CH4含量高，其中C2H4的含量大于CH4的含量)，也不符合放電特征(含有H2、C2H2、C2H4、CH4, 隨著放電能量的增加C2H2含量會明顯增加)。

2)2009年2月24日至2012年7月6日， H2含量從34.95 μL/L變?yōu)?8.93 μL/L，其余氣體

表1 110 kV某變電站主變套管B油中溶解氣體含量

(CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6)有少量增加，屬于單H2增高,設備未見明顯異常(若僅H2含量超過注意值，但無明顯增長趨勢，也可判斷為正常[4])。

3)2012年7月6日至2015年11月20日，氣體含量變化情況如表2所示。

從表2看出：油中氣體變化率H2減小91.96%，CO減小75.60%，CH4減小79.11%，C2H6減小64.59%，但C2H4增加468.05%， CO2增加50.14%。由于該套管從1999年2月投運以來，未更換過絕緣油，如果套管密封良好，油中故障特征氣體的含量要么同時增加，要么某些增加、某些不變或由于實驗誤差小幅度減小，不會出現(xiàn)C2H4、CO2大幅增加而H2、CO、CH4大幅減小的現(xiàn)象。同時由于充油設備過熱或放電都會產(chǎn)生C2H4,推測設備可能異常。

由于油中溶解氣體各組分在油中溶解系數(shù)(50 ℃時)SH2(0.06)

由于CO2含量呈增加趨勢，理論上推斷比CO2溶解系數(shù)大的烴類氣體如果有產(chǎn)生且產(chǎn)氣速率大于逸散速率，則其含量應該呈增加趨勢。而實際情況是C2H4含量特別高(而且呈增大趨勢)、C2H2含量一直為0，由此可以判斷故障沒有產(chǎn)生或極少量產(chǎn)生C2H2，套管并未出現(xiàn)明顯的放電故障。

綜上推測，2012年7月6日至2015年11月20日期間該套管存在較高溫度的過熱故障。該故障產(chǎn)生了較多的H2、CO、CO2、CH4、C2H4,但由于套管存在密封不良即漏氣的缺陷，其中：溶解系數(shù)較小的H2、CO、CH43種氣體以及溶解系數(shù)較大C2H6，由于產(chǎn)氣速率小于逸散速率而大量逸散，呈現(xiàn)出明顯的減小趨勢；而溶解系數(shù)較大的CO2、C2H4，由于產(chǎn)氣速率大于逸散速率, 呈現(xiàn)出明顯的增大趨勢。

4)2015年11月20日至2022年3月14日，氣體含量變化情況如表3所示。

從表3看：除C2H2一直為0外，其余故障特征氣體的含量都呈增加趨勢。由于在2015年11月20日至2022年3月14日期間未進行過檢修、未更換過油,漏氣缺陷并未消除，說明在2015年11月20日至2022年3月14日產(chǎn)氣速率變大了(產(chǎn)氣速率大于逸散速率)，故障有變嚴重的趨勢，因此建議套管退出運行。

2.3 漏氣驗證

為了確認套管是否漏氣，采用了以下兩種方法進行驗證。

1)查看壓力監(jiān)測系統(tǒng)壓力變化情況

通過查看該主變壓器A、B、C 3支套管壓力監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)3支套管壓力變化趨勢并不一致，選取2022年3月11日至2022年3月16日壓力變化趨勢圖進行說明，如圖1所示。

表2 2012年7月6日至2015年11月20日氣體含量變化情況

表3 2015年11月20日至2022年3月14日氣體含量變化情況

圖1 A、B、C 3支套管壓力監(jiān)測情況

套管在正常運行過程中如果沒有特征氣體產(chǎn)生的情況下，其內(nèi)部壓力主要由注油的高度和上部空腔的氣體決定，內(nèi)部壓力的變化主要是由空腔內(nèi)氣壓的變化決定[4]。由于壓力監(jiān)測的探頭在套管下部，套管底部的總壓(P總)為絕緣油的壓強(P油)和頂部氣體壓強(P氣)的總和，即P總=P氣+P油。如果存在漏氣則P氣減小，該少油設備的壓力變化將主要由套管里絕緣油油位變化引起，將小于密封良好的套管的壓力變化(既有絕緣油油位壓力的變化引起，還有所有氣體壓力的變化引起)。絕緣油油位的變化主要由套管內(nèi)油溫變化引起，而油溫主要由環(huán)境溫度及負荷的變化引起。環(huán)境溫度及負荷的變化總體呈現(xiàn)出周期性變化的規(guī)律，以24 h為一個周期。少油設備內(nèi)部壓強隨著溫度的改變，也呈現(xiàn)出周期性變化的規(guī)律，一般在下午壓力達到峰值，在凌晨為谷值。

從圖1可以看出： A 相(黃色)的壓力變化范圍約為122～152 kPa；B相(綠色)的壓力變化范圍約為131～141 kPa；C相(紫色)的壓力變化范圍約為121～154 kPa；B相壓力明顯小于A、C兩相，同時A、C兩相的變化趨勢基本一致。 由此可以判斷套管B存在漏氣的缺陷[8]。

2)往套管里注入SF6氣體，用SF6檢漏儀進行檢漏。

套管退出運行，將套管從變壓器里吊出，在平地上用木方將套管墊高，將套管里的油從套管取樣口放出一部分(自然狀態(tài)下油流不出來)；然后，往套管里充入SF6氣體至0.2 MPa左右，用檢漏儀進行檢漏，發(fā)現(xiàn)在油枕上方螺帽下密封圈位置處漏氣(見圖2)，均壓閥一端未見漏氣。

圖2 利用SF6檢漏儀檢查套管漏氣情況

3 案例二

3.1 油中溶解氣體含量歷史數(shù)據(jù)

110 kV某站主變壓器套管C于1998年5月出廠，1999年7月投運，投運后該套管未更換過絕緣油。2010年3月25日以來絕緣油中溶解氣體含量如表4所示。

3.2 數(shù)據(jù)分析

1)從表4看2022年4月11日的油化數(shù)據(jù)：C2H2、H2、CH4、C2H6氣體含量對運行近23年的設備來說未見異常。但CO2的含量，特別是C2H4含量遠大于文獻[5]的規(guī)定，表明設備可能異常。綜合所有故障氣體的含量既不符合過熱特征(過熱H2、CH4、C2H4高)，也不符合放電特征(至少有C2H2)。

2)1999年7月2日至2010年3月25日，除C2H2外，各種氣體均呈增加趨勢，但對運行近11年的設備故障氣體含量未見明顯異常。

表4 110 kV某變電站主變壓器套管C油中溶解氣體含量

從2010年3月25日至2022年4月11日，不難看出，溶解系數(shù)較小的H2、CO、CH4呈明顯的減小趨勢，溶解系數(shù)較大的CO2、C2H4呈明顯增加的趨勢。

從1999年7月2日至2010年3月25日再至2022年4月11日，總的來看：溶解系數(shù)較小的H2、CO、CH4含量先增加后減??；溶解系數(shù)較大的CO2、C2H4呈明顯增加的趨勢。由于該套管從1999年7月投運以來，未更換過絕緣油，如果套管密封良好，油中故障特征氣體的含量要么同時增加，要么某些增加、某些不變或由于實驗誤差小幅度波動，不會出現(xiàn)C2H4、CO2大幅增加而H2、CO、CH4大幅減小的現(xiàn)象，推測設備在2010年3月25日之后可能存在密封不良漏氣缺陷。

3)與案例一相同，通過各組分氣體在油中溶解系數(shù)分析，以及C2H4含量特別高(且呈增加趨勢)、C2H2含量一直為0的實際情況，可以判斷故障沒有產(chǎn)生或極少量產(chǎn)生C2H2，套管并未出現(xiàn)明顯的放電故障。

綜上推測該套管同樣存在較高溫度的過熱故障，故障產(chǎn)生了較多的H2、CO、CO2、CH4、C2H4，但由于套管存在密封不良即漏氣的缺陷，溶解系數(shù)較小的H2、CO、CH43種氣體以及溶解系數(shù)較大的C2H6由于產(chǎn)氣速率小于逸散速率大量逸散，呈現(xiàn)出明顯的減小趨勢；而溶解系數(shù)較大的CO2、C2H4由于產(chǎn)氣速率大于逸散速率, 呈現(xiàn)出明顯的變大趨勢。目前該套管已退出運行，經(jīng)放油、充入SF6氣體進行檢漏，在將軍帽處發(fā)現(xiàn)了漏點，同時對套管進行解體，發(fā)現(xiàn)將軍帽處導體螺紋熔化痕跡(見圖3)，驗證了套管確實存在過熱故障。該故障與文獻[9]有一定的相似性，將軍帽與繞組引線間接觸電阻過大直接導致套管運行時頂部發(fā)生過熱問題，進而促使接觸電阻進一步增大，形成惡性循環(huán)，最終破壞密封件的密封性能。

圖3 C相套管將軍帽處導體螺紋熔化痕跡

4 共性分析

對以上兩個主變壓器套管故障案例進行共性分析，有以下特點：

1)多年的跟蹤數(shù)據(jù)，H2、CO含量明顯減小，CO2、C2H4含量卻明顯增加。

2)長時間漏氣后，H2含量都小于10 μL/L。

3)表1中2015年11月20日數(shù)據(jù)，CH4與C2H4含量比值為4.46/72.54=0.06;表1中2022年3月4日數(shù)據(jù)，CH4與C2H4含量比值為10.32/167.82=0.06;表2中2022年4月11日數(shù)據(jù)，CH4與C2H4含量比值為10.2/161.2=0.06。在這兩個案例中，套管在長時間漏氣后油中CH4與C2H4含量比值差不多都為0.06，但CH4與C2H4在20 ℃時溶解系數(shù)的比值為0.27。下一步還需對這一現(xiàn)象進行試驗研究，是否與現(xiàn)場溫度的變化導致溶解系數(shù)變化有關。

5 結(jié) 論

通過上述案例可以總結(jié)出利用套管油中溶解氣體含量分析套管是否存在漏氣的方法：

1)利用油中溶解氣體含量分析套管缺陷時，當套管投運后未更換過絕緣油首先判斷套管是否漏氣：在有歷史數(shù)據(jù)的情況下，將套管油中溶解氣體各組分含量進行縱向比較，查看變化趨勢，如果H2、CO含量明顯減小，CO2、C2H4含量卻明顯增加，則可以推斷套管存在漏氣缺陷;在沒有歷史數(shù)據(jù)的情況下，與該變電站同類設備橫向比較(同類設備使用相同的絕緣油)，如果烴類氣體中僅C2H4含量明顯偏高，同時H2含量明顯偏小(<10 μL/L)，CO含量也明顯偏小，既不符合過熱特征，也不符合放電特征，則可以判斷套管存在漏氣缺陷;在既沒有歷史數(shù)據(jù)，也沒有同類設備的數(shù)據(jù)進行比較時，如果油中H2、CO含量明顯偏小，CO2、C2H4含量卻明顯較高，既不符合過熱特征，也不符合放電特征，則可以判斷套管存在泄漏缺陷。

2)當判斷套管存在漏氣缺陷時，再判斷套管故障類型及故障嚴重程度：如果油中沒有C2H2，有CH4且C2H4含量高，則套管存在過熱故障；如果油中有較高含量的C2H2，則套管存在放電或高溫過熱故障，當氣體的產(chǎn)氣速率大于逸散速率(即H2、CO、CH4、C2H6都是先增加、后減小然后又增加，CO2、C2H4一直處于增加的趨勢)時，設備存在較為嚴重的故障，建議退出運行。