國網(wǎng)浙江省電力公司寧波供電公司 曹 勇 高垚沖 凌 梓 白冉明

隨著電力系統(tǒng)的不斷發(fā)展，變壓器的安全運行越來越重要，電力變壓器故障會對電網(wǎng)的安全運行造成較大威脅。在電力系統(tǒng)中，油中溶解氣體分析是一種有效檢測變壓器內(nèi)部故障和防止事故發(fā)生的方法。油中溶解氣體分析通過監(jiān)測變壓器油中溶解氣體的成分，來分析和判斷變壓器內(nèi)部是否存在故障，其在變電站安全運行方面發(fā)揮著重要作用。

變壓器是電力系統(tǒng)中重要的電氣設備，其運行狀態(tài)直接影響電網(wǎng)的安全、可靠和穩(wěn)定。對變壓器故障進行早期診斷是很有必要的，以便及早發(fā)現(xiàn)故障并采取有效措施。油中溶解氣體分析是目前國內(nèi)外應用較為廣泛、有效的一種檢測方法，其通過監(jiān)測變壓器油中溶解氣體濃度來判斷變壓器內(nèi)部是否存在故障，具有投資少、見效快和不停電等優(yōu)點。但是，在實際應用過程中還存在一些問題，如變壓器油中溶解氣體的特征氣體含量較高，不同類型的變壓器油中溶解氣體的含量也存在差異，這些因素使得變壓器油中溶解氣體分析方法難以對變壓器的故障作出準確的判斷。

目前，國內(nèi)已有不少變電站應用了變壓器油中溶解氣體在線監(jiān)測技術，但是在實際應用過程中還存在一些問題，如在變壓器發(fā)生故障后，如何判斷故障性質(zhì)；如何準確地測定變壓器油中溶解氣體含量；如何分析監(jiān)測數(shù)據(jù)和判斷變壓器內(nèi)部故障類型等。本文結(jié)合一次220kV 主變故障案例，對油中溶解氣體在線監(jiān)測技術進行探討。

1 油中溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)

變壓器油中溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)由傳感器、數(shù)據(jù)采集單元、數(shù)據(jù)處理單元等組成[1]。在對變壓器進行油中溶解氣體分析時，主要是將所監(jiān)測到的變壓器油中溶解氣體信號輸入到相應的數(shù)據(jù)采集單元，從而獲得變壓器內(nèi)部的故障特征信息，經(jīng)過數(shù)據(jù)處理單元進行分析和判斷后，得出結(jié)果反饋給傳感器。其工作原理如圖1所示。

圖1 溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)圖

圖2 系統(tǒng)檢測

傳感器。其是整個系統(tǒng)的核心部分，主要包括氣體傳感器、氣體采集和氣體處理裝置，其中氣體傳感器可以根據(jù)檢測原理和測量范圍分為壓阻式、離子式、電容式等類型，其測量范圍從20～10000ppm。當變壓器油中含有游離金屬的故障特征氣體時，會對傳感器的工作產(chǎn)生影響，因此需要對傳感器進行校準以提高其靈敏度[2]。為了防止因氣體傳感器老化而造成測量誤差，需要對其定期進行校準和更換。

數(shù)據(jù)采集單元。該單元包括模數(shù)轉(zhuǎn)換器、信號處理器等硬件設備，其能夠?qū)⒆儔浩饔椭腥芙鈿怏w的模擬信號轉(zhuǎn)換為數(shù)字信號，并對其進行采樣；然后將采樣得到的數(shù)字信號經(jīng)過模數(shù)轉(zhuǎn)換器進行處理并通過網(wǎng)絡接口發(fā)送到計算機；最后對數(shù)字信號進行各種處理之后，通過數(shù)據(jù)采集和存儲單元將結(jié)果輸出到計算機。

數(shù)據(jù)處理單元。主要由計算機、信號處理器、溫度補償元件、校正軟件等組成。其中，軟件是整個系統(tǒng)的核心，其能通過接收傳感器傳來的模擬信號，來計算出變壓器內(nèi)部的故障特征信息，并輸出到數(shù)據(jù)采集和存儲單元[3]。

2 在線監(jiān)測裝置運行中出現(xiàn)的主要問題

2.1 無上傳數(shù)據(jù)

裝置故障。2019年6月15日，某廠1臺220kV 主變在線監(jiān)測裝置突然顯示無上傳數(shù)據(jù)，在經(jīng)過多次測試后，仍然無法完成數(shù)據(jù)上傳，該裝置一直處于故障狀態(tài)。

原因分析。由于變壓器內(nèi)部故障多為金屬雜質(zhì)，在絕緣油中溶解氣體的色譜分析時，無法準確判斷出故障點位置，如果故障點距離監(jiān)測單元較遠時，由于其無法向系統(tǒng)提供準確的數(shù)據(jù)，會造成數(shù)據(jù)不穩(wěn)定。

解決方案。針對此種情況，要對變壓器的內(nèi)部故障進行定位。在故障分析時，不能僅憑監(jiān)測到的氣體含量和參數(shù)來判斷故障點位置，要綜合分析油中溶解氣體的含量、變化趨勢、氣體組成等多種參數(shù)綜合判斷。

2.2 檢測數(shù)據(jù)全部為零

在線監(jiān)測裝置與控制系統(tǒng)之間存在通訊故障，現(xiàn)場工程師在現(xiàn)場調(diào)試過程中發(fā)現(xiàn)，由于在線監(jiān)測裝置的通訊模塊的硬件設計原因，導致系統(tǒng)在后臺監(jiān)控程序中將氣體分析儀的報警信息設置為“所有檢測氣體均為零”，導致裝置的檢測數(shù)據(jù)全部為零。此外，裝置中的傳感器的工作原理是利用氣體分析儀在對變壓器內(nèi)部的故障特征氣體進行檢測時，如果傳感器的內(nèi)部氣體發(fā)生變化，則會對其產(chǎn)生的信號進行檢測，并將結(jié)果傳送到后臺監(jiān)控系統(tǒng)中。根據(jù)現(xiàn)場運行情況分析，故障發(fā)生后，在線監(jiān)測裝置通過與控制系統(tǒng)進行通訊后，仍然無法檢測到氣體的變化情況。說明其通訊模塊出現(xiàn)故障，導致數(shù)據(jù)為零。

另外，由于傳感器的工作原理是在檢測氣體時，氣體分析儀在檢測時會產(chǎn)生一定的干擾信號，為了能夠準確地進行氣體分析，通常情況下需要設置一個干擾檢測器，其原理是利用一個與傳感器相連的開關，將傳感器中所產(chǎn)生的干擾信號隔離掉?，F(xiàn)場工作人員在調(diào)試過程中發(fā)現(xiàn)，該傳感器中的開關沒有打開，因此傳感器中不會產(chǎn)生干擾信號。如果其開關打開，則會造成監(jiān)測數(shù)據(jù)為零的情況發(fā)生。

2.3 一氧化碳氣體突然變小，接近于零

運行中出現(xiàn)一氧化碳氣體突然變小，接近于零，有以下幾種原因：油中溶解氣體傳感器受到污染，導致數(shù)據(jù)錯誤。如果在進行在線監(jiān)測時發(fā)現(xiàn)監(jiān)測數(shù)據(jù)異常，則須對傳感器進行清洗；數(shù)據(jù)采集裝置的故障或者安裝不牢固，導致監(jiān)測數(shù)據(jù)不準確。定期對監(jiān)測裝置進行檢修，發(fā)現(xiàn)有問題及時處理，將故障消除在萌芽狀態(tài)；油中溶解氣體傳感器或電磁閥內(nèi)部有故障導致信號傳遞不準確，導致無法獲取正常數(shù)據(jù)。此類情況需要通過解體檢查來確定具體原因；在線監(jiān)測系統(tǒng)的維護或檢修工作未做到位。一旦出現(xiàn)這種情況，須對在線監(jiān)測系統(tǒng)進行全面檢查和維護。

現(xiàn)場環(huán)境溫度過高或過低，導致在線監(jiān)測數(shù)據(jù)不準確。當環(huán)境溫度過高時，需要對在線監(jiān)測設備進行檢修或調(diào)整，確保測量數(shù)據(jù)準確；當環(huán)境溫度過低時，須對在線監(jiān)測設備進行維護或調(diào)整，確保測量數(shù)據(jù)準確[4]。例如，當傳感器安裝在絕緣電阻較低的位置時會導致測量數(shù)據(jù)不準確；當傳感器與線圈之間的絕緣距離過小會導致測量數(shù)據(jù)不準確；傳感器與變壓器鐵芯之間的絕緣距離過小也會導致測量數(shù)據(jù)不準確；故障氣體未完全溶解在油中時，將其排出油外。在此情況下，必須確保在線監(jiān)測裝置處于良好狀態(tài)，避免將故障氣體排出油外；同時，必須確保在線監(jiān)測裝置的排油閥處于完全關閉狀態(tài)，避免將故障氣體排出油外。

3 具體故障分析

3.1 情況分析

某公司自2018年4月以來，利用油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)總烴分有了顯著的增長。從2019年4月起總烴的濃度又快速上升，在4月2日達到163.4uL/L，超過了“規(guī)程”規(guī)定的150uL/L 限值。同時，2019年5～6月，其絕對產(chǎn)量達到57mL/d，遠遠超出“規(guī)程”中規(guī)定的12mL/d 的警告數(shù)值。在2019年6月23日，其總烴含量的濃度達到了252.25uL/L，顯示出裝置運行狀態(tài)的不斷加劇。氫氣，各烴類氣體和總烴濃度的實測值見表1。

表1 2號主變2019-2021年油中溶解氣體、總烴濃度測試數(shù)據(jù)（單位：μL/L）

3.2 故障分析

根據(jù)《變壓器油中氣體分析和判斷導則》，利用三比值法對表格1中的各項資料進行了統(tǒng)計，結(jié)果都屬于0,2,2,3，根據(jù)目前的情況來看，220kV 立新站2號主變的內(nèi)部應該是出現(xiàn)了一種溫度超過700℃以上的過熱故障，這種情況下，變壓器中很有可能出現(xiàn)了一些諸如分接頭開關接觸不良，引線夾具螺絲松動，接頭焊接不良以及渦流造成的銅過熱，鐵芯漏磁，局部短路，層間絕緣，鐵芯多點接地等[5]。

根據(jù)對主變內(nèi)部存在高溫過熱性故障的初步判斷，對6月18～23日的監(jiān)測數(shù)據(jù)進行了全面的分析，結(jié)果表明，2019年6月22日，安裝于立新站2號主變的油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)中，氣體含量出現(xiàn)了急劇增長，具體數(shù)據(jù)見表2。

表2 2號主變在線監(jiān)測數(shù)據(jù)（單位：μL/L）

3.3 解決措施

考慮到2號主變電機組不能及時切斷關鍵負載，且正是迎峰度夏階段，氣溫及負載達到1年中的最高點，為避免事故繼續(xù)蔓延，公司已采取主動對策：

對2號主變的負荷進行嚴格的限制，使其不能低于140MVA，并嚴密監(jiān)控2號主變的負荷狀況，一旦負載超出這一限值，應及時報告給當值調(diào)度人員；隨時將2號主機的制冷機投入運行，并在發(fā)現(xiàn)制冷機出現(xiàn)問題的情況下及時上報；每天完成2號主變?nèi)齻?cè)套管的紅外溫度測量；為及時了解油色譜實驗狀況，將2號主變油在線監(jiān)控設備的實驗時間調(diào)整到每天三次，并打開油層析試驗結(jié)果的手機短信提醒功能，當試驗結(jié)果出現(xiàn)異常時，會第一時間用短信進行報告；如果油在線色譜測試分析有不正常的情況，請取油樣送去進行離線油色譜測試分析以對照。通過對問題的及時排查、正確的分析和有效的處理，使迎峰度夏2#主變油層析出的碳氫化合物總量保持在300μL/L 以上。

目前，國內(nèi)已有不少變電站應用了變壓器油中溶解氣體在線監(jiān)測技術，但在實際應用過程中還存在一些問題，如數(shù)據(jù)上傳延遲、數(shù)據(jù)處理不及時、故障部位判斷不準確等。

通過以上分析可以看出，在變壓器油中溶解氣體在線監(jiān)測技術應用中，數(shù)據(jù)的準確性直接影響著在線監(jiān)測系統(tǒng)的使用效果，因此應當根據(jù)具體情況對在線監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)進行分析，找出可能出現(xiàn)的問題，有針對性地采取措施進行解決。同時，應該對在線監(jiān)測數(shù)據(jù)的分析結(jié)果進行全面綜合的評估，并結(jié)合現(xiàn)場設備運行狀況和故障發(fā)生發(fā)展情況確定分析方法，并結(jié)合在線監(jiān)測系統(tǒng)和其他相關設備的運行情況進一步分析和評估故障原因。