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1、变压器故障的油中气体色谱检测变压器故障的油中气体色谱检测是发现变压器内部的某些潜伏性故障及发展程度的早期诊断非常有 效且非常灵敏的方法。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，在特定温度下，往往 有某一种气体的产气率会出现最大值。随温度升高，产气率最大的气体依次为ch4、c2h6、c2h4、c2h2。 这说明故障温度与溶解气体含量之间存在有对应的关系。这就是局部过热、电晕和电弧导致油浸纸质绝 缘中产生故障特征气的主要原因。变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要有 氢 H、甲烷CH、乙烷CH、乙廊CHn、乙炔CH、 氧1化
2、恢CO、二 氧1化恢CO等多种气1个）。当变 压器内部有故障时，如局部过热、内部放电、绝缘受潮等，这些气体的含量会迅速增加，对应故障油中 气体含量增加气体成分见下表：不同故障油中气体成分的变化表主要增大的气 体成分次要增大的气 体成分主要增大的气 体成分次要增大的 气体成分故障类型故障类型油过热CH4、C2H4H2、C2H6油中电弧油纸中电弧H2、C2H2h2、c2h2、co、CO2CH4、C2H4、C孔油纸过热ch4、c2h4、co、 co2H2、 CHCH4、C2H4、 CH油纸中局放H2、CH4、 c2h2、coC2H6、CO2受潮或油有气 泡H2-油中火花放电C2H2、H2变压器故障时
3、产生的以上气体，在大部分溶解在变压器油中，少部分上升至变压器油的表面，并进 入气体继电器。因此，变压器油中气体的各种成分含量多少与故障的性质及程度有直接关系。所以定期 测量油中的气体成分和含量，对于及早发现油浸式电力设备内部存在的潜伏性通行证障有非常重要的意 义和现实的成效。电力设备预防性试验规程中已将油色谱分析放在首要的位置，并推广取得了显著的效 果。电力变压器的内部的故障主要有：过热故障、高能量放电故障、过热兼高能量放电故障、火花放电 故障、受潮或局部放电故障等。而过热性故障中又以分接开关接触不良为主，铁心多点接地和部局部短 路或漏磁环流其次，其他如导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热等
4、；在电弧放电以绕组匝、层间 绝缘击穿为主，其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障；火花放电常见于套管引线对电位未 固定的套管导电管、均压圈等的放电；引线局部绝缘不良或铁心接地片接触不良而引起的放电；分接开 关某些金属件电位悬浮而引起的放电等。对于变压器各种类型的故障，油色谱分析变压器内部故障诊断时，应包括以下内容：1、分析气体产生的原因及变化；2、判定有无故障及故障类型。如过热、电弧放电、火花放电或局部放电等；3、判断故障的状况。如热点温度、故障严重程度以及发展趋势等；4、提出相应的处理措施。如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段。是否需要吊 心检修等。或需加强监视，并缩短
5、检测试验周期等。一、特征气体的生的原因在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的。新油含有的气体最大值为：CO （一氧化碳）W100 UL / L，CO2 （二氧化碳）W35L / L，H2 （氢气）W15L / L，CH4 （甲烷）W2.5L / L。在运行油 也有少量的CO和烃类气体。但当变压器有故障时，油中的溶解的气体的含量就大不相同了。有故障变压器油的气体及产生的原因参见下表：特征气体产生的原因表气体产生的原因气体产生的原因H2电晕放电、油和固体绝缘分解、水分CH油和固体绝缘热分解、放电CO固体绝缘受热及热分解C2H6固体绝缘热分解、放电CO2固体绝缘受热及热分解C2H4高温热点下油和固
6、体绝缘热分解、放电总烃=CH4+ C2H6 + C2H4 + C2H2 （或者 C1+C2）如强弧光放电、油和固体绝缘热分解用色谱分析仪测出故障变压器油的各种气的含量，采用“三比值”法进行分析，判断变压器的内部故障。电力设备预防性试验规程“DL / T596-1996 ”规定了油中气含量的注意值，见下表:油中溶解气体含量的注意值表设备气体组分注意值3 L / L）总烃（C1 + C2）150变压器和电抗器乙炔（C2H2）5*氢气（H2）150注：* 500kV级变压器为1。二、特征气体变化与变压器内部故障的关系1、根据气体含量变化分析判断1）氢气（H2）的变化变压器在高、中温过热时，H2 一般
7、占氢烃总量的27%以下，而随温度升高，H2的绝对含量有所增长， 但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解除产生各种特征气体。由于碳氢键之 间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成h2,因此，H2是各种故障特征气体的主 要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性的故障，其特征气体h2含量很高。如果色谱分析发现h2含 量超标，而其他成分并没在增加，可先判断为油中含有水分，为进一步判别，可加做微水分析。导致水 分分解出h2有两种可能：一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。受潮固体 绝缘材料含水量比油中含量水量要大10
8、0倍之多。而H2量高，大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分， 所以在场处理设备受潮时，仅靠真空滤油法是不能持久地降低设备中的含水量，原因在于真空滤油对于 设备整体的水分作用不大。若同一油分送二地分析有的地方合格，有的地方不合格，应考虑分析仪器是 否有问题。2）乙炔（C2H2）变化C2H2的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，一般C2H2占总烃的20%70%, H2 上占氢烃总量的30%90%，并且在绝大多数情况下，C2H4含量高于CH4的含量，占主要成分且超标时， 则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没有超标，而c 2h2超标且增 长速率较快，则可能
9、是设备内部存在高能量放电故障。3）甲烷（CH4）和乙烯（C 2H4）变化在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般占总烃的80% 以上，且随着故障点温度升高，c2h4所占比例也增加。另外，丁月青橡胶材料在变压器油中产生甲烷的本 质是橡胶本身所含的ch4释放到油中，而不是将油摧化裂介ch4。硫化丁青橡胶放在油中释放ch4和主 要成分上硫化剂，其次是增加剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量而取决于硫化条件。4）一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化无论是哪种放电，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，就会有CO和CO2产生。但过热性故的产气速率比放
10、电性故障慢。电力设备预性试验规程DL / T5961996中对CO和CO2的含量没有上具体的要求。变压器油 中溶解气体分析和判断导则中也只对CO含量正常值提出了参考意见。开放式变压器CO含量的正常值 一般应在300 UL / L以下，若总烃含量超过150 UL / L, CO含量超过300 UL / L,则设备有可能存在固 体绝缘过热性故障；若CO含量虽超过300 UL / L,但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式变压器， 溶于油中的CO含量一般要高于开放式变压器，其正常值约800 UL / L，但在突发性绝缘击穿故障中CO、 CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们忽视。CO、CO2气
11、体在油的含量变化是反映设备内绝缘材料老化或故障，固体绝缘材料的寿命就决定充油 设备的寿命。所以必须重视绝缘油中CO、CO2含量的变化。下面分析绝缘老化产生的CO、co2和故障过热时产生的CO、CO2的区别：绝缘老化时产生的CO、co2正常运行中的变压器内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、温度、湿度及氧的作用，随运行时 间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些非气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体 和碳的氧化物等，其中碳的氧化物CO、CO2含量最高。油中CO、CO2含量与变压器运行年限有关。国 外有人提出CO的产气速率与运行年限的经验公式为：CO（UL / L） = 374 lg
12、4 Y式中Y运行年限（年）上式适用于一般的密封式变压器。CO2含量变化的规律性不强，它除与运行年限有关，还与变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及 油保护方式等有关。变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随变压器的运年限的增加而上升，但上升趋势较慢。变压器 内的固体绝缘材料逐渐老化，且越来越加剧，绝缘材料的强度越来越低，有被击穿的可能；另一方面， 绝缘材料老化会产生沉积物，这些沉积物会使绝缘油的性能下降，易造成局部过热或故障。绝缘老化会 产生CO、CO2气体，且易造成局部过热或故障，因此，当变压器内的CO、CO2气体含量上升到一定的 程度和含量大幅增加时，应引起警惕，应将绝缘老化的变压器退出运
13、行，以防变压器被击穿造成短路， 引起事故。故障过热时产生的CO、co2固体绝缘材料在高能量电弧放电作用下，会产生较多的CO、CO2,同时，固体绝缘遭受到严重的破 坏，使绝缘强度下降。若不及时处理，有可能造成变压器重大损坏。当变压器内部发生各种过热性故障 时，使绝缘发生热分解而析出气体。变压器内部油浸绝缘纸开始热分解时产生的主要是CO2,随着温度 升高，产生的CO2含量也增多，使CO与CO2比值升高，当温度达到800r时，比值可高达2.5。局部过 热危害不如放电故障严重，但从发展的后果分析，热点可加速绝缘的老化、分解，产生各种气体，低温 热点发展成为高温热点，绝缘遭到破坏，导致故障扩大。油浸变压
14、器中的固体绝缘受热分解时，油中的CO、CO2浓度会偏高。油浸变压器内CO、CO2气体 的产生，与绝缘材料的老化、内部故障有明显的关系。反映变压器的绝缘状况，有色谱分析时，应关注 CO、CO2的含量变化情况，同时结合烃类气体和h2含量变化进行综合分析。5）气体成分变化在实际中，是多种故障同时存在，多种气体成分同时变化，各种气体所占的比例难以确定。当变压 器内部发生火花放电时，总烃含量并不高，但C2H4在总烃中占的比例可达25%90%，C2H2含量约占总 烃20%以下，H2占氢烃总量的30%以上；当发生局部放电时，一般总烃不高，其主要成分是H2,其次是 CH4，与总烃之比大于90%。当放电能量密度
15、增高时也出现C2H2,但它在总烃中所占的比例一般不超过 2%。当C2H2含量较大时，可能是绝缘介质内部存在严重的局部放电故障，还伴有电弧烧伤与过热。且 c2h2占总烃的比例较大。若油中的h2和c2h4同时增长，并有c2h2气体出现，即使未达到注意值也应给予高度重视。因为这 可能是由低能放电发展成为高能放电的状况。过热故障涉及到固体绝缘时，除了产生上述气体外，还会产生大量的CO和C02。当变压器内部存在 接触不良时，如分接开关接触不好、连接部分松动、绝缘不良等，这时特征气体会明显增加。超过正常 值，一般占总烃含气量的80%以上，随运行时间的增长，C2H4所占比例也增高。受潮与局部放电的特征气体有时比较相似，也可能两种现象同时存在，从油中气体分析结果很难加 以区别，应增加局部放电测量和油中微水测量等试验，来加以判断。2、根据气体含量比值分析判断故障变压器油中气体含量比值分析方法的原理是：油中固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电形式下 产生的气体各不相同。当总烃量超过正常值时，计算C2H2 / C2H4的比值若小于0.1，一般可能是过热性故 障；若大于0.1，一般可能为放电性故障。计算C2H4 / C2H
