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1、电力变压器的油色谱判别及分析中试高测 时间：2021-6-18 阅读：1目前，在电力变压器的故障诊断中，单靠电气试验的方法往往很难发现某些局部故障 和发热缺陷中试高测电气变压器油色谱分析仪而通过变压器中气体的油中色谱分析这种化 学检测的方法，对发现变压器部的某些潜伏性故障及其开展程度的早期诊断非常灵敏而有 效。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，并分解岀极少量的气体（主要包括氢H、甲烷CH、乙烷CH、乙烯CH、乙炔CH、一氧化碳CO、二氧化242 62 42 2碳CO等多种气体）。当变压器部发生过热性故障、放电性故障或部绝缘受潮时，这些气体2的含量会逐渐增加。对应这些故障
2、所增加含量的气体成分见表1-1。表1-1不同绝缘故障气体成分的变化故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分油过热CH、CH42 4H、CH2 2 6油中电弧H、CH2 2 2CH、C H、CH42 42 6油纸过热CH、CH、CO、CO2 42 42H、CH2 2 6油纸中电弧H、CH、CO、CO2 2 2 2CH、C H、CH42 42 6油纸中局放H、CH、C H、CO242 2CH .CO2 6 2受潮或油有气泡H2油质中火花放电CH、H2 2 2根据色谱分析进展变压器部故障诊断时，应包括：1分析气体产生的原因及变化。2. 判断有无故障及故
3、障类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。3. 判断故障的状况。中试高测电气如热点温度、故障回路严重程度及开展趋势等。4提岀相应的处理措施。如能否继续进展，以及运行期间的技术平安措施和监视手段, 或是否需要吊心检修等。假设需加强监视，那么应缩短下次试验的周期。经历说明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备 运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备部存在的 潜伏性有非常重要的意义和现实成效，在1997年公布执行的电力设备预防性试验规程中， 已将变压器油的气体色谱分析放到了首要位置，并通过近些年来的普遍推广应用和经历积累 取得了显
4、著的成效。、特征气体产生的原因表1-2变压器部故障时气体及产生原因气体产生的原因气体产生的原因H电晕放电、油和固体绝缘热分解、水分CH油和固体绝缘热分解、放电CO固体绝缘受热及分解CH2 6固体绝缘热分解、放电CO2固体绝缘受热及分解CH2 4高温热点下油和固体绝缘热分解、放电烃类气体CH强弧光放电、油和固体绝缘热分解油中各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得岀。根据这些气体的含量、特征、成分比值（如三比值）和产气速率等方法判断变压器部故障。实际应用中不能仅根据油中气体含量简单作为划分设备有无故障的唯一标准，中试高测电 气而应结合各种可能的因素进展综合判断。二、特征气体
5、变化与变压器部故障的关系1变压器油故障判断标准?规程？对变 压器中溶解的气体含量进展了规定，只要其中的任何一项超过标准规定，那么应引起注意, 查明气体产生原因，或进展连续检测，对其部是否存在故障或故障的严重性及其开展趋势进 展评估。表1 -3给岀了变压器中溶解气体含量的标准。表1-3变压器油中气体含量规定值气体组分总烃（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔）乙炔氢气含量(ppm)1505150注：500K V变压器乙炔含量的注意值为1 ppm。 1ppm=1/106?规程？规定,烃类气体总的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式）时,或相对 产气速率大于10%/min，可判断为变压器
6、部存在异常。变压器纤维绝缘材料在高温下分解产生的气体主要是CO、CO2，而碳氢化合物很少。当 油纸绝缘遇电弧作用时，还会分解岀更多的乙炔气体。由于CO、CO2气体的测量结果分散性 很大，目前还没有规定相应的标准。?规程？规定了变压器油中气体含量的劣化判定标准，中试高测电气利用该标准可以判定变 压器油是否劣化，但不能判定故障性质和状态。2变压器油故障定性分析利用特征气体分析法可以进展变压器故障原因的判断。 油中溶解的气体可反映故障点引起的周围油、纸绝缘的电、热分解本质。气体特征随故障类 型、故障能量及其涉及的绝缘材料的不同而不同，即故障点产生烃类气体的不饱和度与故障 源的能量密度之间有密切关系。
7、利用特征气体分析法可以比拟直观、方便地分析判断故障的 大致类型。表1 -4给岀了故障性质定性分析方法。表1-4故障性质的定性分析方法故障类型主要成分气体特征描述故障可能部位局部放电H、CH24总烃不高、H 100ppm、CH占总烃中的主要成分24绕组局部放电、分接开关触点间局部放电火花放电H总烃不高、CH 10ppm、H含量高2 2 2绕组短路、分解开关接触不良、绝缘不良电弧放电H、CH2 2 2总烃高、CH高并构成总烃的主要成分、H含量高2 2 2绕组短路、分解开关闪烙、弧光短路一般过热CH、CH42 4总烃不高、C H 5ppm但未构成总烃的主要成2 2分、H含量较高2金属导体过热（温度达
8、1000C以上）当h2含量增大，而其他气体组分不增加时，有可能是由于设备进水或有气泡引起水和铁的化学反响，或在高电场强度作用下，水或气体分子的分解或电晕作用所致。乙炔含量是区分过热和放电两种故障性质的主要指标。但大局部过热故障，特别是岀现 高温热点时，也会产生少量乙炔。例如，1000C以上时，会有较多的乙炔岀现，但1000C 以上的高温既可以有能量较大的放电引起，也可以由导体过热引起。分接开关过热时，会岀 现乙炔。低能量的局部放电，并不产生乙炔，中试高测电气或仅产生很少量的乙炔。表1-5 给岀了电弧作用下变压器油和固体绝缘分解岀气体的情况。表1-5电弧使变压器油及固体绝缘分解岀气体（体积）H2
9、CH2 2CH4CH2 4COCO2O2N2变压器油57-7414-240-30-10-10-31 -32-12油浸纸板40-5814-211 -101 -1113-241 -22-34-7油-酚栓树脂41 -584-112-90-324-350-21 -32-63变压器故障诊断三比值法三比值法是用五种气体的三比照值，用不同的编码表示 不同的三比照值和不同的比值围，来判断变压器的故障性质。表1-6给岀了三比值法的编码 规那么。表1-6三比值法的编码规那么特征气体的比值按比值围编码说明CH/CH2 2 2 4CH/H4 2CH/CH2 2 2 63222表1-7三比值法故障性质判断1序1故障性质
10、1比值围编码典型事例1号CH/CH2 2 2 4CH/H4 2CH/CH2 2 2 60无故障000正常老化1局部放电低能量密度010空隙中放电2高能量密度110空隙中放电并已导致固体放电3放电低能量1 211 2油隙放电、火花放电4高能量102有续流的放电、电弧5700C022当变压器部存在高温过热和放电性故障时，绝大局部情况下C見/C2H43,于是可选用2 22 4三比值法中其余两项构成直角坐标，CH/H作纵坐标，CH/CH作横坐标，形成T（过热）D（放422 22 6电）分析判断图。部热局过1.90.023一一一一45_頁II区，退出运行，查朋更因）1JL11（I区,即应连意）-1_区图
11、TD分析判断图用TD图法（见图1-1）可以区分变压器是过热故障还是放电故障，按其比值划分局部过 热、电晕放电和电弧放电区域。中试高测电气用这个方法能迅速、正确地判断故障性质，起 监控作用。通常变压器的部故障，除悬浮电位的放电性故障外，大多以过热状态开场，向过 热II区或放电II区开展。而以产生过热故障或放电故障引起直接损坏而告终。放电II区属于 要严格监控并及早处理的重大隐患。当然，这并不是说在过热II区运行就无问题，例如当 CH/H比值趋近于3时，就可能岀现变压器轻瓦斯动作，发岀信号。44智能故障诊断方法(灰色关联法)由于三比值法难以包括和反映电力变压器部故障的所有形态，在实际工作中存在许多
12、变压器故障因查不到故障编码而无法判断的问题。需要采用人工神经网络、灰色关联度分析等智能诊断方法，以提高诊断的正确率。电力变压器在运行中产生的根本故障模式有高温过热、中温过热、局部放电、电弧放电等。例如当 变压器发生高温过热故障(温度700C )时，特征气体主要是乙烯，其次是甲烷，两者之和 般占总烃的80%以上。而高能放电时，故障特征气体主要是乙炔和氢气，其次是乙烯和 甲烷，乙炔一般占总烃量的20% - 70%，氢气占氢烃总量的30%90%,般乙烯含量高于 甲烷含量。考虑到以油中溶解气体为特征量的比值法对故障诊断的准确性达85%。选择油 中溶解特征气体H、CH、CH、CH、C H的观测数据构成变
13、压器状态特征向量。为便于分42 62 4析，保证各参数具有等效性和同序性，所有油中特征气体数据应进展标准化处理，中试高测 电气即特征向量H%、CH%、CH%、CH%、CH%，其中：242 62 42 2H% = H/(H+CH+CH+CH +CH )x100%2222 22 42 64CH% = CH / (CH +CH +CH +CH )x100%442 22 42 64CH% = CH/(CH +CH +CH +CH )x100%2 62 62 22 42 64CH% = CH/(CH +CH +CH +CH )x100%2 42 42 22 42 64CH% = CH/(CH +CH +CH +CH )x100%2 22 22 22 42 64根据大量故障变压器检测结果的统计分析，将变压器状态分为九类，分别为：变压器正 常运行序列、低能放电故障序列、中试高测电气高能放电故障序列、中温过热故障
