1、2012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文0气相色谱分析在变压器故障诊断中的应用新疆疆南电力有限责任公司变电检修工区油务班 万涛、周宝锋摘要：阐述了变压器油劣化的机理，通过工作中正确消除缺陷的实例，分析了气相色谱分析在变压器潜伏性故障综合诊断中的应用，同时也指出了气相色谱分析在故障诊断中的不足之处及注意事项，防止误判。关键词：变压器 故障 色谱分析 特征气体 三比值1.前言目前，油浸变压器大多采用油纸组合绝缘，当变压器内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热分解产生烃类气体。由于含有不同化学键结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性，所以绝缘油随着故障点温度的升高依次裂解生成烷烃、烯烃和炔炔烃。每一
2、种烃类气体最大产气率都有一个特定的温度范围，故绝缘油在各不相同的故障性质下产生不同成分、不同含量的烃类气体。因此，变压器油中溶解气体的色谱分析法，能尽早地发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，从而提出相应的反事故措施。如能否继续运行，继续运行期的技术安全措施和监视手段，又或者是否需要内部检查修理等,是监督与保障设备安全运行的一个重要手段。变压器出现故障时，绝缘油裂解产生气体，只有当油中气体饱和后，才能从瓦斯继电器反映出来。用色谱分析法判断变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析各特征气体浓度的大小来确定变压器内部是否有故障。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位特征气体浓度不同。应用气体
3、扩散原理，在故障变压器的关键部位抽取油样，分析各个取样点的气体浓度，判断变压器内部故障部位。2.变压器内部故障的诊断气相色谱分析法就是根据故障情况下产气的累计性、产气速率和产气的特性来检测与诊断变压器等充油电气设备内部的潜伏性故障。2.1 变压器内部故障类型与油中气体含量的关系2.1.1 热性故障热性故障是由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。如果热应力只引起热源处绝缘油分解时，所产生的特征气体主要是甲烷和乙稀，二者之和一般占总烃的 80%以上。而且随着故障点的温度升高，乙稀所占的比例将增加。氢气的含量与热源温度也有密切关系。一般来说，高、中温过热时，氢气占氢烃总量的比例
4、小于 25%，只有低温过热时，有一部分变压器油中氢与氢烃总量的比例高于 27%，一般为 30%左右。分析其原因可能是当温度升高时，烃类气体增长速度很快，尽管氢气的绝对含量亦有所增长，但其比例却相对降低了。通常热性故障是不产生乙炔的。一般低于 500的过热时，C 2H2 的含量不会超过总烃的 2%，而严重过热时，C 2H2 的最大含量也不超过总烃的 6%。当过热涉及固体绝缘材料时，除产生上述气体之外，还产生大量的一氧化碳和二氧化碳。2012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文12.1.2 电性故障电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，由于能量密度的不同而分为高能量放电（即电弧放电） 、
5、低能量放电（即火花放电）和局部放电等不同的故障类型。高能量放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间隙性的放电。局部放电的能量密度最低，并常常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。（1）电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为多见，其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。这种故障产气急剧，产气量大，尤其是匝、层间绝缘故障，因无前驱现象，一般难以预测，最终以突发性事故暴露出来。其故障特征气体主要是乙炔和氢气，其次是较多的乙稀和甲烷。因为这种故障发展速度很快，往往气体来不及溶于油中就释放到气体继电器内；所以，实际测定到的油中气体含量往往与故障点位置、油流速度和故障持续时间有很大关系。乙炔一般占烃总量的 20
6、%70%，氢占氢烃总量的30%90%。并且在绝大多数情况下，乙稀含量高于甲烷。（2）火花放电常见于如下情况：引线或套管储油柜对点位未固定的套管到点管放电；引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电；分接开关操作杆电位悬浮而引起的放电等。其特征气体也是以乙炔和氢气为主，但因故障能量较小，一般烃总量不太高。油中溶解的乙炔在烃总量中所占的比例可达 25%90%，乙稀含量约占烃总量的 20%以下，氢气亦占氢烃总量的 30%以上。（3）局部放电产生气体的特征，主要依放电能量密度不同而不同，一般烃总量不高。其主要成分是氢气，其次是甲烷。通常氢气占氢烃总量的 90%以上，甲烷与烃总量之比大于 90%。
7、当放电能量密度增高时也可能出现乙炔，但乙炔在烃总量中所占的比例一般不超过 2%。这是与上述两种放电现象区别的主要标志。无论是哪一种放电现象，只要有固体绝缘介入时，就都会产生一氧化碳和二氧化碳气体。2.1.3 受潮当变压器内部进水受潮时，油中水分和含湿杂质易形成“小桥”或者绝缘中含有气隙均能引起局部放电而产生氢气，还因为水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应，也可能产生大量的氢气。水与铁反应将按下式产生氢气：3H2O+2FeFe 2O3+3H2该反应式表明，在理论上水对铁腐蚀，每克铁产生 0.6dm3（1dm 3=10-3m3）的 H2。因此在进水受潮的设备里，氢气在氢烃总量中所占的比例更
8、高。由于变压器油正常劣化时也产生少量的甲烷，所以在受潮的变压器油中也有甲烷，但其比例有所下降。正因为局部放电和受潮两种异常现象有时同时存在，且特征气体基本相同，因此目前从油中气体分析结果还很难加以区分，必要时应根据外部检查和其他试验结果加以综合判断，如局部放电测量和油中微量水分分析等。综上所述，变压器的不同故障类型产生的气体组分如表 2-1 所示。表 2-2 列出了通常已得到公认的变压器油中气体组分与设备内部状况的关系。表 2-1 和表 2-2 是人们建立油中溶解气体组分极限值判据，即2012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文2特征气体判断法的基本依据。下面将通过实例来说明色谱分析法在变
9、压器故障诊断中的应用。表 2-1 变压器的不同故障类型产生的气体组分故障类型油过热油和纸过热油纸中局部放电油中火花放电油中电弧油和纸中电弧受潮或油中气泡主要气体组分CH4、C 2H4CH4、C 2H4CO、CO 2H2、CH 4COC2H2、 H2 C2H2、 H2C2H2、 H2CO、CO 2H2次要气体组分H2、C 2H6 H2、C 2H6 C2H6、CO 2CH4、C 2H4C2H6CH4、C 2H4C2H6表 2-2 变压器油中气体组分与设备内部状况的关系被 测 气 体 设 备 内 部 状 况N2 与 5%或更少的 O2 密封变压器处于正常运行状态N2 与大于 5%的 O2 检查变压器
10、密封情况N2、CO 或 CO2（或 CO 和 CO2）变压器过负荷或过热，引起绝缘纸热裂解，检查运行条件N2 和 H2 局部放电，水电解或铁锈N2、H 2、CO 和 CO2 局部放电涉及绝缘纸或变压器严重过负荷N2、H 2、CH 4 和少量的 C2H4、C 2H6 火花放电或别的不严重的故障，在油中引起放电N2、H 2、CH 4、CO、CO 2 及少量的其他烃类气体，通常不存在 C2H2火花放电或别的不严重的故障，涉及到固体绝缘N2、大量的 H2 及其他烃类气体（包括 C2H2） 内部存在的高能量的电弧放电，引起油快速劣化N2、大量的 H2、CH 4、C 2H4 及少量的 C2H2小区域的高温
11、过热，通常由于接触不良引起，故障未涉及到固体绝缘N2、大量的 H2、CH 4、C 2H4 及少量的 C2H2，另外还有 CO、CO 2 存在小区域的高温过热，通常由于接触不良引起，但故障已涉及固体绝缘2.2 三比值法的原理表 2-3 改良三比值法（原改良电协研法）的编码规则比值范围的编码气体范围C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H60.1 0 1 00.11 1 0 013 1 2 13 2 2 22012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文3表2-4 改良三比值法（原改良电协研法）的故障类型诊断编码组合C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H2/C2H6故障类型判断 故障实
12、例0 1低温过热（低于150）绝缘导线过热，注意 CO 和 CO2的含量及CO2/CO 的值2 0 低温过热（150300）2 1 中温过热（300700）0，1，2 2 高温过热（高于700）分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等。01 0 局部放电高温度、高含气量引起油中低能量密集的局部放电0，1 0，1，2 低能放电22 0，1，2低能放电兼过热引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的电火花放电0，1 0，1，2 电弧放电12 0，1，2电弧放电兼
13、过热线圈匝间，层间短路，相间闪络，分接头引线间油隙闪络，引起对箱壳放电，线圈熔断，分接开关飞弧，导电回路电流电流引起电弧，引线对其他接地体放电等表2-5 溶解气体分析解释表情况 特征故障 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H2/C2H6DP 局部放电 NS 0.1 0.2D1 低能量局部放电 1 0.10.5 1D2 高能量局部放电 0.62.5 0.11 2T1 热故障 t300 NS 1但 NS 1 1T2 热故障300 t700 0.1 1 14T3 热故障 t700 0.1 * 1 4注：1. NS 表示无论什么数值均无意义；2.表中比值在不同地区可稍有不同；3.表中比值在至少上述
14、气体之一超过正常值并超过正常增长速率时计算才有效；4.在互感器中 CH4/H20.2时为局部放电，在套管中 CH4/H20.7时为局部放电；5.气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征时，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平。在这种情况下，本表不能提供诊断，但可以使用图示法给出直观的、与本表中最接近的故障特征。6.*C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000。2012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文4表2-6 溶解气体分析解释简表情 况 特征故障 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6PD 局部放电 一 0.2 一
15、D 低能量或高能量放电 0.2 一 一T 热故障 0.2 一 一表2-5是将所有故障类型分为六种情况，这六种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型，可稍有不同；D1 和 D2两种故障类型之间既有重叠又有区别，这说明放电的能量有所不同，必须对设备采取不同的措施。表2-6给出了粗略的解释，对于局部放电、低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。综上所述，三比值法原理为：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从五种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示；根据表2-3 的编码规则
16、和表2-4 的故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响，使判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。表2-3和表2-4是我国 DL/T722-2000导则推荐的改良三比值法（类似于 IEC 推荐的改良的三比值法）的编码规则和故障类型的判断方法。同时，DL/T722-2000 提出了应用改良三比值法的三条原则：（1）当油中特征气体含量的注意值或产气速率未达到注意值时，不宜用三比值法进行判断。（2）假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠在老故障或正常老化上。为了得到仅仅相应于新故障的气体比值，要从最后一次的分析结果中减去上一次的分
17、析数据，并重新计算比值（尤其是在 CO、 CO2含量较大的情况下） 。进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下在相同的位置取样。（3）由于溶解气体分析本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。利用 DL/T722-2000所述的方法，分析油中溶解气体结果的重复性和再现性。对气体浓度大于10L/L 的气体，两次的测试误差不应大于平均值的10% ，而在计算气体比值时，误差提高到20% 。当气体浓度低于10L/L 时，误差会更大，使比值的精确度迅速降低。因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素，尤其是对正常值普遍较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种
18、情况。另外，在应用改良三比值法不能给出确切诊断结论时，DL/T722-2000导则推荐采用溶解气体分析解释表（见表2-5 ）或解释简表（见表 2-6）来进行故障诊断。2.2.1三比值法的不足（1）由于充油电气设备内部故障非常复杂，有典型事故统计分析得到的三比值法推荐的编码组合（见表 2-4） ，在实际应用中经常出现的故障不包括在编码组合对应的故障范围内。如表 2-4 中编码组合202 的故障类型为低能放电，但实际在装有带负荷调压分接开关的变压器中，由于分接开关筒里的电弧分解物渗入变压器油箱内，一般是过热与放电同时存在；对编码组合 010，通常是 H2 组分含量较高，但引2012 年新疆电力行业
19、专业技术监督工作会议论文5起 H2 高的原因甚多，一般难以作出正确无误的判断。（2）只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法判断故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能对正常的变压器造成误判断。（3）在实际应用中，当有多种故障时，可能在表 2-4 中找不到相对应的比值组合；同时，在三比值编码边界模糊的比值区间内的故障，往往易误判。（4）在实际中可能出现的故障没有包括在编码组合对应的故障类型中。例如，编码组合 202 或 201在表 2-4 中为低能放电故障，但对于有载调压变压器，应考虑分接开关油室的油可能向变
20、压器本体油箱渗漏的情况，此时要用比值 C2H2/H2 配合诊断。（5）三比值法不适用于气体继电器里收集到的气体分析诊断故障类型。（6）当故障涉及固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解时，将引起 CO 和 CO2 含量明显增长，表 2-4 中无此编码组合。此时要利用比值 CO2/CO 配合诊断。（7）由于故障分类存在模糊性，一种故障状态可能引起多种故障特征，而一种故障特征也可在不同程度上反映多种故障状态，因此三比值法不能全面反映故障状况。同时，对油中各种气体组分含量正常的变压器，其比值没有意义。总之，由于故障分类本身存在模糊性，每一组编码与故障类型之间也具有模糊性，三比值还未能包括和反映变
21、压器内部故障的所有形态，所以，它还在不断的发展的积累经验，并继续进行改良，其发展方向之一是通过把比值法与故障稳定的关系变为模糊关系矩阵来判断，以便更全面的反映故障信息。3.实例3.1 设备基本概况新疆疆南电力有限责任公司 110kV 银杏变 1 号主变设备型号 SFSZ10-20000/110生产厂家 山东烟台东源变压器厂出厂日期/投运日期 2007 年 7 月/2007 年 12 月变压器油号 克拉玛依炼制的 45 号环烷基油油重 11.85 吨3.2 发现故障及原因分析该变压器本体内氢气含量急剧上升，并且超注意值。按照 GB/T7252-2002变压器油中溶解气体分析和判断导则对该主变绝缘
22、油进行了色谱跟踪检测，并测定油的微水和击穿电压试验，摘录如表 3-1、图表 3-2 所示。2012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文6表 3-1：油性能试验数据45 号绝缘油击穿电压（ kV） 微水（mg/L）试验日期实测 标准 实测 标准2010-12-27 52 35 10 35 11 35图表 3-2：绝缘油跟踪检测结果在正常情况下，充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在过热或电的作用下会逐渐老化和分解，产生少量的低分子烃类、一氧化碳和二氧化碳气体，这些气体大部分溶解于油中。当充油电气设备内部存在潜伏性过热时，就会加快这些气体的产生速度，随着故障的发展，分解出的气体形成气泡在油中
23、对流扩散，不断溶解在油中。从表 3-1 中的试验数据可以看出，绝缘油的击穿电压、微水合格，不存在绝缘油受潮，油中水份分解引起氢气含量升高的可能。经检查，变压器无渗油现象，排除了雨水进入变压器内部的可能性。从图表 3-2 可以看出，总的烃类气体不高，乙炔含量也不高，排除了电弧放电性故障的可能。由于制造工艺和材质上的原因，变压器在运行中的油色谱分析中，氢气含量呈上升趋势且超过注意值，其它特征气体没有异常，运行半年至一年后应达到稳定并呈下降趋势，而本公司现有的三台山东烟010002000300040005000600070008000H2 CO CO2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 总 烃2
24、010/1/27 179.01 28.3 412.38 4.65 0.15 1.03 0 5.832010/4/25 709.38 52.79 510.23 20.96 0.18 2.95 0 22.682010/7/13 1375.21 81.82 781.09 39.21 0.27 5.44 0 44.922010/9/22 2833.52 135.05 1115.06 64.93 0.57 9.87 0 75.372010/12/12 3739.96 123.32 1351.12 96.97 0.65 14.53 0 112.152011/2/1 4780.09 165.37 1815.
25、77 172.84 1.25 26.43 0.11 200.082011/3/13 6170.02 183.11 2102.93 241.68 1.38 37.12 0.1 280.922011/4/12 7361.97 219.69 2381.19 309.91 1.42 49.87 0.11 361.312012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文7台东源生产的 110kV 变压器（含 1 号主变） ，不仅氢气含量超注意值呈上升趋势，且其它特征气体含量也呈上升趋势。其中 110kV 银杏变 1 号主变的氢气含量高，烃类气体含量超过注意值，甲烷是总烃中的主要成分，乙炔含量稳定无增长，综合
26、以上分析，初步判断为局部放电性故障。经过对 110kV 银杏变 1 号主变的追踪分析，氢气含量上升到 7361.97L/L，甲烷、乙烯、乙烷含量有明显的大幅度增长，乙炔无增长趋势，总烃含量超过注意值。利用产气速率和三比值法来进一步分析判断（追踪试验数据见图表 3-2） 。产气速率对反映故障的存在、严重程度及其发展趋势更加直接和明显，可以进一步确定故障的有无及性质，它包括绝对产气率和相对产气率两种，判断变压器故障一定要用绝对产气率。表 3-3 绝对产气速率的注意值 mL/d气体组分 开放式 隔膜式总烃 6 12乙炔 0.1 0.2氢 5 10一氧化碳 50 100二氧化碳 100 200根据表
27、3-2 中的 2011-03-13 和 2011-04-12 两次试验数据计算，油中氢气组分的绝对产气速率： 31212/ /9.54895.012.67.3mt dt LCdmLrdGtCriaiia油 的 密 度 ， ；设 备 总 油 量 ， ；实 际 运 行 时 间 ，二 次 取 样 时 间 间 隔 中 的 ；气 体 浓 度 ， 第 一 次 取 样 测 得 油 中 某 ；气 体 浓 度 ， 第 二 次 取 样 测 得 油 中 某；绝 对 产 气 速 率 ，计算所得数值已大大超过密封式设备氢气产气速率注意值（10ml/d）54.42 倍。根据各组分含量的注意值和产气速率，用三比值法来判断故
28、障类型，即 0)1.(03.8.492176.0)1.(0841.622 HCC2012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文8根据表 2-3 和表 2-4，计算所得比值判断为 010 局部放电。由于绝缘油中的溶解气体含量与充油设备间的关系很复杂，完全靠气相色谱分析结果判断故障的准确部位还是不可能的，应在气体分析的基础上，综合电气试验、运行、检修等情况，才能确切地判断故障。据 1 号主变的高压预防性试验数据显示，绝缘电阻以及铁芯对地绝缘较高，故排除了铁芯多点接地、铁芯短路等故障的可能（试验数据见表 3-3） 。局部放电常常发生在油浸纸绝缘中的气体空穴内或悬浮带电体的空间内，根据特征气体法，变
29、压器油纸绝缘中存在局部放电故障时，其主要电产气特征是氢气、甲烷、一氧化碳，次要气体是乙炔、乙烷和二氧化碳。并且一般情况下，氢气含量占氢烃总量的 85%以上，甲烷占烃总量的 85%以上。现 110kV 银杏变 1 号主变本体内油中氢气含量是占氢烃总量的 95.32%，甲烷含量占烃总量的 85.77%，且含有少量乙炔，所以完全符合局部放电故障的性质。3.3 结论综合以上分析，可以认为制造工艺和内部材质是引起氢气含量超标，之后逐步发展为总烃含量超标的主要原因。若以这种状况继续投入运行，很可能发展为严重的放电故障，乃至变压器烧毁。建议将该主变退出运行，并与制造厂家共同进一步分析，排除一切可能的干扰因素
30、，做出正确的判断。3.4 故障处理图表 3-3：滤油后绝缘油跟踪检测结果0100200300400500600700H2 CO CO2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 总 烃2011/5/12 8.09 4.75 154.13 1.76 0.14 0.24 0 2.142011/5/20 91.82 8.66 199.02 3.13 0.11 0.27 0 3.512011/5/30 152.7 17.55 299.94 5.11 0.16 0.36 0 5.632011/6/7 174.01 21.63 380.1 5.68 0.16 0.56 0 6.42011/6/28 203.7
31、3 36.12 522.02 8.4 0.31 0.8 0 9.512011/8/4 246.14 45.51 602.53 10.35 0.31 0.83 0.1 11.592011/9/29 265.07 56.11 665.99 12.78 0.27 1.07 0.12 14.242011/11/29 261.3 52.38 625.5 13.14 0.25 1.35 0.15 14.892012/2/3 266.91 57.26 661.77 13.39 0.3 1.38 0.15 15.222012 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文9与该变压器制造厂家共同进一步分析后，经协商确
32、定方案为先对该变压器内部绝缘油进行 120 小时不间断高温热循环滤油，如滤油后投运半年，各气体组分仍继续增长，再进一步检查该变压器内部状况。该变压器投运半年后其各气体组分暂时均无增长趋势，趋于稳定（数据见图标 3-3） 。即使如此，还应继续缩短检测周期，加强追踪试验分析。4.结束语利用气相色谱法分析绝缘油中溶解气体，检测充油电气设备潜伏性故障，已成为变压器等充油电气设备绝缘监督的一个重要手段。实践证明，这项检测技术的开发和应用，使变压器等充油电气设备内部故障的检测技术取得了新的突破，特别是这一检测技术可以在设备不停电时进行，而且不受外界电的因素影响，因此可以定期地在设备运行中对其内部状况进行诊
33、断，确保设备的安全可靠运行，并且有利于实现将设备的定期维修方式改革成为内部状态预知维修的方式。在实践中已充分现实了这项检测技术的重大经济效益。参 考 文 献1 DL/T722-2000.变压器油中溶解气体分析和判断导则.中国电力出版社,20002 GB/T7252-2002.变压器油中溶解气体分析和判断导则 .中国电力出版社,20023 李 孟 超 、 王 允 平 及 张 洪 波 .变 压 器 油 气 相 色 谱 分 析 使 用 技 术 .中 国 电 力 出 版 社 ,20104 郭 清 海 .典 型 变 压 器 故 障 案 例 分 析 与 检 测 .中 国 电 力 出 版 社 ,20105 钱 旭 耀 .变 压 器 油 及 相 关 故 障 诊 断 处 理 技 术 .中 国 电 力 出 版 社 ,20066 电 力 行 业 电 厂 化 学 标 准 化 技 术 委 员 会 .电 力 用 油 、 气 质 量 、 试 验 方 法 及 监 督 管 理 标 准 汇 编 .中国 电 力 出 版 社 ,2001
