变压器油色谱异常分析及处理_图文(精)

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变压器油色谱分析异常与解决对策

变压器油色谱分析异常与解决对策1、变压器油中氢气含量超标、二次污染实例我公司#1高压厂用公用变压器（以下简称#1高公变）于2005年10月1日并网运行，在运行中，根据预防性试验规程对各变压器进行了油色谱跟踪分析，发现#1高公变的氢气值出现过含量超过注意值： H2≤150μL/ L ，具体测量数值见表一：H2CO CO2CH4甲烷C2H6乙烷C2H4乙烯C2H2乙炔总烃水分（mg/L）20051121 151.3223.5678.55.421.921.280.08.622.73220051124 190.2229.7612.86.081.551.220.08.652.74120051128 175.245.3686.55.61.671.340.08.612.75420051202 165.2227.9647.46.371.711.160.09.243.82420060104 157.2315.8894.5.242.131.580.08.954.281总烃total hydrocarbons指所有的碳氢化合物。

对环境空气造成污染的主要是常温下为气态及常温下为液态但具有较大挥发性的烃类。

空气中烃浓度高，对人的中枢神经系统有麻醉和抑制作用。

大气中的烃类与氮氧化物经一系列光化学反应会形成光化学烟雾，对人体产生危害。

甲烷在大多数光化学反应中呈惰性。

中国大气污染物综合排放标准明确规定了非甲烷烃的最高允许排放浓度、最高允许排放速率和无组织排放限值。

对#1高公变进行热油循环后的色谱分析中，虽然氢气含量达到标准但在油中又检测到痕量乙炔，见表二时间2006.142006.1.6测量值H2C2H2H2C2H2 157.200.009.99 3.23再次热油循环后氢气、乙炔均在标准之内。

2、#1高公变油中氢气超标及二次污染原因分析当变压器油中氢气含量超过注意时，人们根据多年的运行经验及文献[1]中指出：（1）当变压器出现局部过热时，随着温度的升高，氢气（H2）和总烃气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少。

一起变压器油色谱总烃异常的分析与处理

一起变压器油色谱总烃异常的分析与处理摘要：气相色谱是电厂变压器油的重要监督项目，色谱异常能及时反映变压器中的潜伏性故障，色谱异常分析在变压器故障诊断中起到重要作用。

以一起变压器油色谱总烃异常为例，对色谱数据进行分析，诊断故障类型，之后停机对变压器内部进行排查，对停机前的故障判断进行验证，并提供了一整套故障排查处理的思路，为现场类似问题的解决提供了参考。

关键词：总烃异常故障诊断排查处理一、前言早期预测变压器等充油电气设备内部故障，对于安全发供电，防范事故于未然，是极为重要的。

作为绝缘监督的手段，过去国内外广泛采用直流泄漏、绝缘电阻、介损测量、交流耐压和局部放电测量等电气绝缘特性试验。

但是，这些试验的共同特点是要求被试设备停运，很难测出事故发生前的极小的故障。

虽然局部放电试验是检出绝缘局部缺陷的较好的方法，但往往受外部干扰，影响检测的正确性。

正因如此，人们才把这种早期故障称为潜伏性故障。

电力设备内部故障从性质上一般分为热性故障和典型故障两大类，过热与设备正常运行中的发热不同，变压器正常运行时产生的热量主要来自于绕组和铁芯，即铜损和铁损转化而来的热量，热性故障是由其他原因引起设备某一部分的不正常发热，使局部温度超过正常运行温度。

实践证明，通过对局部温度超过正常运行温度，使油或固体绝缘材料发生劣化、分解而产生的故障气体取样进行气相色谱分析的方法，对潜伏性早期故障的判断有巨大优势。

二、对变压器油色谱总烃异常的故障诊断某电厂5号主变压器（型号SFP-800MVA/242KV）于2006年6月投运。

运行后油中溶解气体含量一直都正常。

2022年6月13日电厂人员例行色谱检测时，发现主变色谱总烃值比前一个月大幅度增长，这一情况引起厂里高度重视，随后连续跟踪取油样试验，试验数据总烃值时高时低在小范围波动，一度超过注意值。

其中部分测定值见表1：表1 某厂5号主变压器油色谱分析结果运行变压器油中总烃含量注意值为150 μL/L，该主变总烃值由5月19日的29.53μL/L陡增至6月13日的119.31μL/L，以2022年的6月13日～7月13日一个月的运行期计算，总烃的绝对产气速率达42mL/d，超过了隔膜式变压器总烃绝对产气速率注意值12mL/d，总烃的相对产气速率达11%/月，超过了总烃相对产气速率高于10%/月时应引起注意的规定要求。

变压器油色谱数据异常分析及处理

变压器油色谱数据异常分析及处理1.前言变压器是变电站中最重要的电气设备之一，其安全稳定运行直接影响了变电站的运行及用户用电的可靠性。

绝缘油作为变压器的“血液”，它的性能指标能够直接反映出变压器的设备状态。

变压器油色谱试验作为变压器一项重要检测项目，能够在不停电的状态下对设备进行取样分析，及时发现设备故障隐患。

本文通过巡检发现一起110kV主变油色谱数据异常情况，采用特征气体法及三比值法[1]进行异常数据分析，查找并排除了设备故障，保证了电网的安全稳定运行。

2.背景2022年3月8日上午，对110kV某变电站2台主变进行主变取油工作，经油色谱试验分析发现2号主变油色谱数据异常，其中氢气，乙炔，总烃含量均超过Q/GDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》[2]注意值要求。

3月8日下午，再次取样进行复试，发现试验数据仍不满足规程要求。

两次试验数据如下。

可以看出，2号主变两次取样试验数据氢气、乙炔、总烃含量均超过规程注意值要求。

1.异常数据分析3.1历年试验数据对比。

根据规程要求，110kV主变压器油色谱试验周期为一年，该站2号主变2021年、2020年试验数据如下。

可以看出2020年、2021年检测数据均满足试验规程要求。

现对异常试验数据进行分析。

3.2异常数据分析（1）特征气体法。

变压器绝缘介质包括绝缘油及绝缘纸。

绝缘油主要由碳氢化合物组成，而绝缘纸的主要成分是纤维素。

正常运行时，在电和热的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的氢气和低分子烃类气体以及CO和CO2等气体。

特征气体就是指对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2。

当设备发生故障时，除生成一定量的特征气体外，还可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。

以3月8日下午检测异常数据进行分析，主要特征气体为CH4、C2H4，次要特征气体为H2、C2H6，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[3]特征气体判断方法，属于油过热故障，且由于C2H4含量较为明显，认为故障点温度较高。

110kV变压器油色谱异常和故障的分析

110kV变压器油色谱异常和故障的分析引言110kV变压器是电力系统中重要的设备之一，其正常运行对于电力系统的稳定运行至关重要。

变压器油色谱测试是一种常用的诊断方法，通过分析变压器油中的化学成分和元素含量，可以及早发现变压器的异常和隐患，以预防变压器故障的发生。

本文将对110kV变压器油色谱异常和故障的分析进行详细探讨。

一、110kV变压器油色谱异常的分析1. 油中水分含量过高油中水分含量过高是变压器中常见的问题之一，其原因多种多样。

当变压器绝缘材料老化、密封不良或运行温度过高时，水分会进入变压器油中。

在变压器油中，水分会导致油的绝缘性能下降，同时也会与变压器内的气体发生反应，生成气泡和气体析出，从而影响变压器的正常运行。

当油中水分含量过高时，需要及时采取措施，如更换变压器油或进行绝缘材料的维修。

2. 油中气体含量过高油中气体含量过高也是110kV变压器油色谱异常的一种情况。

气体主要是由变压器内部故障导致的，如局部放电、绝缘材料老化等。

当变压器内部存在故障时，将会产生大量的气体，其中包括氢气、甲烷、乙烷等。

这些气体会溶解在变压器油中，通过油色谱测试可以检测到。

当油中气体含量过高时，说明变压器存在故障隐患，需要及时维修。

3. 绕组短路绕组短路也是110kV变压器常见的故障之一，它会导致变压器内部产生过热和局部放电等问题。

油色谱分析可以检测到变压器油中的金属元素含量，当金属元素含量异常时，说明变压器绕组短路。

绕组短路会导致铜或铝等金属元素释放出来，并溶解在变压器油中。

当油中金属元素含量异常时，需要进行绕组短路检测，以确定是否存在绕组短路故障。

电厂变压器油色谱异常的分析及处理

电厂变压器油色谱异常的分析及处理关键词：变压器；色谱分析；故障诊断对变压器油进行色谱分析，检测变压器油中溶解气体的成分、特征气体含量、变化趋势，可以判断变压器内部是否存在故障及潜伏性故障。

油色谱分析技术的灵敏性、便利性和准确性，在变压器状态评估中发挥着关键性的作用。

1变压器油色谱分析技术概述通过对于变压器内部的油脂进行分析，我们发现其构成为不同分子量的碳氢化合物混合构成。

在运行的过程中由于变压器温度较高的原因，这些多分子化合物会因为高温分解成氢气和烃类气体。

这些气体普遍具有可燃性。

当变压器出现运行故障时，常常会出现发热的情况，高热量使得绝缘油产生包裹了上述气体的气泡，经过对流等运动溶于油脂中。

而这些气体的含量和形成从侧面可以反映出变压器的故障情况，因此油色谱分析技术就是通过对于绝缘油内的溶解物进行分析来判别变压器出现故障的类型和原因。

具体流程为:首先对于变压器内部气体进行脱气处理，得到绝缘油内部溶解的气体。

随后通过气相色谱仪，经由氮气等惰性载气引入色谱柱进行分析，最后检测各个气体的成分含量得到检测结果。

气相色谱仪的结构包含了：用于测量氢气和氧气的热导检测器、测量烃类的氢焰离子化检测器以及负责转化一氧化碳和二氧化碳的镍触媒转换器。

1.1变压器油色谱(GDA)在线监测系统的构成GDA系统主要是通过对于绝缘油进行取样，随后经过油气分离来取得内部气体，最后对气体进行测量后得到检测结果的方式来判断变压器故障情况。

对于最终的检测数据则通过DSP技术进行分析，通过分析后可以得到关于变压器故障的相关诊断结果，以此来实现在线监测的技术手段。

由于是在线监测系统，那么对于样本的采集和数据传输则是整个系统的核心环节，二者都能够对于最终的分析诊断结果造成直接的影响。

因此在设计在线监测系统是提高对于采集功能和传输功能的建设。

通常采集系统依赖于半导体传感器进行数据收集，传感器的材料通常为固体电解质材料。

2变压器故障诊断方法根据相关的规范我们得知，220KV及其一下的变压器规格，其绝缘油中的烃类气体总量或者氢气含量不得超出150uL/L，或者内部乙炔气体溶解量不得高于5uL/L。

变压器油色谱异常分析及处理

变压器油色谱异常分析及处理摘要：在电网运行过程中，水力发电厂变压器起到了分配、传输、供电等作用。

介绍了在电力系统中，在电力系统中，如何对电力系统中的各种故障进行检测，并对检测结果进行分析和判断，以及如何解决这些问题进行了讨论。

关键字：变压器；色谱；分析；处理变压器在长时间的使用过程中，发生的故障与事故无法全部预防，而引起这些故障与事故的因素是多种多样的。

尤其是在电网中，由于长时间的使用而引起的绝缘老化和材料的劣化，以及对电厂的期望使用年限的降低，已经成了电厂事故的重要原因。

1油色谱在线技术发展现状单组份在线监测设备。

单组份监测设备在监测中不能及时反映故障类型，尤其当监测的气体为氢气时，单组份在线监测设备就无法判断设备是否有故障存在，及故障的类型。

造成这一现象的原因在于，尽管氢气主要来自于电气故障以及油的温度的升高，但是当变压器在运行的时候，由于其本身的金属材料会吸收一定数量的氢气，并且在装置工作的时候会散发出去，从而导致单组份的在线监控装置出现错误的警报，从而影响到了其在线监控的精度。

多种成分联机监控装置。

利用这种多成分的联机监测仪可以实现多种成分的同时测定，而CO2是这种联机监测仪的一个主要性能参数，因此必须对它进行测试。

在装置工作中，由于温度、电场、氧气、水分和金属材料等因素的影响，使其产生二氧化碳、氢气等。

根据数据显示，我国目前出现的过热性问题的频率最多，而当过热问题发生的时候，会产生比较多的一氧化碳和二氧化碳，而且这些一氧化碳和二氧化碳的含量会随著气温的上升而逐渐增多，因此，这种气体就成了变压器故障的重要参考，与氢气的改变相配合，就可以精确地分析出设备的故障，从而可以防止生产事故，对设备进行及时的维护。

2色谱分析在故障判断中的意义2.1保持电力系统的稳定运行利用色层技术对电力系统进行诊断，对电力系统的运行具有重要的指导作用。

首先，这种方式可以保证变压器的安全可靠，保证电网的安全可靠。

通过对变压器的油品进行色谱检测，可以更好地掌握其运行情况，这对保证电网运行的可靠性具有十分重大的作用。

变压器油色谱异常分析及处理-图文(精)

变压器油色谱异常分析及处理（陕西延安）摘要：介绍了延安发电厂3＃主变压器油色谱分析数据超标后的检查、试验、分析判断及处理。

关键词：变压器；色谱；分析；处理延安发电厂3＃主变压器（型号SFSb－20000/110，额定容量20MW），在8月13日的油样色普分析结果中，发现乙炔含量为6.51ppm，超过注意值5.0ppm，引起注意，及时汇报加强监督，为了进一步判断分析，在8月17日，又取油样送检，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，由6.5 1ppm 增长到7.26 ppm，在8月18日，再次送检油样，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，增长到11.76 ppm，根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，及时汇报，立即退出运行安排检查。

1 设备修前测量试验情况1.1变压器油气相色谱分析报告采样时间气体组分（uL/L）H 2 COCO2CH4C2H6C2H4C3H8C2H2C3H6C1+C286.951628151465.13 6.32 7.95 .77 .77 1.31 .51 5.368 .17 13.35221.872755.665.662.2242.827.2657.968 .18 60.6225.753416.0111.571.8254.311.7679.458 .20 64.82217.143591.9514.342.3165.6714.1596.47结论根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，建议立即停运检修。

以8月20日的数据为依据，利用三比值法对其故障进行判断:（1）C2H2/ C2H4=14.15/65.67＝0.27，比值范围的编码为：1；（2）CH4/ H2=14.34/64.28＝0.22，比值范围的编码为：0；（3）C2H4/C C2H6=65.67/2.31＝28.42，比值范围的编码为：2；通过三比值计算编码为102,初步判断其故障性质为高能量放电。

110kV变压器油色谱异常和故障的分析

110kV变压器油色谱异常和故障的分析引言：110kV 变压器是电网中的关键设备之一，其正常运行对于电网的稳定运行至关重要。

变压器油的色谱分析是一种常用的监测手段，可以检测变压器内部的绝缘材料的状况及变压器的运行情况。

本文将重点讨论110kV变压器油色谱的异常及其故障分析。

一、 110kV变压器油色谱异常的主要指标1. 水分含量：变压器油中水分含量的增加可能导致绝缘性能下降，导致绝缘介质击穿。

2. 酸值：变压器油中酸性物质的含量增加可能导致铜线及其他金属部件的腐蚀，影响变压器的正常运行。

3. 氧化物含量：油中氧化物的含量增加可能导致绝缘材料老化，导致绝缘强度下降。

4. 微量金属元素：变压器油中微量金属元素的异常含量可能来自变压器内部元件的磨损，可以作为故障早期变化的指标。

5. 沉积物含量：变压器油中沉积物的含量增加可能导致油路堵塞，影响油的正常流动。

二、 110kV变压器油色谱异常的原因及故障分析1. 水分过高：变压器油中水分过高可能是由于变压器背压不足，引起配电系统中的水分进入变压器内部。

此时应检查变压器的密封性能，及时修补漏气点。

2. 酸性物质过高：变压器油中酸性物质过高可能是由于油中的老化产物酸值较高。

此时应对变压器进行油的绝缘油处理，以去除酸性物质。

3. 氧化物含量过高：变压器油中氧化物含量过高可能是由于油中的氧化物质量增加。

此时应检查变压器内部的油路系统，发现并修复可能导致油中氧化物质增加的问题。

4. 微量金属元素异常：变压器油中微量金属元素异常可能是由于变压器内部的绝缘材料磨损或异物进入变压器内部。

此时应对变压器内部进行检修，修复磨损的部件，并清除变压器内部的异物。

5. 沉积物含量过高：变压器油中沉积物含量过高可能是由于变压器内部的绝缘材料老化或油的循环不畅引起。

此时应对变压器进行维护，及时更换老化的绝缘材料，并清洗变压器内部的油路系统。

三、油色谱分析实例在110kV变压器中，发现变压器油色谱中微量金属元素铜（Cu）的含量异常升高，可能是由于变压器内部铜线的磨损引起的。

油浸式变压器油色谱异常分析与处理

油浸式变压器油色谱异常分析与处理摘要：正常情况下，变压器内部的变压器油及有机绝缘材料在热和电的作用下，会逐渐老化和分解产生少量的低分子烃类、一氧化碳及二氧化碳气体，这些气体大部分溶解在油中，当变压器存在潜伏性故障时就会加快产生。

变压器色谱分析就是分析油中溶解气体的试验，通过分析油中气体含量的变化尽早发现变压器存在的潜伏性故障。

文章就重点展开对这一技术应用情况的分析。

关键词：油浸式；变压器；油色谱；分析；处理前言变压器在电能的传输和转化过程中起着重要的作用，发电厂生产的电需要经过变压器进行转化以便居民使用，保障了人们用电的安全性，防止因电压过高产生电力危害，避免因电网问题造成人们的生命财产安全。

变压器作为居民用电方面的保障，一旦出现问题，发生电力方面的事故，不仅会影响变压器的正常使用，而且会造成整个电力系统的崩溃，为人们财产安全带来巨大的经济损失。

故障产生的原因种类各不相同，要充分的认识变压器运作的规律、有效分析各种数据、及时检测故障的所在，保障变压器的稳定运行。

一、油色谱在线技术发展现状单组份在线监测设备。

单组份监测设备在监测中不能及时反映故障类型，尤其当监测的气体为氢气时，单组份在线监测设备就无法判断设备是否有故障存在，及故障的类型。

这是因为虽然氢气大部分是由电气缺陷和油品高温裂解产生所产生，变压器在运行过程中，金属材质就会吸附一定量的氢，然后在设备工作过程中扩散出来，而单组份在线监测设备就会误报警，这种情况时常发生，让其在线监测的准确性降低。

多组份的在线监测设备。

多组份的在线监测设备可以进行多重分析，二氧化碳是该检测设备老化的重要指标，对其进行检测非常有必要。

在设备运行过程中，绝缘油受到温度、电场、氧气、水分以及金属材质的作用，发生氧化分解反应，此时则会产生二氧化碳、氢气等气体。

据统计，在国内过热性故障出现次数最多，而过热故障发生的同时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳气体，并且随着温度的升高，其浓度不断增加，所以该种气体成为变压器故障判断的主要依据，再结合氢气的变化，可以准确的分析出设备是否存在故障，能够预防生产事故，及时维修设备[1]。

500kV变压器油色谱数据异常分析

500kV变压器油色谱数据异常分析摘要：某500kV变电站2号主变压器按正常周期取本体油样进行色谱分析时，发现A相变压器油中溶解气体的色谱试验数据出现异常，经过分析判断设备内部发生高温过热故障，在吊罩检修查找故障时，找到了故障点，避免了变压器故障的进一步发展和事故的发生。

关键词：主变；色谱分析；高温过热；三比值法1前言当变压器内部发生潜伏性故障时，产生的故障气体经对流、扩散不断溶解在油中，故障气体的组成和含量与故障的类型、严重程度密切相关。

测定变压器油中溶解气体各组分含量，可以对运行设备可能存在的故障进行分析和判断，并可监视故障的发展状况。

在诊断故障时一般先使用油中溶解气体的含量注意值进行故障的识别，而后运用三比值法等方法进行故障类型和故障趋势的判断。

2变压器故障分析判断方法2.1油中溶解气体组分含量的注意值法变压器油中溶解气体组分包括氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔共7个组分，其中甲烷、乙烷、乙烯、乙炔4种气体的总和成为总烃。

总烃、乙炔、氢气含量的注意值只能用来粗略地判断变压器等设备内部可能存在早期故障。

对于运行中的500kV变压器气体含量注意值应符合H2=150μL/L,C2H2=1μL/L,总烃=150μL/L。

2.2特征气体法在运用注意值初步判断变压器内部可能存在故障时，可以进一步采用表1不同故障类型的产期特征的特征气体法，对设备故障性质进行识别。

表1 不同故障类型的产气特征2.3三比值法2.3.1编码规则改良三比值法是采用五种气体的三对比值作为判断充油电气设备故障的方法。

其编码规则见表2。

表2 改良三比值法编码规则2.3.2应用原则（1）只有根据气体各组分浓度的注意值或产期速率的注意值有理由判断设备可能存在的故障时，气体比值才是有效的，并应予计算。

对气体含量正常，且无增长趋势的设备，比值没有意义。

（2）假如气体的比值与以前不同，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析数据，并重新计算比值。

变压器油色谱异常分析及处理

５．１故障处理
１）使用磁铁石小心仔细地吸附清理钢压圈上部的铁杂质。
２）联系变压器厂制作更换１１０ｋＶ分接开关固定木夹件三个，帮扎３５ｋＶ侧Ａ、Ｂ相分接开关固定木夹件两个。３）联系变压器厂制作强度加强型的压顶螺帽绝缘碗１２个，更换压圈开口侧绝缘碗６个，在压圈非开口侧增装绝缘碗６个。４）紧固所有螺丝，仔细清理干净芯体杂质。５）整理Ｂ相压圈下绝缘纸板，用压顶螺栓压紧。６）制作压顶螺帽一个，原Ｂ相一个压顶螺帽已经被放电电弧焊死，不能取下，暂时保留。７）变压器油处理，使用两台滤油机（５吨／小时）滤油，直到试验分析合格；８）使用变压器油（１８０ｋｇ ×２桶）冲洗芯体；
音，表计指针瞬时回摆，但吊罩后侧测试时放电现象消失，表明铁心与
由于变压器长期运行，故障和事故总不可能完全避免，且引发故障和事故又出于众多方面的原因。特别是电力变压器长期运行后造成的
０
１１＿７６
Ｏ
７９．４５
２０６４．８２２ｌ７．１４３５９１９５１４．３４２．３１６５．６７
０
１４．１５
Ｏ
９６４７
结论根据三比值计算编码为１０２，判断设备内部存在裸金属放电故障，建议

变压器油色谱异常原因分析及处理对策

变压器油色谱异常原因分析及处理对策摘要：变电设备运行使用时间过长或检修不彻底等都可能引发设备故障问题，为进一步提升变电设备的实际运行效率，通过油色谱对变压主体油进行检测，能够及时的对特征气体数值进行检测，便于排查异常情况，提升设备状态检测的工作质量。

气相色谱分(DGA)是当前阶段准确率较高、灵敏度较强的一种变压设备检测手段，基于此，本文通过分析实际案例，对色谱分析的方法与设备异常处理对策进行系统的分析。

关键词：特征气体；产气效率；气相监测变压设备的油色谱检测分析属于油浸式变压设备的重要检测方式之一，可以及时发现变压器内部出现的过电、过热情况，为故障类型、故障点的推断提供可靠的数据基础。

试样中特征气体的浓度、比值大于注意值时，变电设备极可能存在异常问题，需要进行检修。

一、通过油色谱对变压器运行情况进行检测的方法与故障判断特征1、基于油色谱进行故障判定的主要特征基于油色谱进行变压器运行状况的检测特征主要包含三个方面，即气体的浓度、相对产气效率与绝对产气效率。

（1）气体浓度特征一般情况下，变压器由于受到热力与电力的共同作用，会在运行过程中产生氢气、碳化合物以及烃类气体等成分。

当变压器出现故障问题时，产生的气体速度会明显加快，特征气体的实际浓度检测能够对变压器是否正常运行进行简单的判定，通过实践经验总结出了特殊气体浓度与设备故障之间的注意值（如表1）。

表1变压器气体浓度的临界注意值列表（2）绝对、相对产气速率变压器出现潜伏性问题时，气体浓度变化情况并不明显，但产气速率会发生一定的变化，可以以此为基础对机械运行情况进行判断。

产气速率特征分为绝对性的与相对性的。

结合实践经验，当总烃气体的相对速率超出10%时，就应该对变压设备进行检测，但如果总烃气体的起始值相对较低时，需要结合设备实际故障特征进行判定。

当变压设备被判定为故障时，维修小组可以依照不同表现特征对故障类型进行判断。

常见的故障判定类型有两种：特征气体以及比值法。

案例：220kv变压器油色谱异常原因分析及处理(精)

220KV 变压器油色谱异常原因分析及处理案例1、概述■ 某220KV 变电站2号主变压器（规格型号：OSFPS7-150000/220） 220/117/37 ±5%KV; 150000/150000/60000KVA; ynO, d11; 67.1 KW; 0.15%;心高压对中压短路阻抗: W 高压对低压短路阻抗: 3高床对屮压负载损耗: W 高压对低压负载损耗:— 7 a 处r: y 额定电压：心额左容量： 3联接组别： "空载损耗： 3空载电流： 7.5%;31.3%;393.5KW;221.2KW a 、6 1996年投入运行，2005年4月1日的例行色谱分析时发现油中总炷为236.4ML/L, 故障性质为700 °C左右热点故障。

d 跟踪到7月190,油中总桂发生了较大的变化，油中总桂为295.79MUL,其中主要成分乙烯为178.14ML/L,故障性质不变。

■8月8日对该变压器进行空载及局放测试, 测试结果未见明显异常，变压器再次投入运行后油中色谱持续增长趋势，12月对该变压器进行吊罩检査，发现6颗下夹件两侧拉板固定螺栓有明显的发热痕迹。

■其中一颗发热严重，将接触面除漆，并更换所有固定螺栓。

处理后投入运行至今正常。

色谱异常缺陷分析■该变压器自投运到2004年10月13日油中色谱数据皆正常，但在2005年4月1日的例行色谱分析时，发现油中总桂为236・4pL/L,其中主要成分乙烯为129.6pULo- 4月6日的测试结果油中总桂为231.3pL/L,其中主要成分乙烯为125.8MUL,从2次油色谱试验数据看，变压器存在700r左右热点故障。

■通过综合分析，可排除是由无载开关接触不良、中性点套管发热引起的总桂异常，也可基本排除是在电回路中的发热。

分析认为最有可牟的原因为铁心局部短路或套管引线绝缘破损引起的环流。

从历次的油色谱试验数据看，总桂有所增长，但速度不快，从三比值法可基本判断故障性质及范围没有发生变化。

案例：变压器油色谱数据异常的分析与处理PPT教学课件

出来。
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五、处理结果及防范建议
3号主变进行超声波局部放电试验后，没有
发现变压器内部存在高能量的放电现象。
在变压器试验的3 d时间中，对变压器的油
色谱进行监测，色谱试验数据没有增长，趋于稳
定。
系列试验检查没有发现变压器内部存在有明
显的故障点，故没有对变压器进行吊罩检查，仅对变压器进行脱气处理。
测。
对变压器在运行状况下的油位、温度的变化
也应引起重视，特别是变压器在过励磁后，应及
时对变压器的色谱、油位、温度进行检查，及时
掌握其变化规律。
如有条件应对变压器的低压绕组进行测量，
并注意其相差变化。
投入试运行，经过几个月的跟踪测试，变压
器油色谱试验数据一直呈缓慢下降趋势。
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针对试验中发现的变压器内部缺陷，为防止
变压器内部缺陷进一步扩大而造成变压器损坏，
建议继续加强变压器的运行监视，特别是跟踪变
压器油色谱的增长速度和产气率很有必要。同时
在有条件的情况下应进行变压器的超声波局放监
试验前后的油色谱数据以及绕组变形试验均
正常。
但由于电气局部放电试验只能反映出变压器内
部的主绝缘、匝间绝缘的电压放电，而对低压绕组
中由于绕组的开焊等电流放电反映不太灵敏。由于
低压绕组相差增大，且有规律变化，因此怀疑低压
绕组存在开焊现象。
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3、考虑到作吊罩检查不能准确发现低压绕组的故障点，而且还要花费大量的人力物力，因此，为了准确查找变压器的内部故障点，对3号主变进行了超声波局部放电定位试验。
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变压器油色谱异常分析及故障判断

变压器油色谱异常分析及故障判断摘要：变压器的突发性事故，大多是由于绝缘劣化与不能及时排除潜伏性故障造成的，变压器正常运行时，内部本身会发生一系列的化学变化。

如绝缘油的分解、本体内部的纸板固体绝缘材料，随着运行年限增长发生老化，在运行电压的作用，绝缘介质在变压器内部产生化学反应，裂解低分子气体溶解在绝缘油中。

更主要的是当变压器运行异常时，会促进这些气体的产生。

依托色谱分析技术，针对油中溶解气体组分含量、产气速率等进行分析，可以准确评估变压器运行状态，诊断异常原因，防患于未然。

本文对变压器绝缘油色谱异常和故障判断展开探讨。

关键词：变压器油；色谱异常；故障判断变压器是电力系统的枢纽设备，保证电网安全运行与变压器的运行状态紧密相关。

因此，提高变压器的运行、维护水平，及时发现电力设备运行隐患并准确判断电力故障是保障电力系统安全、稳定、经济运行的有效手段。

1变压器油色谱分析异常原因1.1 绝缘中存在局部放电当外施电压达到一定强度，变压器固体绝缘会发生放电现象，这种现象只在绝缘结构局部发生，即所谓的绝缘结构局部放电。

这种放电现象，并不能立即对变压器造成巨大损害，是对变压器绝缘结构的一种慢慢侵蚀，当这种侵蚀达到一定程度时，就会产生质变使变压器烧毁。

1.2 导电部件局部过热变压器内部有许多金属部件，这些金属部件接触不良会严重影响变压器散热，即通常所称电阻异常型过热时间。

导电部件局部过热，会增加导电回路尾部电阻，损耗与电阻之间属正比关系，接触电阻与接触压力成反比关系，金属部件之间的接触电阻增大会使接触压力减少，从而增大接触部位的发热量，产生高温，如果这种高温状态一直持续，达到一定程度，往往会使变压器烧毁。

1.3 潜油泵故障潜油泵的主要作用是强迫变压器内的油进行冷热交替循环，潜油泵的油流主要通过油流继电器进行监视。

潜油泵用在强油循环变压器，油流继电器对潜油泵工作情况进行监视，强油循环冷却是大型变压器大多采用的冷却方式，潜油泵出现故障，变压器内油就不能完成有效循环，影响散热，造成过热故障，影响变压器主绝缘寿命。

变压器油色谱数据异常的原因分析及处理

变压器油色谱数据异常的原因分析及处理摘要：在电力系统中电压器所发挥的作用是极其重要的，对于稳定线路电压，保证供电质量和供电效率，降低电力损耗都有着积极的促进作用。

如果变压器出现运行故障，依然会导致电力系统运行故障和安全事故的出现。

而在变压器运行监测中最为常用的就是油色谱监测技术，通过由色谱能够实时监测变压器的运行状态，及时发现和处理故障。

因此文章就对变压器运行中油色谱数据出现异常的原因进行了分析，并提出了相关解决处理措施，以供参考。

关键词：变压器；油色谱；数据异常；原因；处理措施1应用油色谱分析故障的原理在油侵式变压器使用中，为了保证变压器在运行中的绝缘性能、散热性能，需要通过变压器油来实现这一目的，并且变压器油还能够消除变压器运行中的电弧危害。

但是变压器油是由石油蒸馏所得到的各种混合烃类化合物，虽然其具备良好的绝缘性能，但是如果变压器温度升高，其就会出现分解，从大分子变成小分子。

当变压器出现高温故障时，变压器油就会在热能的作用下变成CH4和C2H4，同时二者的总量一般会达到总碳氢化合物的80%以上，并且随着温度升高到500℃时，C2H4、H2的含量会不断增加，同时在温度达到800℃以上，就会逐渐生成C2H2气体，该气体含量一般最高能够达到C2H4的10%[1]。

通过大量实验验证可知，在热平衡下，各相关气体的分压和温度间的关系可以参考图1。

该模型是建立在热力学平衡的基础之上，但是其属于理想状态，将其用于处理变压器的具体故障仍存在一定局限性，然而其所显示的变压器故障在热力学方面的相关性，仍能够为油色谱故障处理，提供相关借鉴。

通过测量变压器油所分解出的各种气体，就能够将气体总量和特征气体进行比较，进而分析出变压器的故障原因，找出具体的故障类型。

图1热平衡下的气体分压与温度关系情况图2变压器对油色谱数据的分析方法2.1特征气体法故障分析变压器油在变压器出现故障时，会分解为小分子烃类气体，比如CH4、C2H4、C2H2、C2H6、CO、CO2、C2H6等相关气体，同时也会产生H2、含碳固体颗粒等相关物质，这些气体就属于特征气体，因为不同故障状态下，气体的组成成分是有所不同的，所以可以通过色谱法来分析特征气体的含量，进而完成对故障的分析和判断。

变压器油色谱异常分析及处理

变压器油色谱异常分析及处理摘要：变压器故障诊断是电力系统安全可靠运行的核心内容，一直是电力研究的重中之重。

本文是以甘肃省景泰发电厂#2主变C相变压器详细分析了基于变压器油色谱中三比值法、直流电阻测试初步确定变压器故障部位，以便检修人员排查故障，缩短了检修的时间，提高了检修的效率和系统的可靠供电。

关键词：变压器；油色谱；三比值法；直流电阻测试1引言景泰发电厂2号机停机。

根据三比值计算编码为012，判断设备内部存在裸金属高温过热故障，及时汇报，立即退出运行安排检查。

2 设备修前测量试验情况通过2013年11月9日主变油色谱在线分析装置发出油色谱异常报警，随即通知化验班油务组取样化验，结果相同。

根据总烃、乙炔含量上升增加取样次数。

同时将样送样电科院、西固电厂进行跟踪化验。

同时电气一次检查潜油泵、接地电流测试、红外成像等检查，排除外围因素。

（一）以2月20日17：58的数据为依据，利用三比值法对其故障进行判断:（1）C2H2/C2H4=8.45/507.33＝0.017，比值范围的编码为：0；（2）CH4/H2=355.03/200.93＝1.77，比值范围的编码为：1；（3）C2H4/C2H6=507.33/179.92＝2.82，比值范围的编码为：2；通过三比值计算编码为012,初步判断其故障性质为裸金属高温过热性故障。

（二）2号主变C相绝缘油气体组份参数异常原因是由于变压器裸金属高温过热性故障，故障部位可能为：1）分接开关接触不良。

2）高低压套管引线连接部分接触不良。

3）铁芯结构件松动、磁回路存在漏磁。

3 故障原因分析及处理3.1分接开关检查和分析结合2号机组停机消缺机会，试验人员进行分接开关操作前的直流电阻测试，试验结果如表2所示，分接开关指示如图3所示，保变天威技术人员操作发现分接开关有接触不到位的现象，操作后分接开关指示如图4所示。

调整到位操作后的直流电阻测试结果如表3所示，通过C相分接开关调整前后的试验数据分析（调整前C分接开关在运行档位时直流电阻误差在2.2%,超过试验规程要求不应大于2%；调整后在运行档位时直流电阻误差0.8%符合试验规程要求不应大于2%），将试验数据发给保变天威公司和专家共同进行分析，保变天威公司和甘肃公司专家通过试验数据分析，初步判断基建安装时操作有载开关没有完全到位，造成开关触头接触产生过热性故障，开关调整到位后，直阻测试结果符合规程要求。

油浸式变压器油色谱异常问题及处理分析

油浸式变压器油色谱异常问题及处理分析摘要：在定期油色谱分析试验中发现，变压器内有一种不正常的可溶性气体，这说明变压器内部有潜在的安全隐患。

在分析了现场测试前后的油层析结果之后，拆开检查变压器，发现故障原因是变压器基板与基板间的静电屏蔽短路及接通。

经过对静电屏蔽结构和绝缘脚的修改，变压器才可重新投入使用。

关键词：油浸式变压器；油色谱；异常问题处理引言针对新投入使用的或已建成的变压器，通过分析其挥发性气体的含量，可以判断其内部的缺陷，从而达到检测其故障、保证其正常运行的目的。

电力是我国人民的主要生产、生活来源。

大型电力变压器是电力系统的重要装置，一般采用油冷、强制油循环或自然风冷。

不同的生产厂商，其产品种类大体一致，且结构较为简单。

由于油垫袋的损坏，油液中的气体含量增大，以及油缸与套管对接焊缝定位销孔的持续泄漏。

离线层析技术发现，石油中H2含量的急剧上升是由于载气进入到在线油层析监测系统的主要变压器中，这是一个具有代表性的问题，基于此，本文对以上问题作了简单的探讨。

一、事故数据分析对该装置进行了彻底的检查，以查明其失效的根源。

在电压局部放电试验中，只有少量的局部放电，其它高电压器件没有检测到；再把变压器放进变压器进行试验，没有发现任何问题；最后，对变压器油进行了过滤。

在处理过程中，将各个烃类的含量降到最低，变压器仍在运行，并加强油的层析。

在操作中，熔融气体的含量继续缓慢上升，在此期间，将主变压器拆除，并开始工作，在全负荷工作2个小时后，油层分析没有发现任何异常。

汽油中的可溶性气体组成含量急剧上升，每天的乙炔流量达到20.6 ml，内部失效倾向增多，变压器也出现了紧急停机现象[1]。

在局部放电测试中，在电压升高至0.7时，高电压和中压侧的放电分别为8500 pC和20400 pC，大约1分钟后，放电消失；在电压上升到0.95的情况下，在高、中压一侧的放电强度分别为8500 pC和45000 pC，大约1分钟后，放电量下降。