变压器油色谱异常分析及处理-图文(精)
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。
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。
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--电气设备运行与维护
变压器常见故障及处理 变压器油色异常
变压器常见故障及处理变压器油色异常
运行中发现油位计中油的颜色发生 变化时，应联系取油样，进行化验 分析。若运行中变压器油色骤然恶 化，油内出现炭质并有其他不正常 现象时，应立即停电进行检查处理
变压器常见故障及处理变压器油色异常
新油呈亮黄色，运行油呈透明 微黄色
变压器 油的颜
色
老化
处理
变压器油 色不正常
不正常 的原因
取油样化验，如不合格应更换 变压器油
不正谢谢观看
变压器油色谱数据异常的原因分析及处理探析
变压器油色谱数据异常的原因分析及处理探析摘要：变压器是整个电力系统的主要构成部分，相关人员及时准确的诊断、排查变压器运行中存在的内在安全隐患，进一步保证电力系统运行的安全稳定性。
变压器检修周期长、难度大，在现实运行维护过程中，通常在非停电状态下获得变压器油样，结合油色谱分析图全面分析其内部故障，提高电力系统供电的安全可靠性。
关键词：变压器；油色谱数据；异常原因；处理我国各行业迅速发展，在日常生产经营过程中对电力的需求量日益增加，同时对供电的安全性提出更高要求。
供电单位需要不断提高工作人员的专业素养和技术水平，增强电力设备的运维管理力度，尤其是电力变压器。
相关人员要积极主动的深入研究和分析变压器油色谱数据异常原因，采用针对性有效的技术措施，及时有效地排查变压器运行中存在缺陷，促进其安全有序的运行。
1异常原因分析电力变压器保持安全高效地运行，能够有效提高电力系统运行的经济性，为了更好强化变压器运行效率，工作人员要严格按照运维管理规章制度，最大限度地降低人为操作失误产生变压器发生故障的几率。
检修人员在实际操作过程中需要做好全面检修工作，及时精准地发现故障问题点，在必要的情况下进行停电作业。
变压器内部安全隐患发现难度相对较大，通常需要采用间接分析法有效监测变压器运行状态。
变压器油色谱能够更好地帮助检修人员正确分析和掌握变压器内部运行状况。
检修人员利用油色谱分析结果开展相适应的电气试验，明确变压器内部发热问题出现的原因。
检修人员在现实检修过程中，变压器的三相直阻平衡情况良好，可以排除变压器分接开关接触不良的故障；开展变压器绝缘测试，能够有效排除由于变压器负荷较高出现的热故障问题；检修人员针对变压器铁芯进行电流测试，电芯接地电流和常规值相比较大[1]。
所以，检修人员可以判断变压器铁芯出现接地故障，详细观察铁芯罩，该电流设备底部具有黑色颗粒，通过相关人员研究分析，该黑色颗粒中包含金属成分，属于引发变压器故障的主要因素。
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：随着我国经济的快速发展，人们的生活水平不断提高，这也在人们的日常用电上得到体现，人们对电力需求不断增加，这也对发电厂的供电能力提出了考验。
因此，电厂要不断优化自身技术，提升管理水平，确保人们的日常用电需求。
在发电厂的日常运行管理过程中，不可避免的会因为一些设备故障导致电厂运行出现问题，进而对正常供电造成影响。
变压器是电厂运行中极为重要的设备，加到变压器的维护管理是电厂工作的关键所在。
然而在电厂的日常工作中，变压器设备不可避免的出现各类故障，变压器的油色谱出现异常是其出现问题的主要表现之一。
因而，电厂变压器油色谱一旦出现异常情况，工作人员应及时进行问题分析并加以处理，从而在最短时间内回复变压器的正常运行，确保电厂供电工作的稳定可靠进行。
关键词：电厂变压器；油色谱异常；分析；处理前言：随着社会经济的持续快速增长，社会各方面都取得了良好的发展成果，随着人们生活水平的逐步提高，人们在日常的生产生活中对于各类基础能源的需求和要求也都在逐步提升，尤其是电力资源。
为了满足人们日益增长的电力需求，电厂需要不断提高自身的供电技术，增强自身的管理水平。
在电厂的日常运行过程中，难免会出现一些影响供电工作顺利进行的问题，对人们的正常生产生活产生不利的影响。
变压器是电厂正常运行的重要组成部分，对于电厂的安全性和稳定性具有重要意义。
但是在电厂的实际工作中，变压器也会经常性地出现一些问题，影响到配网运行的实际效果。
油色谱出现异常，是电厂变压器出现问题的重要表现形式之一，对于电厂的运行情况存在着一定的昭示作用。
因而，针对电厂变压器油色谱出现异常的问题，积极进行分析，并有效采取相应措施予以解决，能够在很大程度上及时恢复电厂变压器的运行效果，使其能够为电厂供电工作的顺利进行提供良好的前提条件。
1、对变压器油色谱异常进行分析的必要性伴随着社会经济的不断发展与增长，人类的生活水平也在日渐提升对生活质量的要求也在不断提升，其中一个重要的表现就是人类对于与生活息息相关的各项基础资源的要求也在日渐攀升，不但需求量增加，对质的要求也在提高，而电力资源作为一种基础资源，更应当不断地改进技术加强管理。
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。
一起220kV变压器油色谱数据异常分析及处理
一起220kV变压器油色谱数据异常分析及处理摘要：介绍了220kV变压器绝缘油中气体含量异常的分析及处理过程。
结合高压试验、油化验、检修等专业对故障的原因及位置进行了验证分析判断。
确认变压器套管端部锁母与导电杆连接不良，是导致变压器油色谱数据异常的直接原因。
经更换该变压器全部套管头部锁母后恢复运行，色谱跟踪测试未发现异常。
关键词：变压器；色谱分析；三比值法1.引言油浸式电力变压器发生故障前，会在内部产生多种气体，而绝缘油色谱分析法可以根据油中溶解气体含量来判断变压器的潜伏性故障，特别是对过热性、电弧性和绝缘破坏性故障等，不管故障发生在变压器的什么部位，都能很好地反映出来[1]。
所以按周期对变压器绝缘油进行色谱分析，可及时发现变压器内部的潜伏性故障，对确保设备安全可靠运行具有重要意义。
2.故障的发现与分析某站1号变压器型号SSZ11-180000/220，额定电压220±8×1.25%/115/37kV，额定电流472.4/903.7/1404 A，2015年9月出厂，2016年5月投运。
该变压器套管采用FGRBW型玻璃钢电容式变压器套管，2013年12月出厂。
1号变压器于2016年5月25日投运后，进行色谱跟踪分析，发现从2016年6月13日开始油中气体含量不断增加，8月4日乙炔（C2H2）含量达14.7μL/L已超过注意值5μL/L[2]，在9月底达到了27μL/L，为注意值的5倍。
色谱分析数据见表1。
为排除有载调压开关油室的油向变压器的本体油箱渗漏的情况，也对主变有载油进行了色谱分析，未见异常。
表1:1号变压器绝缘油色谱分析数据（单位：μL/L）从表1色谱分析数据可看出氢气（H2）的绝对值逐渐增大但未超过注意值150μL/L[2]，乙炔（C2H2）的绝对值不断增大且远远超过注意值5μL/L[2]，而且是构成总烃的主要成分，可初步判断该主变内部存在放电故障（已排除有载油内渗的可能）。
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。
变压器油的色谱分析与故障判断
变压器油的色谱分析与故障判断培训课件一、变压器油的色谱分析变压器绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸，变压器在故障下产生的气体主要是来源于油和纸的热裂分解，气相色谱分析就是根据故障时产生的气体在绝缘油中含量的多少，判断其故障类型。
用气相色谱法对充油电气设备油中气体含量的分析，能判明设备存在的故障，更重要的是分析判断故障的性质，是过热性故障还是放电性故障及故障的大概部位是在裸金属部分还是介入了固体绝缘，从而进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，作出正确处理，防患于未然。
（一）气相色谱法的原理色谱法又叫层析法，它是一种物理分离技术。
它的分离原理是使混合物中各组分在两相间进行分配，其中一相是不动的，叫做固定相，另一相则是推动混合物流过此固定相的流体，叫做流动相。
当流动相中所含的混合物经过固定相时，就会与固定相发生相互作用。
由于各组分在性质与结构上的不同，相互作用的大小强弱也有差异。
因此在同一推动力作用下，不同组分在固定相中的滞留时间有长有短，从而按先后秩序从固定相中流出，这种借在两相分配原理而使混合物中各组分获得分离的技术，称为色谱分离技术或色谱法。
当用液体作为流动相时，称为液相色谱，当用气体作为流动相时，称为气相色谱。
气相色谱法的一般流程主要包括三部分：载气系统、色谱柱和检测器。
当载气携带着不同物质的混合样品通过色谱柱时，气相中的物质一部分就要溶解或吸附到固定相内，随着固定相中物质分子的增加，从固定相挥发到气相中的试样物质分子也逐渐增加，也就是说，试样中各物质分子在两相中进行分配，最后达到平衡。
这种物质在两相之间发生的溶解和挥发的过程，称分配过程。
分配达到平衡时，物质在两相中的浓度比称分配系数，也叫平衡常数，以Ｋ表示，Ｋ＝物质在固定相中的浓度／物质在流动相中的浓度，在恒定的温度下，分配系数Ｋ是个常数。
由此可见，气相色谱的分离原理是利用不同物质在两相间具有不同的分配系数，当两相作相对运动时，试样的各组分就在两相中经反复多次地分配，使得原来分配系数只有微小差别的各组分产生很大的分离效果，从而将各组分分离开来。
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。
一起变压器附件引起的色谱数据异常
一起变压器附件引起的色谱数据异常摘要] 750kV主变运行中色谱数据异常，取油样进行色谱分析判断故障原因，实验结果发现烃类气体增长较为明显。
持续跟踪分析色谱数据变化，发现色谱数据与负荷无关，但与风冷的投退存在关系。
[关键词] 主变油色谱风冷前言电力变压器是电力系统关键的设备之一。
变压器的正常运行是电力系统安全可靠运行的重要保证。
因此，必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。
但由于变压器长期运行，变压器本身及其附件故障和事故是不可完全避免的，且引发故障和事故又有很多方面的原因。
一、2号主变A相风冷与色谱数据对应关系2号主变A相第四组冷却器投退情况统计表通过冷却器的投退发现，色谱数据的增长与冷却器存在一定的关系，在制定检修策略时，首先对主变风冷系统进行检查。
二、2号主变A相第四组潜油泵检查经过3月21日，检修公司对2号主变进行定检，发现主变A相第四组冷却器潜油泵电机对地绝缘为零（摇表500V），横向测试对比三相其他14组冷却器潜油泵电机绝缘及直阻，该油泵存在较大差异。
在潜油泵充油状态测试数据如下：进一步对潜油泵解体检查：1、打开潜油泵接线端子护盖，检查U、V、W三相油泵电源线未见异常；2、潜油泵本体外壳，露出盘式电机线圈，检查线圈外观及外壳内部未见异常；3、式电机定子与转子分离，发现一匝线圈线槽端部铜漆包线外观碳化，两根铜线烧断；4、问题相压紧线圈的绝缘楔条，发现端部已发黑，碳化，去除临近线槽绝缘楔条外观正常三、原因分析根据现场电机解体潜油泵，发现线圈烧损，初步判断第四组冷却器潜油泵线圈绝缘受损，潜油泵投入后，线圈受损部位温度过高，达到600-700，造成局部过热，在油流作用下，扩散至主变本体内，检测到主变本体有乙炔产生，随着时间的推移特征气体明显升高，最终乙炔和总烃超过注意值。
同时根据750千伏变电站冷却器的投退原则，结合2号主变A相第四组冷却器的投退时间，见附件。
2014年10月13日投入后，异常气体有增长现象，2014年11月退出后。
66kv变电站主变压器油色谱异常原因分析
66kv变电站主变压器油色谱异常原因分析对66kv主变压器存在的油色谱异常情况，主要表现在油中乙炔（C2H2）气体值超标情况进行了分析，查找了乙炔（C2H2）超标的原因，确认设备制造工艺不良、原发缺陷在多次短路电流冲击作用下扩大、线圈位移绑扎带开裂绝缘筒局部损害导致绝缘油间隙小火花放电并加剧，是引发乙炔相对产气量增加的主要原因，并提出改进措施。
标签：66kv主变压器；乙炔（C2H2）气体值超标；短路冲击1 缺陷发展经过2010年6月份以来，某变电站2号主变油中乙炔组分含量最高达到4.66μL/L （2012年3月16日数据，规程要求不大于5μL/L），其它组分无异常变化。
设备内部存在火花放电缺陷，按照1个月检测周期连续监测无明显变化。
2012年10月10日，试验人员对2号主变进行油色谱跟踪分析时发现，乙炔组分突增，超过规程注意值达到11.96μL/L，较上次数据有明显增长，相对产气速率达到204%/月（规程要求不大于10%/月），诊断认为该设备内部存在的火花放电缺陷快速发展，容易发展到大能量的电弧放电，对设备停运检查。
2 设备基本资料3 试验数据分析及故障诊断3.1 色谱数据分析公司色谱专业人员自2010年6月份开始，一直对2号主变进行色谱异常监测，坚持监测周期不超过1个月。
2012年10月10日，发现乙炔组分突增，相对产气速率达到204%/月，证明设备内部缺陷快速向严重故障发展。
分析色谱数据，认为该设备一直存在火花放电缺陷，油中溶解气体乙炔含量占总烃主要成分，氢气含量较低与乙炔含量处于同一数量级，并且火花放电故障部位未发生在主要的导电回路内。
同时，根据某电科院模拟试验结论，认为2号主变设备内部存在的火花放电缺陷发展经历了两个主要阶段，2012年9月11日以前，为火花放电平稳期，设备内部缺陷持续存在但未突变发展或消除，设备状态可控，采取缩短色谱监测周期即可；9月11日以后某个时间，设备受到外因影响或火花放电完成量变到质变的积累，火花放电缺陷表现为突变发展，进入火花放电恶化期。
运行中变压器油色谱异常分析
运行中变压器油色谱异常分析摘要：对运行变压器油中气体组分含量出现的原因与发展，及超过注意值状态进行了详细分析，并提出了氢气、总烃含量超标状态下运行存在潜伏性故障的危害。
关键词：运行中；变压器油；异常分析前言运行中的变压器油气相色谱分析，以检测变压器油中气体的组成和含量，是早期发现变压器内部故障征兆和掌握故障发展情况的一种科学方法。
特征气体的出现与变压器运行中的实际状况及设备材质的处理工艺有关。
本文根据实际运行变压器中出现氢气、总烃含量超标的具体情况，分析了产生气体的原因。
附表白山供电公司金英220kV变电站66kV 1号接地变压器色谱试验数据1.1号接地变压器油中产生氢气的原因分析一般情况下所用变压器绝缘油中产生氢气有以下几种原因：1.1水分的电解及与铁的化学反应所用变压器由于制造时干燥不好、运行中受潮或因油在光、热、电的作用下氧化析水，其内部就会有水分和含湿杂质，水分在电场的作用下电解就会产生氢气；另外，水与铁的化学反应也会产生大量的氢气。
其化学反应方程式分别为：2H2O→2H2↑+O2↑3H2O+2Fe→3H2↑+Fe2O31.2烷烃的裂化反应所用变压器中的绝缘油是由烷烃、环烷烃和芳香烃等许多不同分子量的碳氢化合物组成，由于电和热故障的作用，使某些碳氢键、碳碳键断裂，伴随着大分子烷烃转变成氢气和低分子烃类气体，即氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等。
1.2.1低能量放电故障在低能量放电的作用下，通过离子反应使最弱的碳氢键断裂，因这种放电不涉及固体绝缘材料，主要产生氢气而积聚，甲烷也少量伴随上升。
由于甲烷生成量较少，分析对比时误差会很大，实际分析应用意义不大，所以仍是属于单氢增长分析范围。
引起放电的初始原因可能是存在折皱、间隙、浸渍不良等，当进一步加重成为火花放电时，产气量急增，当产生的气体在油中溶解饱和时，将在油中出现气泡，使放电更加强烈，以至破坏绝缘。
但这时大量的乙炔产生出来，涉及固体绝缘还会有较多的一氧化碳、二氧化碳，所以较严重的放电故障判断反而更加容易。
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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 CO
CO
2
CH4
C
2H6
C
2H4
C
3H8
C
2H2
C
3H6
C
1+C2
86.95
16281514
6
5
.13 6.32 7.95 .77 .77 1.31 .51 5.36
8 .17 13.35
22
1.87
275
5.66
5
.66
2
.22
4
2.82
7
.26
5
7.96
8 .18 60.6
22
5.75
341
6.01
1
1.57
1
.82
5
4.3
1
1.76
7
9.45
8 .20 64.82
21
7.14
359
1.95
1
4.34
2
.31
6
5.67
1
4.15
9
6.47
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。
1.2在西北电研院专家的指导下，对变压器进行了修前检测、试验。
绕组绝缘测试合
格；绕组直流泄漏电流测试合格；各绕组介质损耗测试合格；高压侧110kv套管介质
损耗测试，B相合格，A、C相不能测出；绕组直流电阻测试，结论不合格，引起注意。
1.3在测试铁心绝缘时，有尖端放电声音，引起注意，又不能排除故障。
1.4在做局部放电试验时，发现高、中侧放电量都较大（放电量约在8000－
10000PC），怀疑主绝缘或匝绝缘有问题。
2 吊罩检查情况。
根据检测试验情况决定吊罩检查，吊罩检查发现以下问题：
2.1发现箱体底部散落绝缘垫块和破碎木块共17块，断裂的胶木螺丝一个；
2.2 发现高压侧110KV侧A、B、C三相分接开关固定木夹件都破裂，35KV侧A、B 相分接开关固定木夹件都破裂，B相夹件胶木螺丝断裂掉至箱体底部；
2.3发现B相线圈上部钢压圈与压顶螺帽之间的绝缘垫块破损移位脱落，造成钢压圈
与压顶螺帽之间放电，有明显的放电痕迹，致使钢压圈形成“短路匝”。
2.4 发现钢压圈与铁心夹件之间的紫铜连接线烧断。
2.5发现B相高、中压分接开关档位实际连接与外部指示不一致，调整一致。
3 故障处理及采取的措施
3.1使用磁铁石小心仔细地吸附清理钢压圈上部的铁杂质。
3.2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。
3.3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。
3.4紧固所有螺丝，仔细清理干净芯体杂质。
3.5整理B相压圈下绝缘纸板，用压顶螺栓压紧。
3.6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。
3.7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；
3.8使用变压器油（180kg×2桶）冲洗芯体；
4 故障原因分析
4.1本次吊芯后，发现该变压器B相钢压环与压钉之间绝缘碗边沿被打碎，4根压钉出现了松动，有一个与压钉焊接，有一个与钢压板焊接，造成钢压板两点接地或者多点接地；同时发现钢压环绝缘垫脱落，失去绝缘性能，从而造成了钢压板两点或者多点接地（如下图所示）。
当压环和压钉之间的绝缘破坏后，在主磁路上构成短路圈，产生很大的接触性循环电流，接触点产生持续性性放电现象。
因此，这个过程是逐渐形成的，尽管色谱试验中气体的含量在逐渐增多，但气体均已溶于油中，未能使瓦斯保护动作。
可见，变压器可能遭受外部较大短路电流冲击时，产生巨大的电动力，把线圈上部钢压圈与压顶螺帽之间的绝缘碗挤碎，随着运行时的微振动使得绝缘碗和绝缘纸板移位脱落，钢压圈与压顶螺帽之间的绝缘失去后形成放电间隙（检查有明显的放电痕迹），最后使开口形的钢压环形成一个“短路匝”，产生持续性放电，使的变压器油中的乙炔含量不断的增长。
变压器B相钢压环与钢压钉故障示意图图 1
变压器B相钢压环形成短路环实拍照片图 2
4.2变压器修前在铁芯绝缘电阻测试时，持续测试有尖端放电声音，表计指针瞬时回摆，但吊罩后侧测试时放电现象消失，表明铁心与外壳间有接触，产生放电间隙，检查是由于变压器器身位移后，铁芯夹件与外壳产生轻微接触。
4.3变压器吊罩检查时也发现B相线圈上部钢压圈接地紫铜皮烧断后虚接，也造成了放电间隙。
4.4对于修前110kv侧A、C相穿墙套管介质损耗测不出来问题，检修时对此套管末屏引线进行除锈处理，修后测试均为正常。
p 4.span5 局部放电量较大问题，吊罩检修后中压侧绕组局部放电量仍大，因早期变压器对局放没有要求，故工艺控制中没有针对局放的措施，有可能中压绕组个别地方处理不当，本身放电量稍大，故中压侧局放量偏大不能直接证明其是绕组绝缘缺陷，且中压侧耐压试验通过且耐压值较高，证明其主绝缘没有缺陷。
5 今后要注意的事项及采取的措施
5.1加强电气设备的绝缘监督，定期作好电气预防性试验，主变压器油分析周期每季度至少一次，当在分析中发现油样有异常时要及时跟踪分析，若有异常需要停用检查的尽快停用，防止事故扩大发展。
5.2尽量应用新型试验仪器对设备进行定期检测，如：快速直流电阻测试仪、变压器油油分析仪，远红外线成像仪等先进仪器，保证试验的准确性，便于分析、监督设备运行状况，使技术监督，真真实现可控在控。
5.3今后对新安装的变压器（除全密封变压器外），在现场条件允许的情况下，尽可能地做吊芯或吊罩检查。
5.4在近期内，将对于我厂正在运行的其余两台变压器，安排吊芯检查。
5.5加强变压器分接开关的检修、运行、测量试验管理，做好测量试验，作好分接开关运行位置记录，防止分接开关事故的发生。
5.6加强变压器铁芯接地电阻的测量管理，定期做好测量试验，防止铁芯两点接地。
6 结束语
通过本次变压器油色谱跟踪分析，可以看出，变压器停用处理是非常必要的和及时的，充分说明了色谱跟踪分析的必要性。
通过本次分析及处理，积累了分析判
断处理的经验。
在此建议使用单位，在变压器运行过程中，应加强现场巡检力度，定期检修，定期监督，以避免类似异常及故障的发生。
参考文献：
［1］山西省电力工业局．电气设备检修技术［M］．北京：水利电力出版社，1992．［2］DL/T596－1996，电力设备预防性试验规程［S］．
［3］DL/T722－2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］．
［4］电力工业技术监督标准汇编（绝缘监督）下册，2003．9。