变压器油中溶解气体分析教案

变压器油中溶解气体分析
一、产气原理
（一）绝缘油的分解
大约油温在150℃时，就能产生甲烷；150-500℃左右时产生乙烷；大约500℃时产生乙烯，随着温度的逐渐升高，乙烯占总烃的比例越来越大；800-1200℃左右时产生乙炔。

生成碳粒的温度约在500-800℃左右。

变压器油主要是由碳氢化合物组成（烷烃C n H2n+2，环烷烃C n H2n或C n H2n-2 ，芳香烃C n H2n-6。

绝缘纸的成分主要是碳水化合物（C6H10O6）n。

由电和热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-石蜡）。

故障初期，所形成的气体溶于油中；当故障能量较大时，也能聚集成游离气体。

碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备内部。

低能放电，如局部放电，能过离子反应促使最弱的键C-H键断裂，主要重新化合成氢气。

随着放电能量越来越高，如火花放电、电弧放电，能使C-C断裂，然后迅速以C-C键、C=C键、C≡C键的形式重新化合成烃类气体。

（二）绝缘纸的分解
纸、层压板或木块等固体绝缘材料分解时，主要产生CO、CO2，当怀疑故障涉及固体绝缘时，一般CO2/C0〈3。

（三）气体的其它来源
如分接开关油室向主油箱渗漏（C2H2高）；设备油箱带油补焊（C2H2高）；潜油泵出故障（是高速泵，轴和轴瓦产生磨擦，C2H2高，应改为低速泵）；变压器油中含水（H2高）；本体受潮（H2高）等均可产生气体。

（三）变压器内部故障的类型
变压器内部故障分为热性故障和电性故障两种，热性故障按温度高低又分为低温过热、中温过热和高温过热三种故障，电性故障按放电的能量密度分为局部放电、火花放电和电弧放电三种故障，现分别叙述如下。

1、热性故障
热性故障是指变压器内部的局部过热温度升高，而不是变压器正常运行时由铜损和铁损转化而来的热量，使上层油温升高。

（l）热性故障的分类。

当变压器内部发生局部过热时，人们可以按温度的升高范围分为四种情况：150℃以下属于轻微过热故障，150～300℃属于低温过热，300～700℃属于中温过热，大于700 ℃属于高温过热。

（2）热性故障产生的气体。

热性故障是因热效应造成绝缘物加速裂解，所产生的特征气体主要是甲烷和乙烯，两者总量约占总烃的80％，随着故障点温度的升高，乙烯在总烃中所占的比例增大，甲烷为次，乙烷和氢气更次。

其中氢气的含量一般在27％以下。

通常热性故障是不产生乙炔的，但是，严重过热也会产生少量乙炔，其最大含量不超过总烃量的6%，当过热涉及固体绝缘物时，除了产生上述气体外，也会产生大量的CO和CO2。

（3）热性故障产生的原因，可以分为下列三种情况：①接点接触不良，
如引线连接不良，分接开关接触不良，导体接头焊接不良等，这种故障约占过热性故障的一半。

②磁路故障，由于铁心两点或多点接地造成循环电流发热，如穿心螺丝轭铁夹件或压环压钉碰铁心；油箱及下轭铁等处有铁磁杂物；铁心用部分硅钢片短路造成涡流发热如连片短接，硅钢片间绝缘损坏或老化，以及漏磁引起的外壳、铁心夹件、压环等局部发热等。

③导体故障，部分绕组短路，或不同电压比并列运行引起的循环，电流发热，绝缘导体因超负荷过流发热，绝缘膨胀，注油堵塞而引起的散热不良等。

（4）热性故障的危害。

热性故障的危害同故障部位有关，如果热点出现在固体绝缘材料中，则将引起材料的热解和劣化，热点范围和温度也会逐渐升高，最终导致电弧性热点而造成设备的损坏。

如果热点出现在探金属部分，则将发生烧坏铁心、螺栓、螺帽垫板等部件，最终也会使设备损坏。

同时探金属过热往往涉及到固体绝缘，造成固体绝缘的劣化和热解，进而损坏了固体绝缘材料的绝缘性能，最后造成更大的损坏后果。

因此对热性故障决不可掉以轻心，必须防微杜渐，将故障在萌芽状态就予以消除。

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，根据放电的能量密度不同，又把电性故障分为高能量放电、火花放电和局部放电三种类型。

1、局部放电
局部放电是一种低能量的放电，变压器内部出现这种放电时，情况比较复杂，按绝缘介质的不同可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电，按绝缘部位来分，则有绝缘空穴、电极尖端、油角间隙、油一板中
的油隙和油中沿固体绝缘表面等五处的局部放电。

（1）局部放电的原因
①当油中存在空气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔，由于气体的介电常数和时压强度均低于油和纸绝缘材料，易引起放电。

②外界环境条件的影响如油处理不彻底，带进杂物和水分，或因外界气温下降，油析出气泡等，都会引起放电。

③由于制造质量不良如某些部位有尖角、毛刺、漆瘤等，它们承受的电场强度较高首先出现放电。

④金属部件或导电体之间的接触不良而引起的放电。

局部放电的能量密度虽不大，但它的进一步发展将会形成放电的恶性循环，最后导致设备的击穿或损坏，而引起严重的事故。

（2）局部放电产生气体的特征
局部放电产生的气体，主要依据放电能量不同而不同。

放电能量密度在10-9C以下时，一般总烃不高，主要成分是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃总量的80％～90％，当放电能量密度为10-8～10-7C时，则氢气相应降低，而出现乙炔，但乙炔在烃总中所占的比例也不到2%，这是局部放电与其他放电现象区别的主要标志。

局部放电除了使油裂解产生气体外，还会产生一种X蜡沉渍物，同时，油分子结构也会发生改变，从液相色谱分析发现，经过局部放电后，油中的芳香烃组分减少，环烷烃组分增大，因此，可以采用液相色谱仪检测变压器的局部放电故障。

2、火花放电
当放电能量密度大于10-6C的数量级时，就出现火花放电。

它常见如下情况：①套管引线断裂或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电；
②引线对油箱距离太近或引线过长，或引线局部接触不良或铁心接地片损坏或接地不良引起的放电；③分接开关拨又电位悬浮而引起的放电；④结构设计和制造工艺的缺陷导致绝缘沿西放电，匝间或层间局部短路或受外部因素的影响，如雷击。

⑤操作过电压、过负荷、外部多次短路等引起的匝层间放电。

火花放电的特征气体是以乙炔和氢气为主，其他烃类气体为次，乙炔在烃总量所占的比例可达 25％～90％，氢气如占氢烃总量的30％以上。

3、电弧放电
电弧放电是高能量放电，常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孤等故障。

这种故障由于放电能量密度大，产气急剧常以电子扇形式冲压电介质，使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或熔融烧毁，严重会造成设备烧损或爆炸故障，这种故障一般事先难以预测，也无预兆，是以突发的形式暴露出来。

出现这种故障后，气体继电器中的H2和C2H2等组分高达几千微升／升，变压器油亦炭化而变黑，油中特征气体的主要成分是乙炔和H2，其次是乙烯和甲烷。

当放电故障涉及到固体绝缘时，除了上述气体外，还会产生CO和CO2。

4、三种放电形式的比较
这三种放电的形式既有区别又有一定的联系，讲它们的区别是指放
电能级和产气组分的区别，而联系是指局部放电是其他两种放电的前奏，而后者又是前者的必然结果。

二是要了解变压器内出现的故障并不是单一某种类型的故障，往往是一种类型伴随着另一种类型，或几种类型同时出现，因此油中故障气体组分有时显得复杂多变，需要我们认真分析，具体对待。

变压器等设备内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障，除非早期发现，及时处理，否则最终也会发展成放电性故障，甚至造成设备损坏，系统停电事故。

当设备内部进水受潮时，油中水分和含混杂质易形成“小桥”，或者绝缘中含有气隙均能引起局部放电，从而产生氢气。

除此之外水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应，也均可产生大量的氢气。

（四）不同故障类型产生的特征气体
表1 不同故障类型产生的特征气体
二、故障的识别
判断设备是否存在潜伏性故障及其故障的的严重程度不同时，要根据设备的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。

1.出厂和新投运的设备
表2 对出厂和新投运的设备气体含量的要求μL/L
2.运行中设备油中溶解气体的注意值
表3 变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值μL/L
表4 电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值μL/L
在识别设备是示波器存在故障时，不仅需考虑油中溶解气体含量的绝对值，还应注意：
(1)注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。

当气体浓度达到注意值时，应进行跟踪分析，查明原因。

(2)对330KV 及以上的电抗器，当出现痕量（小于1μL/L ）乙炔时也应引起注意。

(3)互感器的运行温度低，产气量也少，一旦出现C2H2超过注意值时，一定是设备出故障，应立即退出运行。

（4）套管的运行情况和变压器相似，但结构不同，对电容式套管，末屏易受潮，进而向内侵蚀，所以故障一般是局部放电。

(5)注意区别非故障情况下的气体来源，进行综合分析。

3、设备中气体增长率注意值
(1) 绝对产气速率；即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算：
γa=
ρ
m
t C C i i ⋅∆-1,2, 式中：γa ——绝对产气速率，mL/d ；
C i,2——第二次取样测得油中某种气体浓度，μL/L ； C i,1——第一次取样测得油中某种气体浓度，μL/L ； Δt ——二次取样时间间隔中的实际运行时间，d ； m ——设备总油重，t ；
ρ——油的密度，t/m 3
表5 绝对产气速率的注意值 mL/d
(2) 相对产气速率：即每运行月某种气体含量增加原有值的百分数的平
均值，按下式计算：
γr=
%1001
1
,1
,2,⨯∆⨯
-t
C C C i i i 式中；γr ——相对产气速率，%/月；
C i,2——第二次取样测得油中某种气体浓度，μL/L ； C i,1——第二次取样测得油中某种气体浓度，μL/L ； Δt ——二次取样时间间隔中的实际运行时间，月；
总烃的相对产气速率注意值为10%/月，岩石时，应引起注意。

对总烃含量低的设备，不宜采用此判据。

产气速率在很大程度不同上依赖于设备类型、负荷情况故障类型、所用绝缘材料及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。

判断设备状况时，还应考虑到呼吸系统对气体的逸事散作用。

三、故障类型的判断 （一） 特征气体法
根据表1所列的不同故障类型所产生的气体可推断设备的故障类型。

（二）三比值法
三比值法的原理是：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用二种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三结比值，以不同的编码表示；根据表6的编码规则和表7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影响，是判断充油电气设备故障类型的主要方法。

表6 编码规则
表7 故障类型判断方法
表8 溶解气体分析解释表
注：1•在互感器中CH4/H2<0.2时为局部放电。

在套管中CH4/H2<0.7为局部放电。

（三）其它辅助方法
1.在对三比值法的判断结果有疑问时或者三比值的编码组合表中没有时，可采用气体比值的立体图示法和大卫三角形法。

2.热点功率和热点温度的估算。

T=322 Log(C2H4/C2H6)+525
（四）充油电气设备的典型故障
表9 电力变压器的典型故障
表11 套管的典型故障
川#1主变内部过热故障的分析、诊断与检修处理
摘要本文介绍了河南周口供电局220千伏川汇变电站川#1主变存在故障的分析、判断过程，通过对油中气体的色谱分析，发现变压器存在故障的理论依据，根据DL/T722-2000《导则》判断，考查产气速率，判断变压器存在的故障性质：高温过热故障，制定了变压器检修方案，查出了变压器存在的问题。

本文详细阐述了从缺陷发现，分析到解决的过程，为处理类似缺陷提供宝贵的实践经验。

关键词：色谱分析跟踪检查故障诊断
一、概述
变压器是变电站的重要设备，变压器的运行状况直接影响电能的正常输送。

因此，各发电及供电单位都非常注重变压器的绝缘监督、运行维护及消缺工作，色谱分析是通过对油中溶解气体的分析检测充油电气设备存在潜伏性故障的一个重要方法，是监督、保障设备安全运行的一个重要手段，通过对特征气体的分析及三比值法，能及时掌握变压器运行情况，及早发现设备故障、故障性质及故障发展变化的情况，查出问题，消除缺陷，保证变压器安全稳定运行。

本文介绍了川1#主变自2004年7月投运后，色谱分析发现主变存在的故障过程，故障性质诊断方法，查出的问题及处理结果。

二、主变技术数据
周口220千伏川汇变电站川#1主变主要参数为：
型号：SFPSZ9-150000/220 连接组别：YN,yn0,d11
电压：230±8╳1.25%/121/10.5 kV
空载损耗：97.2kW 空载电流：0.174％
生产厂家：山东电力设备厂
出厂日期：2004年3月16日
三、故障分析及处理
(一)故障初期分析
川#1主变自2004年6月26日投运以来，进行了例行的高压试验和油化验，高压试验数据符合投运要求，而油色谱分析却出现乙炔及总烃升高情况，故对其加强了跟踪分析。

表1 色谱分析数据
象，故进行了相关的色谱分析：（正常运行监督：至少三个月一次；新投运的变压器及电抗器：至少在投运后的1天、4天、10天、30天监测）
1、故障产气速率分析
（a）相对产气速率
γr=｛[(C i2-C i1)/ C i1]/Δt｝×100%
=｛[(56.32-1.45)/ 1.45]/（4/30）｝×100%
=28381%/月≥10%/月
（b）绝对产气速率
γa= [(C i2-C i1)/ Δt]×(m/ρ)
=[(56.32-1.45)/ 4]×(46/0.89)
=709mL/d
（国标规定相对产气速率注意值不大于10％／月，绝对产气速率不大于12mL／d）可见，气体上升速度很快，且远大于10％／月和12mL／d，
可认为设备有异常,必须跟踪分析。

2．用判断故障性质的三比值法来分析
C2H2/C2H4=2.12/32.92≈0.06 CH4/H2=17.76/21.95≈0.81
C2H4/C2H6=32.92/3.52≈9.35
上述比值范围编码组合为（0、0、2），由此推断，故障性质为“高于700℃高温范围的过热故障”，再用经验公式计算
T=322 Log(C2H4/C2H6)+525
T=322 Log(32.92/3.52)+525=837.64℃
其估算温度也与上述结论相符。

可见满足判据条件，可判断是变压器高温过热故障。

经进一步运行跟踪检查，发现主变有铁芯接地电流。

综上所述，完全有理由认为设备有异常,需停电检修。

（二）故障的确切定位及处理
2004年7月9日对变压器进行停电检查，检测铁芯对地绝缘电阻仅为58欧姆，分析判断为变压器铁芯多点接地。

为了消除铁芯多点接地，采用了“电容电流放电法、大电流冲击法”等方法，但铁芯多点接地故障并未消除，故暂时采用在铁心外接地引线串接可调电阻，将接地电流限制在0.1mA以下,变压器继续投运。

经多次色谱跟踪分析,气体组分含量基本稳定,但一直居高不下, 没有增长趋势。

这说明了故障没有继续发展,但是故障隐患一直存在,问题不容忽视。

表2 色谱跟踪分析数据
长时间运行会影响变压器铁芯绝缘,给变压器安全运行带来隐患。

经与变压器厂方共同研究，决定对变压器进行吊罩消缺。

2004年11月25日，在川汇变电站川#1主变现场，准备开始吊罩工作。

首先对变压器油箱内的绝缘油向外排放，然后准备对主变上部及侧部观察孔密封盖进行
拆除（环境温度16℃，空气相对湿度20%，风力微弱）。

主变本体内变压器油全部放尽，观察孔上、下密封盖全部拆除。

用兆欧表再次测量主变铁芯绝缘电阻指示为零。

随即由专业人员进入主变本体内进行检查，首先用橡朔外壳的防爆手电筒照明目测和红外探测仪进行全面排查后，变压器器身外侧人员用摇表对0.4微法、2500伏电容器充电，对主变铁芯外接地引线进行放电，本体内人员多次观察和静听内部放电声音，经过多次放电和反复的视听，不断缩小观察范围。

下午1点钟，当电容器第十次放电时，检查人员终于发现主变内部的“放电”位置在10千伏低压侧B 、C 两相之间下部的铁芯夹件与铁心之间。

用手无法直接取出，之后检查人员用一块高
分析日期 CH 4 C 2H 4 C 2H 6 C 2H 2 H 2 CO CO 2 总烃
分析人员
备 注 04.8.1 18.91 35.62 3.97 2.24 24.19 30.85 269.46 60.74 李敢 运 行 04.8.2 23.21 43.78 4.60 2.60 25.78 30.93 275.83 74.19 李敢 运 行 04.8.3 24.67 45.72 4.94 2.69 29.30 34.50 254.36 78.02 李敢 运 行 04.8.4 23.36 44.71 4.76 2.61 25.56 32.72 250.75 75.44 李敢 运 行 04.8.5 23.21 44.41 4.90 2.54 28
36.31 345.82 75.06 李敢
运 行
04.8.6
22.56 42.55 4.49 2.41 31.16 43.41 290.50 72.01 李敢
负荷57000KW 铁芯接地电流1.78A
04.8.8 21.8 43.18 4.93 2.31 26.03 40.61 278.26 72.22 李敢
负荷80000KW 铁芯接地电流1.35A
强磁铁（用铁丝和布带绑扎严密）送入放电位置，取出引起多点接地的金属异物。

经分析判断，引起川#1主变铁芯多点接地的金属异物是一个“M20镀锌螺丝帽”（如右图示），该螺丝帽两边沿有磨损，其中六个侧面的一个面有明显放电痕迹；当该螺丝帽取出后，测量主变铁芯绝缘电阻为5000兆欧。

经现场专业技术人员分析确认，220千伏川汇变电站川#1主变铁芯多点接地故障已经消除。

随后，对变压器油进行彻底的滤油脱气，并进行色谱、油化、绝缘等试验，所有试验项目合格后，将变压器投入运行。

四、现场检查方案流程图（此检查方案仅作参考，具体问题具体分析）
为了更直观地进行检查和分析，将实际检查方案绘制成流程图，便于比对和参考。

五、总
析对于发现变压器早期故障是非常有效的方法。

同时也为今后类似的大型电力变压器缺陷的解决积累了非常宝贵的经验：
（1）大型电力变压器铁芯过热原因是多方面的，处理时应认真分析判断，遵从先易后难的原则，首先要解决明显的缺陷，再进一步分析、判断、分解、检查处理。

（2）应加强变压器的定期试验工作，创造条件实现对变压器进行在线监测。