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电力变压器的油色谱分析
目前，在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，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，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。
油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度的变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度的升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。
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，并分解出极少量的气体（主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会逐渐增加。对应这些故障所增加含量的气体成分见表5-9。
表5-9 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
CH4、C2H4
H2、C2H6
油中电弧
H2、C2H2
CH4、C2H4、C2H6
油纸过热
C2H4、C2H4、CO、CO2
H2、C2H6
油纸中电弧
H2、C2H2、CO、CO2
CH4、C2H4、C2H6
油纸中局放
H2、CH4、C2H2、CO
C2H6、CO2
受潮或油有气泡
H2

油质中火花放电
C2H2、H2

根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，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。如热点温度、故障回路严重程度及发展趋势等。
（4） 提出相应的处理措施。如能否继续进行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段，或是否需要吊心检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。
这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油表面，并进入气体继电器。经验表明，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内部存在的潜伏性有非常重要的意义和现实成效，在1997年颁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验积累取得了显著的成效。
一、特征气体产生的原因
在一般情况下，变压器油是含有特征气体的，新油含有的气体的最大值约为CO-100μL/L，CO2-35μL/L，H2-15μL/L，CH4-2.5μL/L。运行中油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变压器内部故障时气体及产生原因见表5-10。
表5-10 特征气体产生的原因
气体
产生的原因
气体
产生的原因
H2
电晕放电、油和固体绝缘热分解、水分
CH4
油和固体绝缘热分解、放电
CO
固体绝缘受热及分解
C2H6
固体绝缘热分解、放电
CO2
固体绝缘受热及分解
C2H4
高温热点下油和固体绝缘热分解、放电
烃类气体

C2H2
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出。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内部故障。
但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，而应结合各种可能的因素进行综合判断。
二、特征气体变化与变压器内部故障的关系
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行了规定，只要其中的任何一项超过标准规定，则应引起注意，查明气体产生原因，或进行连续检测，对其内部是否存在故障或故障的严重性及其发展趋势进行评估。表5-11给出了变压器中溶解气体含量的标准。
表5-11 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）
150
5
150
注：1、500KV变压器乙炔含量的注意值为1ppm。
2、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,可判断为变压器内部存在异常。
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，还会分解出更多的乙炔气体。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，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行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。利用特征气体分析法可以比较直观、方便地分析判断故障的大致类型，缺点是明确量的概念。表5-12给出了故障性质定性分析方法。
表5-12 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
H2、CH4
总烃不高、H2＞100ppm、CH4占总烃中的主要成分
绕组局部放电、分接开关触点间局部放电
火花放电
H2
总烃不高、C2H2＞10ppm、H2含量高
绕组短路、分解开关接触不良、绝缘不良
电弧放电
H2、C2H2
总烃高、C2H2高并构成总烃的主要成分、H2含量高
绕组短路、分解开关闪烙、弧光短路
一般过热
CH4、C2H4
总烃不高、C2H2＜5ppm
导体过热、分解开关故障
严重过热
CH4、C2H4
总烃高、C2H2＞5ppm但未构成总烃的主要成分、H2含量较高
金属导体过热（温度达1000℃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应，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。但大部分过热故障，特别是出现高温热点时，也会产生少量乙炔。例如，1000℃以上时，会有较多的乙炔出现，但1000℃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，会出现乙炔。低能量的局部放电，并不产生乙炔，或仅产生很少量的乙炔。表5-13给出了电弧作用下变压器油和固体绝缘分解出气体的情况。
表5-13 电弧使变压器油及固体绝缘分解出气体（体积%）

H2
C2H2
CH4
C2H4
CO
CO2
O2
N2
变压器油
57~74
14~24
0~3
0~1
0~1
0~3
1~3
2~12
油浸纸板
40~58
14~21
1~10
1~11
13~24
1~2
2~3
4~7
油-酚栓树脂
41~58
4~11
2~9
0~3
24~35
0~2
1~3
2~6
3、变压器故障诊断三比值法
目前，国际通用的通过变压器油的气体含量来鉴别变压器故障的方法是三比值法。所谓的三比值法是用五种气体的三对比值，用不同的编码表示不同的三对比值和不同的比值范围，来判断变压器的故障性质。即根据电气设备内油、纸绝缘故障下裂解产生气体组分的相对浓度与温度有着相互的依赖关系，选用两种溶解度和扩散系统相近的气体组分的比值作为判断故障的依据，可得出对故障状态较可靠的判断。表5-14给出了三比值法的编码规则。
表5-14 三比值法的编码规则
特征气体的比值
按比值范围编码
说明
C2H2/C2H4
CH4/H2
C2H2/C2H6
＜0.1
0
1
0
C2H2/C2H4=1~3，编码为1
CH4/H2=1~3，编码为2
C2H2/C2H6=1~3，编码为1
0.1~1
1
0
0
1~3
1
2
1
＞3
2
2
2

表5-14给出了一种三比值编码方式的典型例子，在实际应用中，常出现不包括在范围内的编码组合，应结合必要的电气试验作为综合分析。
表5-15 三比值法故障性质判断
序号
故障性质
比值范围编码
典型事例
C2H2/C2H4
CH4/H2
C2H2/C2H6
0
无故障
0
0
0
正常老化
1
局部放电
低能量密度
0
1
0
空隙中放电
2
高能量密度
1
1
0
空隙中放电并已导致固体放电
3
放电
低能量
1~2
1
1~2
油隙放电、火花放电
4
高能量
1
0
2
有续流的放电、电弧
5
过热故障
＜150℃
0
0
1
绝缘导线过热
6
150℃~300℃
0
2
0
铁心过热；从小热点、接触不良到形成环流，温度逐渐升高
7
300℃~700℃
0
2
1
8
＞700℃
0
2
2

当变压器内部存在高温过热和放电性故障时，绝大部分情况下C2H2/C2H4＞3，于是可选用三比值法中其余两项构成直角坐标，CH4/H2作纵坐标，C2H2/C2H6作横坐标，形成T（过热）D（放电）分析判断图。

图5-7 TD分析判断图
用TD图法（见图5－7）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。用这个方法能迅速、正确地判断故障性质，起监控作用。通常变压器的内部故障，除悬浮电位的放电性故障外，大多以过热状态开始，向过热Ⅱ区或放电Ⅱ区发展。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CH4/H2比值趋近于3时，就可能出现变压器轻瓦斯动作，发出信号。