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1、变 压 器 油 气 相 色 谱 分 析 一、 基本原理 正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等。这些气体大部分溶解在油中。当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断溶解在油中。例如在变压器里，当产气量大于溶解量时，变有一部分气体进入气体继电器。故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。因此，在设备运行过程中定期分析溶解与由衷的气体就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并随时掌握故障的发展情况。 当变压器的气
2、体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况做出判断。 二、 用气相色谱仪进行气体分析的对象 氢（H2）、 甲烷（CH4）、 乙烷（C2H6）、 乙烯（C2H4）、 乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氧（O2）、氮（N2） 九种气体作为分析对象。 分析九种气体的主要目的 组分 分 析 的 理 由 O2 主要了解脱气程度和密封好坏，严重过热时O2有明显减少 N2 主要了解氮气饱和程度 H2 主要了解热源温度或有没有局部放电或受潮 CH4 主要了解热源温度 C2H6 主要了解热源温
3、度 C2H4 主要了解热源温度 C2H2 主要了解有无放电或高温热源 CO 主要了解固体绝缘有无热分解 CO2 主要了解固体绝缘老化或平均温度是否高 三、 试验结果的判断 1、 变压器等充油电气中绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸。设备在故障下产生的气体主要也是来源于油和纸的热裂解。 2、 变压器内产生的气体： 变压器内的油纸绝缘材料会在电和热的作用下分解，产生各种气体。其中对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。在正常运行温度下油和固体绝缘正常老化过程中，产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。在油纸绝缘中存在局部放
4、电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时，油裂解的产物主要是甲烷。随着故障温度的升高，乙烯和乙烷的产生逐渐成为主要特征。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃）的作用下， 油分解产物中含有较多的乙炔。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。 有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。例如：有载调压变压器中分解开关灭弧室的有向变压器本体的渗漏；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾作过带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。
5、还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障也会反映到变压器本体的油中。 ３、正常设备油中气体含量 正常变压器油中氢、烃气体含量 气体组分 氢 甲烷 乙烷 乙炔 总烃 含量ppm 100(开放式) 150(隔膜式) 50 70 5 150 正常互感器油中氢烃气体的含量 气体组分 氢 甲烷 乙炔 总烃 含量ppm 150 40 3 100 正常电容套管油中氢、烃气体的含量 气体组分 氢 甲烷 乙炔 总烃 含量ppm 200 80 3 150 ４、《导则》推荐的油中溶解气体的注意值 油中溶解气体的注
6、意值（１） 设 备 气 体 组 分 含 量（ppm） 变压器 和 电抗器 总 烃（３） 乙 炔 氢 150 5 150 互 感 器 总 烃 乙 炔 氢 100 3 150（２） 套 管 甲 烷 乙 炔 氢 100 5 500（２） 注：（１）气体浓度达到注意值时，应进行追踪分析、查明原因。注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。 （２）影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量低于表中数值，如增加较快，也应引起注意；有的只有氢气含量超过表中数值，如无明显增加趋势，也可判断为正常。 （３）本表所指的
7、总烃是指甲烷（简称Ｃ1），乙烯，乙烷，乙炔（以上三者统称为C2）四种气体的总和，可简写为C1+C2。 （４）新投运的设备，油中一般不应含有乙炔。其它各组分含量也应该很低。 （５）上述数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气体。 仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点（如果存在的话）的产气速率。产气速率是与故障消耗能量大小，故障部位，故障点的温度等情况直接有关的。 ５、变压器等设备内部故障类型 变压器等设备的内部故障一般可分为两类：即过热和放电。过热按温度高低，可区分为低温过热，中温过热与高温过热三种情况。放电又可区
8、分为局部放电与火花放电和高能量放电三种类型。 ６、判断故障性质的特征气体法 当一种或几种溶解气体的含量超过《油中溶解气体的注意值》表中所列数值时，一般可用下表判断故障性质。 判断故障性质的特征气体法 序号 故障性质 特征气体的特点 １ 一般过热性故障 总烃较高，C2H2＜5ppm ２ 严重过热性故障 总烃高，C2H2＞5ppm但C2H2未构成总烃的主要成分。H2含量较高 ３ 局部放电 总烃不高，H2＞150ppm，CH4占总烃中的主要成分 ４ 火花放电 总烃不高，C2H2＞10ppm，H2较高 ５ 电弧放电 总烃高，C2H2高并构成总烃中的主要成分，H
9、2含量高 注：当H2含量增大，而其它组分不增加时，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解作用而产生的。 ７、固体绝缘的劣化与一氧化碳和二氧化碳含量的关系 当故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。但根据现有统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解，表现在油中一氧化碳的含量上，一般情况下没有严格的界限，二氧化碳含量的规律更不明显。因此，在考虑这两种气体含量时更应注意结合具体变压器的结构特点（如油保护方式），运行温度，负荷情况，运行历史等情况加以分析，以尽可能得出正确的结论。 对于开放式正常变
10、压器一般CO含量在300ppm以下，而CO2随故障的变化规律性不强。对于隔膜保护变压器，即但运行时间不太长，且使用醇酸漆的变压器，由于在正常运行温度下，自然分解产生大量的CO，加之采用密封结构，使得气体扩散损失少，所以隔膜保护变压器一般地投运后，在一段时间内CO含量会逐渐增加，甚至有的可达1600ppm。一般达最大值后，CO有下降趋向，正常含量为1000ppm以下。 互感器的运行温度较低，一般的油中烃类气体和二氧化碳气体比变压器含量低。 电容套管的固体绝缘占油的比例要比变压器的固体绝缘所占的比例大的较多，同时由于套管的密封严密，在相同条件下正常运行中所产生的碳的氧化物气体不易扩散损
11、失而溶解于油中，使得油中的CO和CO2含量与隔膜保护变压器相近。 ８、判断故障性质的三比值法 用四种特征气体的三对比值，来判断变压器的故障性质称为三比值法。在三比值法中，相同的比值范围，三对比值以不同的编码表示。 三比值法的编码规则 特征气体 的比值 比 值 范 围 编 码 说 明 C2H2 C2H4 CH4 H2 C2H4 C2H6 ＜0.1 0.1~1 1~3 ＞3 0 1 1 2 1 0 2 2 0 0 1 2 C2H2 C2H4 ＝1~3时，编码为１； CH4 H2 ＝1~3时，编码为２
12、 C2H4 C2H6 ＝1~3时，编码为１ 判断故障性质的三比值法 序号 故 障 性 质 比值范围编码 典 型 例 子 C2H2 C2H4 CH4 H2 C2H4 C2H6 0 无故障 0 0 0 正常老化 1 低能量密度的局部放电 0(5) 1 0 含气空腔中的放电,这种空腔是由于不完全浸渍，气体过饱和，空吸作用或高湿度等原因造成的。 2 高能量密度的局部放电 1 1 0 同上，但已导致固体绝缘的放电痕迹或穿孔。 3 低能量的放电 (1) 1→2 0 1→2 不同电位的不良连接
13、点间或者悬浮电位体的连续火花放电。固体材料之间油的击穿。 4 高能量放电 1 0 2 有工频续流的放电。线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的油的电弧击穿，有载分接开关的选择开关切断电流 5 低于150℃的热故障 (2) 0 0 1 通常是包有绝缘的导线过热。 6 150~300℃低温范围的热故障 (3) 0 2 0 由于磁通集中引起的铁芯局部过热，热点温度依下述情况为序而增加：铁芯中的小热点，铁芯短路，由于涡流引起的铜过热。接头或接触不良（形成焦炭），铁芯和外壳的环流。 7 300~700℃中等温度范围的过热 0 2 1 8 高
14、于700℃高温范围的热故障 (4) 0 2 2 注：（１）随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下增长的趋势：乙炔／乙烯从０.1—3增加到３以上；乙烯／乙烷从0.1—3增加到3以上。 （２）在这一情况中,气体主要来自固体绝缘的分解.说明了乙烯/乙烷比值的变化。 （３）这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映。甲烷/氢的值通常大约为1。实际值大于1与很多因素有关，如油保护系统的方式，实际的温度水平和油的质量等。 （４）乙炔含量增加,表明热点温度可能高于1000℃。 （５）乙炔和乙烯的含量均末达到应引起注意的数值。 ９、在应用三比值法时应该注意到: （１）只有当各组分的
15、含量增加到有理由判断可能存在故障时才能进一步用三比值法推测其故障的性质。对气体含量正常的变压器，比值没有意义。 （２） 表中每一种故障对应于一种比值组合。对多种故障的联合作用。可能找不到相对应的比值组合。 （３） 在实际中可能出现没有包括在上表中比值组合。 10、综合分析 油中故障特征气体的产生有时与运行和检修情况有关，因此当根据油中气体分析认为可能存在内部故障时，还应结合电气，化学试验结果和运行检修史，以及外部检查等进行综合判断，以便进一步明确有无故障和故障状况，如部位，程度和发展速度等，并提出合理的技术措施。 ６
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