压器油质及色谱分析课件

压器油质及色谱分析1 湖南省电力公司技术培训部压器油质及色谱分析2l变压器油质及色谱分析的目的和意义 l变压器油的性能指标及质量监督 l变压器油色谱分析技术 l变压器油色谱分析的故障诊断 压器油质及色谱分析3l变压器油质监督的目的，就是通过监测变压器油的各项理化、电气性能，确保变压器油质满足充油电气设备的安全运行要求，通过变压器油中溶解气体分析即色谱分析技术，能够分析诊断运行中变压器内部是否正常，及时发现变压器内部存在的潜伏性故障，掌握充油电气设备的健康状况。变压器油质及色谱分析监督的优势还在于其不需要停电就可进行检测，能为状态检修提供技术支持，在目前实施状态检修后，重要性更加突出。 压器油质及色谱分析4l一）物理特性l二）化学特性l三）电气特性l四）变压器油质监督标准及指标要求压器油质及色谱分析5l变压器油的物理特性主要包括：颜色、透明度、凝（倾）点、粘度、闪点、密度、界面张力等。压器油质及色谱分析6l油品的颜色主要是根据肉眼的观察判定油品颜色的深浅。油品的颜色决定于其中沥青、树脂物质及其他染色化合物的含量。 l油在储存和运行中，受环境的污染和自身的氧化生成的树脂质等物的影响下，其颜色也会逐渐变深。故油所接触的环境，如温度、光线空气（主要是氧）、电场、电流等，都能促使油质老化而使油的颜色变深。l如绝缘油的颜色的剧裂变化，一般是油内发生电弧时产生碳质造成的，故观察油在运行中颜色的迅速变化，是油质变坏或设备存在内部故障的表现。 压器油质及色谱分析7l在规定的条件下，将油品加热，随油温的升高，油蒸汽在空气中（油液面上）的浓度也随之增加，当升到某一温度时，油蒸汽和空气组成的混合物中，油蒸汽含量达到可燃浓度，如将火焰靠近这中混合物，它将会闪火，把产生这种现象的最低温度称为石油产品的闪点。 l闪点是保证变压器油在储存和使用过程中安全的一项指标。 压器油质及色谱分析8l变压器油的凝点（即凝固点）是指在规定的试验条件下，将试油逐渐冷却，并将液面倾斜45，经过1min后，油面不再移动的最高温度。倾点又称流动点。油品在一定的标准条件下，由固体逐渐加温溶解成液体后，从特定容器中流出的最低温度，即称为倾点。油品的倾点一般比凝点高23。 l凝点是在规定条件下冷却至停止移动时的最高温度。l倾点是在规定条件下冷却时，能够流动的最低温度。l凝点用以表示绝缘油的牌号 。压器油质及色谱分析9l液体受外力作用移动时，液体分子间产生内摩擦力的性质，称为粘度 。l粘度通常分为动力粘度（绝对粘度）、运动粘度和条件粘度三种。l 变压器油通常所测的是运动粘度。由于变压器油的功能之一是进行热传导的冷却作用，并填充于绝缘材料的缝隙之间，所以变压器油的粘度应较低才能充分发挥该功能，指标只有上限。 压器油质及色谱分析10l单位体积内所含物质的量，其单位是kg/m3、g/cm3或g/mL，以符号表示。变压器油密度与温度有关，规定在20时的密度为标准密度，一般为0.80.9g/mL。实际应用中必须表明温度，或计算成标准密度。 压器油质及色谱分析11l绝缘油的界面张力是指在油-水两相的交界面上，由于两相液体分子都受到各自内部分子的吸引，各自都力图缩小其表面积，这种使液体表面积缩小的力称为界面张力。l因油老化后生成的酸类、皂类都是亲水的，引起油-水交界面上的分布改变，使界面张力减小。油中氧化产物越多，则界面张力越小。l该指标可反映出新油的纯净程度和运行油老化状况。压器油质及色谱分析12l 包括酸值、水溶性酸 、水分、氧化安定性 、腐蚀性硫等指标 压器油质及色谱分析13l酸值是指中和1g变压器油中的全部游离酸所需要的氢氧化钾毫克数，单位为mg（KOH）/g。 从油品中所测得酸值，为有机和无机酸的总和，所以也称总酸值，要求越低越好。变压器油中酸值大小从一定程度上反映了油的精练深度和氧化程度。 l变压器油的水溶性酸是指能溶于水的矿物酸，通常用pH值表示。对于运行中的油来说，水溶性酸是油老化产物之一，同时，有了水溶性酸反过来使油更易老化。通过pH值的测定，可以判断油质的好坏，油对金属及固体绝缘的腐蚀情况，油质劣化程度，精制和再生的好坏，油可否继续使用等。 压器油质及色谱分析14l变压器油在运行过程中不可避免地发生氧化，在高温高负荷下，氧化会加速，油与氧的化学反应称为油的氧化（或叫老化、劣化）。而油抵抗氧化作用的能力，就称为油的抗氧化安定性（或叫安定度）。l进行新油评价时，氧化安定性是一项重要指标。l添加抗氧化剂可提高氧化安定性。压器油质及色谱分析15l水分来源有外部侵入和内部自身氧化产生两方面。l水分的危害：l1） 降低油品的击穿电压。l2） 使介损升高。l3） 促使纤维老化。l4） 对油质老化起催化作用。压器油质及色谱分析16l腐蚀性硫即能腐蚀金属的活性硫化物或游离硫。l变压器油中不允许有活性硫，哪怕只有十万分之一，都会对导线绝缘发生腐蚀作用，因此新油必须进行活性硫试验，合格后方能使用。 l用一定规格和质量的铜片或银片，在规定的条件下，可定性检验出油品中是否有腐蚀性硫。方法灵敏度高，可检出百万分之一的活性硫。压器油质及色谱分析17l主要有绝缘强度、介质损耗因数 、体积电阻率、析气性等压器油质及色谱分析18l变压器油的介电强度或击穿电压，是衡量在电气设备内部耐受电压的能力而不被破坏的尺度，可用来判断变压器油含水和其他悬浮物污染的程度，可注入设备前油品干燥和过滤的程度。是衡量在电气设备内部耐受电压的能力而不被破坏的尺度。l该项试验可以判断油中是否有水分、杂质和导电微粒，但不能判断油品是否存在酸性物质或油泥。 压器油质及色谱分析19l介质损耗因数又称介质损耗角正切，它反映油中泄漏电流而引起的功率损失。l介质损耗因数的大小对判断变压器油的劣化与污染程度很敏感。对于新油而言，介质损耗因数只能反映出油中是否含有污染物质和极性杂质，而不能确定是何种极性杂质，一般来说，新油中的极性杂质含量很少，所以其介质损耗因数也很小，仅为0.010.1%范围。但当油氧化或过热而引起劣化时，或混入其它杂质时，油中极性杂质或带电的胶体物质含量增多，介质损耗因数随之增加。压器油质及色谱分析20l变压器油质监督应包括从新油评定验收、新油脱气注入设备前的检验、新油l注入设备进行热循环后的检验、新设备投运通电前的检验及运行中变压器油的周期检定验收等全过程监督 压器油质及色谱分析21l220kV及以下变压器使用的油应符合应符合GB 2536 标准要求，并按标准规定的项目、指标进行验收。500kV 及以上变压器用油性能指标除符合GB 2536 标准要求外，还应符合IEC 602962003标准，两者不一致时以IEC 60296 为准。优先选择环烷基变压器油。压器油质及色谱分析22l(1)大型电力变压器都是在充氮保护条件下运至现场的。设备到货后，需鉴定设备在运输过程中是否受潮。通常的做法是首先检查变压器本体的压力表是否是微正压；其次需测变压器本体中残油的水份。l(2)对新到的变压器取本体中的残油做气相色谱分析。压器油质及色谱分析23l新油注入设备前必须用真空滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中水分、气体、及其他颗粒杂质，在处理过程中经油质检验，达到要求后方可注入设备。 压器油质及色谱分析24项目设备电压等级/kV500及以上330220110击穿电压/kV605545水分/（mg/kg）101520介质损耗因数900.0020.0050.005压器油质及色谱分析25l 油在变压器内静置一段时间后进行热油循环，热油循环后应达到规定要求。 压器油质及色谱分析26项目设备电压等级/kV500及以上330220110击穿电压/kV605545水分/（mg/kg）101520介质损耗因数900.0020.0050.005含气量/%（体积分数）1-注：对于500kV及以上设备油中洁净度指标按相关要求执行压器油质及色谱分析27l在变压器投用前应对其油品按GB/T 7595-2008中“投入运行前的油”的质量指标要求作一次全分析，并进行气相色谱分析，作为交接试验数据。压器油质及色谱分析28l运行中变压器油质量标准和检验项目及周期压器油质及色谱分析29试验项目设备电压等级/kVGB/T7595-2008标准GB/T14542-2005建议指标和周期试验方法外 状各电压等级透明，无杂质和悬浮物透明，无杂质和悬浮物每年一次外观目测水溶性酸（pH）值各电压等级4.24.2每年一次或必要时GB/T7598酸值mgKOH/g各电压等级0.10.1每年一次GB/T264闭口闪点各电压等级135不比新有原始测定值低10必要时GB/T261水分3301000及以上220110及以下15（mg/L）25 3520mg/kg 30 40每年至少一次GB/T7600界面张力25 mN/m各电压等级1919每年至少一次GB/T6541介质损耗因数 90500-1000 3300.0200.0400.0200.040每年一次GB/T5654击穿电压2.5mm间隙kV750-100050033022060504535504540每年一次DL/T 429.96611035及以下35303530DL/T429.9三年至少一次体积电阻率90，m500及以上 330110105109110105109每年一次或必要时DL/T421油中含气量体积分数%750-1000330500及以上(电抗器)2353报告每年一次或必要时DL/T 423或DL/T703油泥和沉淀物（质量分数）%各电压等级0.020.02必要时压器油质及色谱分析30l变压器油色谱分析对象及步骤l样品采集、保存及运输等要求l色谱分析周期等要求压器油质及色谱分析31l按DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则要求一般分析9种气体或8种气体，最少必须分析7种气体，即H2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2、CO、CO2、N2、O2。其中N2、O2是推荐检测的气体，其余为必测组分。 压器油质及色谱分析32被分析的气体组分分析目的推荐检测气体O2了解脱气程度和密封（或漏气）情况，严重过热时也回极度消耗明显减少N2可了解N2饱和程度，与O2的比值可更准确分析的消耗情况。正常情况下，N2、O2和CO2之和还可估算出油的总含气量必测气体H2与甲烷之比可判断并了解过热故障点温度，或了解是否有局部放电情况和受潮情况CH4了解过热故障点温度C2H6C2H4C2H2了解有无放电现象或存在极高的过热故障点温度CO了解固体绝缘的老化情况或内部平均温度是否过高CO2与CO结合，有时可了解固体绝缘有无热分解压器油质及色谱分析33l包括取样、从油中脱出溶解气体及进行油中气体的色谱分析。l变压器油的脱气方法一般采用机械振荡法，仲裁方法采用水银真空泵法（托普勒泵法）。 压器油质及色谱分析34l 由载流气体将已从油中脱出并待分析的气样（用进样注射器从气路的进样口注入）带入色谱柱中；l 装有固定相的色谱柱将混合气样分别按不同组分分离（根据不同气体组分分离的要求，色谱柱中装有不同的固定相，如分子筛、硅胶等）；l 载气将已分离的各组分气体，按不同的时间依次进入鉴定器，鉴定器的信息由记录仪记录，告知各组分气体的出峰面积。l 色谱仪对气体组分的定性和定量是由已知组分和含量的标准混合气样来标定，根据不同的脱气方法（包括自由气体），通过计算求出各组分的含量。 压器油质及色谱分析35l充油电气设备的色谱、微水取样，应通过专用密闭取样阀，用注射器采样。取样方法GB/T 7597-2007l色谱取样应采用100mL玻璃注射器，注射器使用前应进行严密性检查合格。l色谱取样后应在四天内完成检测压器油质及色谱分析36l1）样品要有代表性，所取的必须是设备本体中的油或继电器（包括油面空间）中的气l2） 从固定的取样阀门处取样l3） 取样时需放完整个取样管路中不循环的“死油”l4）针对设备不同情况下的试验，应考虑气体在油中的扩散过程。l如：对试验以后的考核性取样，应考虑到延时作用，特别是套管，互感器类少油设备；变压器保护动作或事故以后，应多次、最好多位置取样。l5） 对可能产生负压的密封设备，应在确定内部正压情况下取样，因负压取样而进气后会影响设备安全。压器油质及色谱分析37l在取样及保存的全过程中，应避免受到干扰：l 取样阀门应适合密封取样，整个取样过程应在密封状态下进行，不与空气接触。l 取样容器采用密封试验合格的、注射器芯可随温度变化而滑动自如的玻璃注射器等。l 取样时先用被分析的油样冲洗取样管道、阀门和容器，避免剩余空气或剩油的影响。l 样品取到后应尽快作分析，特别是气体样品。油样存放不超过4天（保存环境的温差和气压变化不能过大），存放和运输过程中，必须保证注射器的芯子不卡涩。l 样品需密封和避光保存。l每个样品需贴上标签，标签应按导则中附录A的格式填写压器油质及色谱分析38l1）出厂设备的检验l66kV及以上变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后应做一次色谱分析。l2）投运前的检验l新设备及大修后的设备投运前应至少做一次检验，如果在现场进行感应耐压或局放试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检验。压器油质及色谱分析39l3）运行油的检验l根据国网公司和湖南省电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则规定，新投运的变压器必须在在投运后1、4天、10天、30天各做一次气相色谱分析，如无异常，则转为定期检测。压器油质及色谱分析40设备名称检测周期变压器和电抗器500kV主变、电抗器、容量240MVA及以上主变、所有发电厂升压变压器三个月一次220kV主变、电抗器容量120MVA及以上主变六个月一次35/110kV主变一年一次压器油质及色谱分析41l变压器油中溶解气体的产生机理l变压器内部故障时的产气特征l色谱分析注意值 l变压器故障诊断方法 l典型故障举例 压器油质及色谱分析42l化学过程：l 1).绝缘油的分解l 2).固体绝缘材料的分解 l物理过程： 传质过程l 1).气泡的运动； l 2).气体分子的扩散，溶解与交换； l 3).气体从油中析出与向外逸散过程压器油质及色谱分析43 绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有分子中含有CH3、CH2的的CH化学基团并由化学基团并由C-C键链合在一起。键链合在一起。变压器在正常的热负载下，一般油的最高温度不超过变压器在正常的热负载下，一般油的最高温度不超过100，油，油不会产生烃类气体。变压器油甚至在不会产生烃类气体。变压器油甚至在150下，油面可能会有油下，油面可能会有油蒸气产生（如测量闪点时），但冷却后仍然为液体的油组分，油蒸气产生（如测量闪点时），但冷却后仍然为液体的油组分，油本身是比较稳定的。油中存在电或热故障的结果，可以使某些本身是比较稳定的。油中存在电或热故障的结果，可以使某些C-H键和键和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、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，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。所蜡）。所形成的气体溶解于油中，当故障能量较大时，也可能聚集成游离形成的气体溶解于油中，当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备油箱的内壁或固气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备油箱的内壁或固体绝缘的表面。体绝缘的表面。 油裂解时任何一种烃类气体的产气速率取决于裂解温度的高油裂解时任何一种烃类气体的产气速率取决于裂解温度的高低，随着裂解温度的变化，烃类气体各组分的比例不同，随着温低，随着裂解温度的变化，烃类气体各组分的比例不同，随着温度升高，产气速率最大的气体依次是度升高，产气速率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。 压器油质及色谱分析44 纸、层压板或木块等纤维素绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的C-H键要弱，即使没有达到故障温度，键也能被打开。聚合物裂解的有效温度高于105，在150以上，纤维素结构中的化学结合水开始被脱除，有去H2反应。部分氢气与油中氧化合成水，导致进一步水解。完全裂解和碳化的温度高于300，在生成水的同时生成大量的CO、CO2和糠醛等呋喃化合物，大量烃类气体是伴随高温下油分解而产生的。压器油质及色谱分析45lCO和CO2和O2之间可以存在CO2 CO+ O2的关系。 l 理论上也可计算出上述平衡和温度之间的关系，但实际上CO2和CO并不只由裂解产生。油可与氧起氧化反应，形成少量CO和CO2；绝缘材料的正常热老化分解，CO和CO2长期在油中积累后，成为变压器油中除氮、氧外，含量显著的气体组分，因此无法以比例关系来确定故障点温度。21压器油质及色谱分析46l变压器内部存在某种故障时，故障点附近的油和固体绝缘材料在热性（电流效应）或电性故障（电压效应）应力作用下裂（分）解产生气体，故障点产生气体的组分和含量取决于故障类型、故障能量级别及所涉及的固体绝缘材料。压器油质及色谱分析47l正常运行的变压器某些原因也会导致油中有一定数量的故障特征气体，有时这些特征气体浓度甚至远远超过导则的注意值。例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气；新的不锈钢可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中溶解有氧时，油箱内部某些油漆（醇酸树脂），在不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。因此在气体监测过程中，是有可能作排除故障判断的，在氢气产气率超过注意值时，监视中应考虑到多方面的因素。压器油质及色谱分析48l研究证明，铁心叠片间的油膜，由于受过励磁引起的铁芯高温（130以上），油膜内的油在铁芯片表面催化作用下，会分解出H2。但经过一段时间后，H2含量趋于稳定，这就是与局部放电引起H2不断增长的区别之处。 某些操作也可生成故障气体。例如有载调压变压器中分接开关油室的油向变压器本体主油箱渗漏，或分接开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍流在油中；油箱或管道进行带油补焊；原注入的油含有某些气体等。 这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及故障严重程度时，应特别注意此类非故障产气的干扰所可能引起的误判断。压器油质及色谱分析49l1).气体累计性2).产气速率 l3).气体组分特征性4).故障类型与溶解气体组分的关系压器油质及色谱分析50l一般规律是：产生烃类气体的不饱和度是随着裂解温度的增加而增加的，依次为烷烃烯烃炔烃。l从设备故障现象来看，可分为过热性故障和放电性故障两大类。至于机械性故障，最终将以过热性或放电性形式表现出来。进水受潮也是一种内部潜伏性故障，除早期发现，否则最终也会发展成放电性故障，甚至造成事故。l 国内对359台故障变压器故障类型不完全统计分析，过热性故障变压器为226台，占63%，高能量放电故障变压器为65台，占18.1%，过热兼高能量放电故障变压器为36台，占10%，火花放电故障变压器为25台，占7%，其余7台变压器为受潮或局部放电故障，占1.9%。压器油质及色谱分析51l是由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。其特征气体是甲烷、乙烯二者一般占总烃的80%以上。且随故障点温度的升高，乙烯比例增加，如高温过热，乙烯占总烃的比例平均值：62.5%，甲烷只有27.3%。其次是乙烷和氢气。乙烷一般不超总烃的20%，氢气含量与热源温度关系密切，高、中温时，氢气占氢烃的27%以下，而低温过热时，氢气与氢烃之比高于27%-30%。l一般过热性故障，不产生乙炔。严重时产生微量，最大不超总烃的6%。l当涉及固体绝缘时，除产生上述气体外，还产生大量的一氧化碳和二氧化碳。 压器油质及色谱分析52l 过热故障按出现在变压器的导电或磁路回路区分，可分为导电回路过热故障、磁路回路过热故障和其他部位的过热故障等。 导电回路过热故障：按部位主要有分接开关故障、引线连接部分故障、高低压绕组故障和漏磁环流引起的局部过热。 磁路回路过热故障：按原因和部位可分为铁心故障及零序磁通引起的局部过热。 其他部位的过热故障：有局部油道堵塞致使局部散热不良引起过热，潜油泵、油冷却器故障等。 有关统计数据分析，导致变压器过热故障的各原因比例：一般分接开关接触不良引起的占50%，铁心多点接地和局部短路或漏磁环流占33%，导线过热和接头不良或紧固件松动占14.4%，局部油道堵塞造成局部散热不良的不约占2.6%。压器油质及色谱分析53l放电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，由于能量密度的不同，分高能，火花，局放等不同类型。l高能放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间歇性放电，局放能量密度最低，常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。l电弧放电以线圈匝、层间绝缘击穿多见，其次为引线断裂或分接开关飞弧等故障。这种故障产气急剧，产气量大，尤其是匝、层间绝缘故障，一般无前兆，难以预测，多以突发性事故暴露出来。特征气体为乙炔，氢气，其次是大量的乙烯甲烷。由于发展速度快，来不及溶于油中就释放到气体继电器内。所以油中气体含量往往与故障点位置，油流速度，故障持续时间有关，乙炔一般占总烃20%-70%,氢气占氢烃的30%-90%，大多数情况下，乙烯大于甲烷。l火花放电一般是低能量放电，即一种间歇性放电故障，常发生于不同电位的导体与导体、绝缘体与绝缘体之间以及不固定电位的悬浮体，在电场极不均匀或畸变以及感应电位下，都可能引起火花放电。特征气体也是乙炔和氢气为主，因故障能量小，总烃不高，乙炔在总烃中占25%-90%，乙烯20%以下，氢气占氢烃的30%以上。压器油质及色谱分析54l局部放电是指油-纸绝缘结构中的气隙（泡）和尖端，因绝缘薄弱、电场集中而发生局部或重复性击穿现象。引起局部放电的关键因素有四个：a、导电体和非导电体的尖角毛刺；b、固体绝缘的空穴和缝隙中的空气及油中的微量气泡；c、在高电场下产生悬浮电位的金属物；d、绝缘体表面的灰尘和脏污。局部放电主要依放电能量密度不同而不同，一般烃总量不高，主要成份是氢气其次是甲烷。氢气占氢烃的90%以上，甲烷占总烃90%以上，能量增高也可能出现乙炔，但占总烃之比小于2%，这是区分局部放电和其它放电故障的主要标志。无论何种放电，只要有固体绝缘介入，就会产生一氧化碳和二氧化碳。压器油质及色谱分析55l受潮l当变压器进水受潮，油中水分和含湿杂质容易形成“小桥”，或绝缘中有气隙引起局放，产生氢气，水在电场作用下电解也产生大量氢气。 l即每克铁产生0.6升氢气，使受潮设备中，氢气在氢、烃中含的比例最高。因正常老化也产生少量甲烷，所以受潮设备中也有甲烷，但比例很少。l局放和受潮；特征气体相同，且两种异常易同时产生，从气体特征难以区分，必要时应测局放和微水。压器油质及色谱分析56l导则推荐的注意值有两个方面：l一 特征气体含量l二 产气速率 压器油质及色谱分析57气体气体变压器和电变压器和电抗器气体抗器气体互感器互感器套管套管H2 10 50 150CH4000总烃（总烃（C1+C2） 20 10 300L/L ，C2H2正常金属过热并涉及固体绝缘3C2H25L/L，H2含量高金属过热并有放电4C2H2为主要成分，H2含量高电弧放电5总烃在100L/L左右，CO300L/L固体绝缘过热6C2H210L/L， H2含量高，总烃不高火花放电压器油质及色谱分析65三比值法三比值法 导则推荐改良的三比值法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用三对比值以不同的编码表示压器油质及色谱分析66编码组合故障类型判断故障实例（参考）C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6001低温过热（低于150oC）绝缘导线过热或绕组整体发热，注意CO、CO2的含量以及CO/CO2值20低温过热（150300oC）分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，大型电力变压器低压绕组中并联导线间短路，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等21中温过热（300700oC）0，1，22高温过热（高于700oC）10局部放电高湿度，高含气量引起油中低能量密度的局部放电20，10，1，2低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电20，1，2低能放电兼过热10，10，1，2电弧放电线圈匝间、层间短路、相间闪络、分拉头引线间油隙闪络、引起对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等压器油质及色谱分析67 当故障涉及到固体绝缘时，会引起当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和和CO2的明显增长。的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情根据现有的统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中况下的劣化分解，表现在油中CO和和CO2含量上，一般没含量上，一般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸收的收的CO2、固体绝缘老化及油的长期氧化形成、固体绝缘老化及油的长期氧化形成CO和和CO2的基值过高造成的。开放式变压器溶解空气的饱和量约为的基值过高造成的。开放式变压器溶解空气的饱和量约为10%，因此油中可以含有来自空气中的，因此油中可以含有来自空气中的300L/L的的CO2 。在密封设备里除残留的空气外，也可能因泄漏而进入油中。在密封设备里除残留的空气外，也可能因泄漏而进入油中。这样，油中的这样，油中的CO2浓度将以空气的比率存在。经验证明，浓度将以空气的比率存在。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2 /CO7。当怀。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（疑故障涉及到固体绝缘材料时（200），）， CO2 /CO可可能能3，必要时，应从最后一次的测试结果中减去上一次的，必要时，应从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体绝缘。绝缘。压器油质及色谱分析68l实际上无论哪种油保护方式的变压器，在实际上无论哪种油保护方式的变压器，在投运初期投运初期CO2/CO比值都比较小比值都比较小 l符合正常老化产气规律符合正常老化产气规律 l a.随运行年限增加，油中随运行年限增加，油中CO、CO2含含量均会增加，但产气速率（特别是量均会增加，但产气速率（特别是CO）先快后慢，先快后慢，CO2/CO之比逐渐增大。之比逐渐增大。l b. 变压器的电压等级不同、生产厂家及变压器的电压等级不同、生产厂家及出厂年代不同，在投运之初的出厂年代不同，在投运之初的CO、CO2浓浓度相别很大（有的达度相别很大（有的达5倍以上），运行后倍以上），运行后也因油保护措施及密封情况不同，因此不也因油保护措施及密封情况不同，因此不能用同一浓度进行考核。能用同一浓度进行考核。压器油质及色谱分析69lH2是放电性故障中的主要成分之一，但在过热性故障时也会产生，因此用它区别故障性质，其特征性不很强，但它也可能是一种故障信息。在取油时氢气最容易散逸，加之分析过程中有些仪器对氢的反映不敏感，均会引起氢气测试结果的分散性，利用半透膜的油中氢气探测器，可以避免这些误差。当色谱分析到单独氢的含量相对较高，或发现其与其他气体含量有非同步的增长时，分析是否下列因素所致。例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气；新的不锈钢可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中溶解有氧时，油箱内部某些油漆（醇酸树脂），在不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。因此在气体监测过程中，是有可能作排除故障判断的，在氢气产气率超过注意值时，监视中应考虑到多方面的因素。 压器油质及色谱分析70lO2和和N 2的含量，通常认为在判断时作用不大，在报告中也的含量，通常认为在判断时作用不大，在报告中也不显示。实际它对判断变压器的内部情况是不显示。实际它对判断变压器的内部情况是有作用的有作用的。l 色谱导则说明，一般在油中都溶解有色谱导则说明，一般在油中都溶解有O2和和N 2 ，这是因开，这是因开l放式变压器通过呼吸器直接与空气接触，密封设备因油中残放式变压器通过呼吸器直接与空气接触，密封设备因油中残存或通过泄漏的结果。在变压器油中，反映空气的组成，考存或通过泄漏的结果。在变压器油中，反映空气的组成，考虑到虑到O2和和N 2的不同溶解度，其的不同溶解度，其O2和和N 2的比值有可能接近的比值有可能接近0.5。运行中由于油的氧化或纸的老化，比值可能降低，油温和油运行中由于油的氧化或纸的老化，比值可能降低，油温和油的保护系统也可影响这个比值。但当的保护系统也可影响这个比值。但当O2/N20.3时，一般认时，一般认为是为是氧被极度消耗氧被极度消耗的迹象。当内部存在故障时，随着故障的的迹象。当内部存在故障时，随着故障的严重化，高浓度的故障特征气体还会将油中的部分氧置换出严重化，高浓度的故障特征气体还会将油中的部分氧置换出来加速氧化，因氧气很难通过油来补充，导致油中氧含量进来加速氧化，因氧气很难通过油来补充，导致油中氧含量进一步降低。实践证明，故障持续的时间越长，油中总含气量一步降低。实践证明，故障持续的时间越长，油中总含气量越高，氧的含量就会越低。越高，氧的含量就会越低。 压器油质及色谱分析71l乙炔是放电性故障的特征气体。正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，因此普遍认为，当发现乙炔从无（与仪器最小检知量有关）到有时，就应引起重视，进行跟踪。规程中规定500kV变压器乙炔的注意值为1L/L，是希望及早引起注意的观点。至于在乙炔更小或没有反映的情况下就发生了事故的事例是存在的，色谱监视对此类故障也无能为力。对于产气率也是一样，色谱导则推荐的产气速率是根据IEC提出的。计算乙炔的产气速率，是在于了解放电能量的大小及变化，便于掌握故障发展速度和分析可能产生放电的部位。在变压器的放电性故障中，显示出故障危险程度的乙炔含量，差别是很大的。 压器油质及色谱分析72l准备投运的变压器，应使油中气体含量越小越好l变压器故障检修 l冷却系统的油泵电机故障l有载调压开关的小油箱中油向变压器内渗漏 压器油质及色谱分析73 油中气体分析既是定期试验项目，又是检查性（如瓦斯继电油中气体分析既是定期试验项目，又是检查性（如瓦斯继电器动作或外部短路后等）试验项目，但一旦发现有异常时，很难器动作或外部短路后等）试验项目，但一旦发现有异常时，很难作进一步确诊。为了查明是否存在故障、故障的部位及严重程度，作进一步确诊。为了查明是否存在故障、故障的部位及严重程度，有利于从安全性和经济性考虑，确定处理方法（如是否需要立即有利于从安全性和经济性考虑，确定处理方法（如是否需要立即停运），以便为检修提供更详细可靠的依据，为此就要进行其他停运），以便为检修提供更详细可靠的依据，为此就要进行其他相应项目的试验。预试规程提出了当油中气体分析判断有异常时，相应项目的试验。预试规程提出了当油中气体分析判断有异常时，可提供选择的可提供选择的14个项目。为了查明究竟是哪一种故障，就需要作个项目。为了查明究竟是哪一种故障，就需要作绕组直流电阻、铁芯接地电流、铁芯对地绝缘电阻甚至空载试验绕组直流电阻、铁芯接地电流、铁芯对地绝缘电阻甚至空载试验（有时还要作单相空载试验）、负载试验等。有时为了判明究竟（有时还要作单相空载试验）、负载试验等。有时为了判明究竟是磁路或导电回路中的问题，还作长期的空载运行或短路法的负是磁路或导电回路中的问题，还作长期的空载运行或短路法的负载运行。造成放电性故障的原因有：处于电场集中处的局部放电，载运行。造成放电性故障的原因有：处于电场集中处的局部放电，某些该接地而未接地的金属部件上的悬浮电位放电，变压器受潮某些该接地而未接地的金属部件上的悬浮电位放电，变压器受潮等原因引起围屏或撑条上正在发展中的树枝状放电，以及油流静等原因引起围屏或撑条上正在发展中的树枝状放电，以及油流静电放电等。也可能把潜油泵的故障以及有载分接开关小油箱漏油，电放电等。也可能把潜油泵的故障以及有载分接开关小油箱漏油，误认为内部有放电性故障。为此，根据可能的严重程度，就要进误认为内部有放电性故障。为此，根据可能的严重程度，就要进行局部放电试验，超声波探测局部放电，检查潜油泵以及有载分行局部放电试验，超声波探测局部放电，检查潜油泵以及有载分接小油箱等。这些检查性试验，并非一次全部要作，而是根据追接小油箱等。这些检查性试验，并非一次全部要作，而是根据追踪分析的需要，选择某些项目，可以证实或排除某种故障的可能踪分析的需要，选择某些项目，可以证实或排除某种故障的可能性，达到尽可能确切地查出故障原因及部位的目的。性，达到尽可能确切地查出故障原因及部位的目的。压器油质及色谱分析74l根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括以下内容：l分析气体产生的原因及变化l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；l判断故障的状况，如故障点温度、能量、严重程度以及发展趋势等；l提出相应的处理措施，如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段，是否需要吊罩检修等。若需要加强监视，则应缩短下次试验周期。压器油质及色谱分析75l某220kV变压器放电故障分析 l某35kV变压器过热故障分析 压器油质及色谱分析76