专题-变压器油中溶解气体色谱分析和故障诊断

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4、结语
实践证明，多数情况下，可以依靠色谱分析对设备缺 陷、故障的初步定性，综合评估也要结合色谱分析结 果。色谱分析能够判断出许多高压试验无法发现的缺 陷和潜在故障。 油色谱分析手段的灵敏、便利、和准确，在变压器状 态评估中发挥着关键性的作用，对变压器乃至发电厂、 电网的安全经济运行都能起到良好的监督作用。

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应用三比值法对故障类型的判断
编码组合
C2H2/ C2H4 CH4/H2 0 2 2 0 0，1，2 1 2 0 C2H4/C2H6 1 0 1 故障类型判断 低温过热（低于150℃） 故障实例（参考）
0，1 2
2
0，1，2
0，1，2
1
0，1
0，1，2
绝 缘 导 线 过 热 ， 注 意 CO 和 CO2的含量以及CO2/CO值 低温过热（150～300℃） 分接开关接触不良，引起夹 中温过热（300～700℃） 件螺丝松动或接头焊接不良， 涡流引起铜过热，铁芯漏磁， 高温过热（高于700℃） 局部短路，层间绝缘不良， 铁芯多点接地 高湿度，高含气量引起油中 局部放电 低能量密度的局部放电 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 低能放电兼过热 之间的油中火花放电或悬浮 电位之间的火花放电 线圈匝间、层间短路，相间 闪络、分接头引线间油隙闪 络、引起对箱壳放电、线圈 电弧放电 熔断、分接开关飞弧、因环 9 路电流引起对其他接地体放 电等

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2、故障诊断方法

特征气体

首先要看看特征气体的含量。若H2、C2H2或总烃有一 项或几项大于规程规定阈值（如下表），应根据特征 气体含量作大致判断。
变压器（电抗器）油中溶解气体含量的注意 （μL/L） 设备 气体组分 含量 330kv及以上 220kv及以下 150 150 总烃 变压器（电 1 5 乙炔 抗器） 150 150 氢

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产气速率
主要方法： （1）绝对产气速率，即每运行日产生某种气体平均值 （2）相对产气速率，即每运行月（或折算到月）某种气 体含量增加原有值的百分数的平均值 当某一项或几项气体的产气速率超过注意值时，则怀 疑设备存在故障，应结合不同故障类型产生的特征气 体进行分析。 对总烃起始含量很低的设备，不宜采用此判据。 对怀疑气体含量有缓慢增长趋势的设备，使用在线监 测仪随时监视设备的气体增长情况是有益的，以便监 视故障发展趋势。

不同故障情况产生的主要和次要气体组分 故障类型 主要气体组份 CH4,C2H4 油过热 CH4,C2H4,CO,CO2 油和纸过热 H2,CH4,CO 油纸绝缘中局部放电 H2,C2H2 油中火花放电 H2,C2H2 油中电弧 H2,C2H2,CO,CO2 油和纸中电弧 次要气体组分 H2,C2H6 H2,C2H6 C2H2,C2H6,CO2 CH4,C2H4,C2H6 CH4,C2H4,C2H6
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过热性故障的产气组分：热性故障(以中、高过热为主) 主要是以烃类气体中的C2H4为主，还有CH4和C2H6， 而且随着温度的升高，C2H4所占比例增加并占主要成 分，通常生成C2H4的温度是500℃。因此，总烃中烷 烃和烯烃过量而炔烃很少或无，则是过热的特征。 放电性故障的产气组分：对电弧放电和火花放电而言， 放电能量较高，温度较高(一般在800℃~1200℃)，所 以电弧放电和火花放电的产气主要是C2H2；局部放电 能量较低，产气主要是H2、CH4。
变压器油中溶解气体分析 和故障诊断
华北电力科学研究院有限责任公司 2011年2月
1、故障类型

过热性故障
按温度高低分为：低温过热(150℃以下)、中低温过热 (150℃～300℃)、中温过热(300℃～700℃)和高温过 热(700℃以上) 150℃以下的低温过热通常是由应急性过负荷造成绝 缘导线过热引起的 150℃以上的中低温、中温、高温过热的表现形式是 局部过热现象，主要发生的部位是在分接开关触头 间接触不良、铁心存在两点或多点接地、载流裸电 导体的连接或焊接不良、铁心片间短路、铁心被异 物短路、紧固件松动、漏磁环流集中部位、冷却油 道阻塞部位等。 按过热部位分为：裸金属过热和固体绝缘过热两类

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3、故障诊断步骤

出厂前的设备
对新出厂和新投运的变压器和电抗器要求为：出厂试 验前后的两次试验结果，以及投运前后的两次分析结 果不应有明显区别。此外，气体含量应符合国标要求。 注意积累数据。当根据试验结果怀疑有故障时，应结 合其他检查性试验进行综合判断。

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运行中的设备
（1）将试验结果的几项主要指标与油中溶解气体含量注意 值作比较，同时与产气速率注意值作比较。短期内各种气 体含量迅速增加，但尚未超过注意值，也可判断内部有异 常状况；有的设备因某种原因使气体含量基值较高，超过 注意值，但增长率低于表9产气速率的注意值，仍可认为 是正常设备。 （2）当认为设备内部存在故障时，可用上述方法对故障类 型进行初步判断。 （3）在气体继电器内出现气体的情况下，应将继电器内气 样的分析结果按国标要求进行判断。 （4）根据上述结果以及其他检查性试验的结果，并结合该 设备的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障 的性质及部位。 （5）根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短试 验周期、加强监视、限制负荷，近期安排内部检查，立即 停止运行，吊罩检查，返厂检修等）。
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无论是过热性故障还是放电性故障，只要有固体绝缘 介入(故障部位有纸质绝缘材料包缚)都会产生CO和 CO2，裸金属部位过热和放电所产生的CO和CO2很少 甚至没有。所以如果CO和CO2没有出现大幅增长，则 可排除固体绝缘异常的可能。 如果发现CO和CO2增长较快，不能简单认为存在固体 绝缘缺陷，应具体分析。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CO和CO2的含量上， 一般没有严格的界限，规律也不明显。经验证明，当 怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO>7。当 怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（高于200℃），可能 CO2/CO<3，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 否涉及到了固体绝缘。 变压器内部受潮，主要产气成分为H2；如果因受潮发 生了局部放电，也会产生CH4。

综合判断




除了以上几种方法，还可以结合其他一些方法和手段 辅助诊断，例如比值O2/N2可以给出氧被消耗的情况； 比值C2H2/H2可以给出有载调压污染的情况；在气体 继电器中聚集有游离气体时，通过判断游离气体与溶 解气体是否处于平衡状态，进而可以判断故障的持续 时间和气泡上升的距离。 查阅资料了解设备的结构设计特点。 核对设备的运行检修历史，例如历史缺陷和消缺情况、 遭受短路冲击情况、大小修情况、负荷变化情况等等。 有条件可开展其他试验，例如，如测量绕组直流电阻、 变压器空载特性试验、绝缘测量、局部放电试验、测 量铁心接地电流、辅助设备检查和理化微水分析。 根据以上所有方法和资料的结果，进行综合判断。

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放电性故障
电弧放电：多发生在线圈匝间、层间和段间的绝缘击 穿、引线断裂、对地闪络、分接开关飞弧等部位。电 弧放电属于较严重的放电现象，这种放电现象大多非 常突然，表现剧烈，多引起气体继电器的动作发跳闸 信号。 火花放电：多出现在引线及导线连接处、引线接触(包 括开关弧触头)不良处、悬浮导体对地间、铁心接地不 良处等裸金属部位。火花放电属于中等放电现象。这 种放电主要特点是间歇性放电，在较长时间内不断发 生，会频繁引起气体继电器的产气报警。 局部放电：多发生在油中气泡、气隙，绝缘件的夹层、 空穴处，悬浮金属导体周围、强电场中导电体和接地 处金属部件尖角部位、强电场中受潮的绝缘体内。局 部放电的主要特点是低能量、低密度，外部表现不明 显，但作用时间长，H2、CH4等特征气体会持续增长， 因此通过油色谱分析可以有效地诊断局部放电故障。源自7三比值法
所谓IEC三比值法实际上是罗杰斯比值法的一种改进 方法。通过计算C2H2／C2H4、CH4／H2和C2H4／ C2H6的值，构成三对比值，对应不同的编码，分别对 应经统计得出的不同故障类型。 应注意的问题： （1）若油中各种气体含量正常，其比值没有意义。 （2）只有油中气体各成分含量足够高(通常超过阈值)， 气体成分浓度应不小于分析方法灵敏度极限值的10倍， 且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一 步用三比值法分析其故障性质。