一起变压器油色谱组分超标数据分析和处理

变压器油中总烃含量超标分析与处理发布时间：2021-12-31T08:00:15.280Z 来源：《电力设备》2021年第11期作者：周景艺[导读] 采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010年5月正式并网发电。

（国家能源集团贵州电力有限公司红枫水力发电厂贵州清镇 551400）摘要：该文主要针对变压器油中总烃含量超标这一现象，对造成该现象的原因进行了阐述与分析，通过采取相应的处理措施，对比处理后取得的效果，供今后类似故障处理参考。

关键词：主变压器、总烃、超注意值、主变大修、分析处理1.概述岩寨水电站位于贵州省台江县境内清水江一级支流巴拉河上，电站装机容量为25MW，共装有两台12.5MW混流式机组，设计多年平均发电量为1.0亿kW.h，采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010年5月正式并网发电。

岩寨电站主变压器型号为S10-31500/110为110kV三相双绕组铜芯油浸式无励磁调压升压变压器，额定容量31.5MV A，额定电压（121±2×2.5%）/10.5kV，变压器为户外使用高压侧经油套管与110kV母线连接，低压侧经油套管通过10.5kV母线接至发电机。

2.故障情况主变压器自2010年投运以来已经连续运行9年，该台主变于2014年经油色谱测试发现总烃值达到216.51uL/L，至2019年4月总烃值已达到408.65 uL/L，早已超GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》所规定的总烃含量150uL/L的注意值。

3.变压器油中总烃含量超标情况原因分析岩寨电站主变2014-2019年，选取每年两次同一时间段取样结果分析，油中溶解气体检验数据如下（判断标准GB/T 7252-2001）。

气体含量单位:μL/L（表1）通过数据观察，2014年9月，主变绝缘油色谱数据显示，总烃含量216μL/L，已超过规程规定的注意值150μL/L，且至2019年逐年呈上升趋势，根据此情况展开分析。

一起220kV变压器油色谱异常原因分析摘要：本文就一起220kV变压器在运行中油色谱异常状况进行分析，提出各种可能导致异常的各种原因。

为确定故障原因，进行了吊罩检查，发现油色谱异常是由磁屏蔽与箱体接触不良引起，并提出改进措施意见，具有一定的工程参考价值。

关键词：变压器、绝缘油、色谱分析1 引言变压器内的绝缘油与固体绝缘等有机材料在热和电的作用下会缓慢产生少量的低分子烃类气体、CO和CO2 等气体。

变压器内部出现故障时，某些特殊组分气体含量剧增，产生的气体大部分溶于油中，对油中气体进行色谱分析有利于发现变压器内部的早期故障。

油中气体的组成和含量与故障的类型及严重程度有密切的关系。

因此准确掌握油中各种溶解气体的来源和分析方法，可以尽早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时掌握故障的发展情况，及时采取处理措施。

2 异常发现某220kV＃1主变型号为SFS10-180000/220，额定容量为180000kV A，额定电压为220kV，接线方式YN,ynO,d11，制造厂为常州变压器厂，出厂日期2008年2月，投入运行是2008年6月2日，油重47吨。

#1主变投运1个月内油色谱分析数据显示总烃持续升高，1个月后检查发现出现乙炔成分，随后跟踪检查油色谱分析试验数据显示乙炔含量保持稳定，总烃呈缓慢上升趋势但增量不大。

在2013年2月的例行油色谱分析试验发现总烃增长趋势明显加大，已经超过标准规定注意值。

该情况立即引起相关部门重视，并加强油色谱跟踪。

为了查找变压器故障原因，2013年3月4～6日安排潮乡变#1主变C级检修，3月11～13日又对#2主变进行了C级检修。

通常，#1主变正常运行时#1主变负荷在50000～70000kV A，在3月11～13日#2主变停电检修期间由#1主变承担变电所全部负荷约100000kV A左右，待#2主变恢复运行后#1主变有保持原有供电负荷。

3月12日油色谱分析显示数据基本稳定，但在3月27日油色谱分析发现总烃及乙炔含量都有较大幅度增长。

变压器油色谱数据异常分析及处理1.前言变压器是变电站中最重要的电气设备之一，其安全稳定运行直接影响了变电站的运行及用户用电的可靠性。

绝缘油作为变压器的“血液”，它的性能指标能够直接反映出变压器的设备状态。

变压器油色谱试验作为变压器一项重要检测项目，能够在不停电的状态下对设备进行取样分析，及时发现设备故障隐患。

本文通过巡检发现一起110kV主变油色谱数据异常情况，采用特征气体法及三比值法[1]进行异常数据分析，查找并排除了设备故障，保证了电网的安全稳定运行。

2.背景2022年3月8日上午，对110kV某变电站2台主变进行主变取油工作，经油色谱试验分析发现2号主变油色谱数据异常，其中氢气，乙炔，总烃含量均超过Q/GDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》[2]注意值要求。

3月8日下午，再次取样进行复试，发现试验数据仍不满足规程要求。

两次试验数据如下。

可以看出，2号主变两次取样试验数据氢气、乙炔、总烃含量均超过规程注意值要求。

1.异常数据分析3.1历年试验数据对比。

根据规程要求，110kV主变压器油色谱试验周期为一年，该站2号主变2021年、2020年试验数据如下。

可以看出2020年、2021年检测数据均满足试验规程要求。

现对异常试验数据进行分析。

3.2异常数据分析（1）特征气体法。

变压器绝缘介质包括绝缘油及绝缘纸。

绝缘油主要由碳氢化合物组成，而绝缘纸的主要成分是纤维素。

正常运行时，在电和热的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的氢气和低分子烃类气体以及CO和CO2等气体。

特征气体就是指对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2。

当设备发生故障时，除生成一定量的特征气体外，还可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。

以3月8日下午检测异常数据进行分析，主要特征气体为CH4、C2H4，次要特征气体为H2、C2H6，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[3]特征气体判断方法，属于油过热故障，且由于C2H4含量较为明显，认为故障点温度较高。

一起变压器油色谱试验数据异常的故障分析诊断摘要本文介绍了某供电局近期发现的一起变压器油色谱试验数据异常案例，根据分析其油中溶解气体的组分和含量的变化，结合设备运行状况、停电预试数据、同厂家同类型设备历史相似故障案例等手段加以辅助分析，对变压器内部存在的潜伏性故障基本做出判断。

关键词变压器油色谱故障分析过热性故障1 引言电力变压器是电力系统中最重要的设备，其运行状态的好坏直接关系到电力系统安全稳定运行，因此及时准确地监测出变压器早期潜伏性故障是很有价值的。

分析油中溶解气体的组分和含量是监视变压器安全运行的最有效的措施之一，可及时发现变压器内部存在的潜伏性故障。

此法最大的优点在于无需停用变压器，而且在变压器发生故障的初期就可以查明发展中的内部故障。

同时，行业内已经积累了丰富的故障诊断经验，使得目前的故障诊断准确率达90%以上。

某供电局近期发现一起变压器油色谱试验数据异常案例，根据分析其油中溶解气体的组分和含量的变化，结合设备运行状况、停电预试数据、同厂家同类型设备历史相似故障案例等手段加以辅助分析，便可以对变压器内部存在的潜伏性故障基本做出判断。

2 历史相似故障案例2015年，某变电站A主变发生一起油中总烃超标的设备故障，油色谱试验数据显示，油中气体成分主要为甲烷和乙烯含量高导致总烃超标，并伴有少量乙炔的产生。

通过三比值法计算得出三比值编码为“022”。

停电试验数据合格，未发现异常。

变压器返厂后，厂家对主变进行直流电阻、绝缘、工频耐压、感应耐压（局放)、1.1倍长时空载、1.1过电流长时负载、试验前后油样色谱分析等检查性试验，均未见异常。

为了查找其故障点，厂家对主变进行吊罩检查。

第一步对主变铁芯对地绝缘进行检查，排除铁芯多点接地可能；第二步对铁芯级间绝缘进行了检查，排除了铁芯级间短路引起过热性故障的可能；第三步对铁芯夹持件及紧固件进行了检查，经检查发现高压线圈A相与B相上方铁芯夹件夹紧螺栓与夹件之间出现经微烧蚀痕迹，检查发现有三只螺栓出现烧灼痕迹，低压侧铁芯夹件及夹件两端头均无此现象。

电厂变压器油色谱异常的分析及处理关键词：变压器；色谱分析；故障诊断对变压器油进行色谱分析，检测变压器油中溶解气体的成分、特征气体含量、变化趋势，可以判断变压器内部是否存在故障及潜伏性故障。

油色谱分析技术的灵敏性、便利性和准确性，在变压器状态评估中发挥着关键性的作用。

1变压器油色谱分析技术概述通过对于变压器内部的油脂进行分析，我们发现其构成为不同分子量的碳氢化合物混合构成。

在运行的过程中由于变压器温度较高的原因，这些多分子化合物会因为高温分解成氢气和烃类气体。

这些气体普遍具有可燃性。

当变压器出现运行故障时，常常会出现发热的情况，高热量使得绝缘油产生包裹了上述气体的气泡，经过对流等运动溶于油脂中。

而这些气体的含量和形成从侧面可以反映出变压器的故障情况，因此油色谱分析技术就是通过对于绝缘油内的溶解物进行分析来判别变压器出现故障的类型和原因。

具体流程为:首先对于变压器内部气体进行脱气处理，得到绝缘油内部溶解的气体。

随后通过气相色谱仪，经由氮气等惰性载气引入色谱柱进行分析，最后检测各个气体的成分含量得到检测结果。

气相色谱仪的结构包含了：用于测量氢气和氧气的热导检测器、测量烃类的氢焰离子化检测器以及负责转化一氧化碳和二氧化碳的镍触媒转换器。

1.1变压器油色谱(GDA)在线监测系统的构成GDA系统主要是通过对于绝缘油进行取样，随后经过油气分离来取得内部气体，最后对气体进行测量后得到检测结果的方式来判断变压器故障情况。

对于最终的检测数据则通过DSP技术进行分析，通过分析后可以得到关于变压器故障的相关诊断结果，以此来实现在线监测的技术手段。

由于是在线监测系统，那么对于样本的采集和数据传输则是整个系统的核心环节，二者都能够对于最终的分析诊断结果造成直接的影响。

因此在设计在线监测系统是提高对于采集功能和传输功能的建设。

通常采集系统依赖于半导体传感器进行数据收集，传感器的材料通常为固体电解质材料。

2变压器故障诊断方法根据相关的规范我们得知，220KV及其一下的变压器规格，其绝缘油中的烃类气体总量或者氢气含量不得超出150uL/L，或者内部乙炔气体溶解量不得高于5uL/L。

变压器色谱超标缺陷的分析查找及处理毛猛(秦皇岛发电有限责任公司，河北秦皇岛066003)应用科技睛要】变压器色谱试验发现故障非常灵敏，但不能确定故障部位。

本文针对秦皇岛发电有限责任公司≠≠4主变压器色谱数值超标的缺陷，对如何确定变压器缺陷部位的试验方法及缺陷部位的处理方法进行了阐溉’饫键阗】变压器；龟谱；缺陷；分析处理1问题的提出增长较侠。

变压器是发电厂的主要设备，如果发生事故，损失将非常巨大，直接和间接的经济损失无法估量。

为了保证变压器能够安全稳定运行，对变压器应采取有效的手段进行运行中的在线跟踪检查是必不可：》的。

运行中对变压器的监测手段有如下几种：红外测温：油色谱化验：铁心电流监测。

其中：红外测温比较容易发现外部缺陷，而油色谱分析对发现内部故障非常灵敏。

该公司长年坚持上述各种监测手段，时刻监视着变压器的安全。

以该公司4号主变为例，2005年历次色谱分析数据如表1：表l4号主变2005年色谱数据日期6月“日9月30日12月8日氢(1乇)9．311．19．8一氧化碳(∞)337．6385．74l O．2甲脘(c H‘)14．1i9．221．3二氧化碳(c0：)鞠∞．23152．92436．4乙烯fc．且)7．814，81下．1乙炷f c：R)3．60．35．7乙墩(c岛)O O O总烃(c1+c2)25．53T．444．O散水m g／L8．37．82．O报告表明变压器运行正常。

下面是2006年3月31日一季度色谱分析数据，见表2表24号主变2006年3月31日色谱数据日期2006年3月31日氯(}l：)38．4一氧化碳(co)560．1甲烷(rI t‘)59．1二氧化谬(c0；)26鹎．8乙烯fc：l I．)72．6乙烷(c：l I‘)14．1乙炔(c：№)O总烃(c1+c2)145．7微水-z／L5．7色谱分析发现油中总烃上升明显，达145．7u U L(注意值为150u L／L)，已接近饺压器油中溶解气体分析和判断导贝哆(以下简称导则)注施由于油中总烃含量明显上升，于是缩短了检测周期，由原来的每季度一次缩短为每天一次。

一起220kV主变压器绝缘油化验结果异常原因分析及处理发表时间：2019-07-09T11:52:38.980Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：肖刚[导读] 摘要：某电厂220kV#1主变在2015年03月16日定期绝缘油色谱化验后，发现绝缘油中总烃超标，且有C2H2产生。

（华能东方电厂海南省东方市 572600）摘要：某电厂220kV#1主变在2015年03月16日定期绝缘油色谱化验后，发现绝缘油中总烃超标，且有C2H2产生。

经过近8个月检查、油色谱化验数据分析及跟踪，确认是由于变压器内部接触不良，导致过热，致使绝缘油劣化分解产生烃类气体。

经过对变压器吊罩全面检查，发现变压器高压侧B相无载分接开关动、静触头间存在接触不良情况。

文章通过综合分析，阐述了该异常检查、分析、综合处理过程，结合检查处理效果，总结相关经验，为解决同类问题提供借鉴，同时也防止高负荷或“保电”期间机组“非停”事故发生。

关键词：无载分接开关动静触头；接触不良；总烃超标；原因分析1、引言某燃煤电厂220kV#1主变在2015年03月16日（机组进入迎峰度夏“保电”期）定期绝缘油色谱化验结果不合格（总烃超标，且含有C2H2），连续多天取油样化验总烃军超标，C2H2等烃类气体含量无大变化。

通过红外测量、油泵运行状态跟踪、化验数据分析等，判断油化验异常是由于变压器内部无载分接开关动静触头接触不良导致过热分解劣化绝缘油造成。

在电力系统中变压器出现绝缘油异常问题情况很多，文章通过检查跟踪、数据分析判断、故障处理，对同类异常情况提供分析、判断的经验，能有效避免由于误判断造成重要时段变压器停运产生的经济损失乃至停电事故。

2、设备概述某燃煤电厂220kV#1主变型号：SFP10-420000/220，2009年06月30日投运。

该变压器从投运至2015年03月16日，定期检修、电气预防性试验及绝缘油化验结果均符合 “DL-T 596-1996 电力设备预防性试验规程”要求。

2901 设备情况某水力发电厂2号主变压器，型号S F 9-45000/110W2，容量45MVA，出厂日期2010年3月，出厂序号27A003，投运年份2011年。

制造厂家：特变电工新疆变压器厂。

该变压器2021年5月色谱分析检查发现，总烃值为100，有升高趋势，但未超过注意值150。

2021年6月色谱分析总烃为176.5，已超过注意值150。

后续连续跟踪色谱分析。

色谱分析结果见表1。

2 故障初步分析该变压器在投运之后的9年间，正常开展变压器油色谱分析，检测结果一直正常。

自2021年开始出现总烃超过注意值的情况，分析可能内部有过热或放电故障点，促使绝缘材料过热碳化，释放出烃类气体和二氧化碳、一氧化碳等。

而且总烃的数值一直在250上下，没有大的变化，故障点还没有恶化。

该电厂经过研判，应尽早安排变压器大修检查。

提前做好了2022年的2号主变停电大修计划。

3 故障检查处理3.1 修前试验数据2022年4月1日开始2号主变大修。

修前对变压器进行了电气预试，试验数据显示：高压线圈C相线圈直流电阻稍高于其他两相。

见表2。

一台110kV变压器油色谱试验总烃超标及大修处理过程张新 杨振源 新疆新能发展有限责任公司托海水力发电厂 新疆 伊犁 835100摘要：本文介绍了一台110kV变压器色谱分析报告中连续多次显示总烃异常，分析可能是内部有放电或过热情况的故障，后安排变压器停运检修，大修进行吊罩检查，发现C相套管内高压引线端部有绝缘破损烧黑现象，绝缘材料破损放电过热炭化，产生的烃类气体增高，溶解在变压器油中，致使该变压器色谱分析总烃异常升高的结果，经过放电端部绝缘问题处理，投运后色谱分析正常。

本文对变压器制造厂家参考，有助于提高设备制造工艺质量，同时对变压器用户单位引以为戒，提高运行管理水平，防止类似的故障事件再次发生。

关键词：变压器 色谱 总烃 升高 处理表1 2号主变变压器油色谱分析统计（修前） μL/L采样日期氢气甲烷乙烷乙烯乙炔总烃一氧化碳二氧化碳氧气氮气2021.5.188.32727.0897.55365.9940.328100.96452.383880.363002021.6.432.38373.932 6.40495.9040.381176.521166.102936.026002021.6.2849.22291.3937.34796.6580.506195.904275.5121546.34002021.7.2751.949112.55517.468117.8350.827248.585488.8032345.705002021.8.2047.407110.96918.276122.060.808252.133543.3483163.067002021.9.2336.894108.57318.45119.1110.683246.817554.9942755.795002021.12.927.65101.4717.89108.680.52246.875618.192849.95002022.2.2529.97121.7920.76126.320.6269.47732.662769.36002022.4.227.64106.7616.9111.030.49235.18654.532515.57表2 2号主变修前线圈直流电阻值试验数据分接器位置高压线圈低压线圈误差，%A0B0C0误差%abbcca 测定值算至75℃测定值算至75℃测定值算至75℃测定值算至75℃测定值算至75℃测定值算至75℃17.1358.6337.1218.6167.1188.6120.22576.5697.5577.0698.1581703.00.73452913.2 吊箱及检查处理过程4月4日变压器吊罩检查，先是发现高压套管C相顶部将军帽内壁有烧灼过热痕迹，随着变压器附件拆解完毕，将油箱吊开，变压器铁芯及线圈整体各部完好，但发现C相高压引线导电头根部有一段绝缘材料烧黑松脱，随后拆除烧黑的绝缘材料，对接头处铜缆表层清理打磨，对C相接头根部进行重新处理包扎，采用皱纹绝缘纸和白布带包扎紧密，同时对引线导电头铜管根部边缘进行倒角打磨处理，降低导电体锐角毛刺尖端放电的可能性。

变压器油色谱分析异常与解决对策1、变压器油中氢气含量超标、二次污染实例我公司#1高压厂用公用变压器〔以下简称#1高公变〕于2005年10月1日并网运行，在运行中，根据预防性试验规程对各变压器进展了油色谱跟踪分析，发现#1高公变的氢气值出现过含量超过注意值： H 2≤150μL/ L ，详细测量数值见表一：总烃total hydrocarbons指所有的碳氢化合物。

对环境空气造成污染的主要是常温下为气态及常温下为液态但具有较大挥发性的烃类。

空气中烃浓度高，对人的中枢神经系统有麻醉和抑制作用。

大气中的烃类与氮氧化物经一系列光化学反响会形成光化学烟雾，对人体产生危害。

甲烷在大多数光化学反响中呈惰性。

中国大气污染物综合排放标准明确规定了非甲烷烃的最高允许排放浓度、最高允许排放速率和无组织排放限值。

对#1高公变进展热油循环后的色谱分析中，虽然氢气含量到达标准但在油中又检测到痕量乙炔，见表二再次热油循环后氢气、乙炔均在标准之内。

2、#1高公变油中氢气超标及二次污染原因分析当变压器油中氢气含量超过注意时，人们根据多年的运行经历及文献[1]中指出：〔1〕当变压器出现局部过热时，随着温度的升高，氢气〔H2〕和总烃气体明显增加，但乙炔〔C2H2〕含量极少。

〔2〕变压器内部出现放电故障也会出现氢气〔H2〕。

局部放电〔能量密度一般很低〕，产生的特征气体主要是氢气氢气〔H2〕，其次是甲烷〔CH4〕,并有少量乙炔〔C2H2〕，但总烃值并不高；火花放电〔是一种间歇性放电，其能量密度一般比局部放电高些，属低能量放电〕时，乙炔〔C2H2〕明显增加，气体主要成分时氢气〔H2〕、乙炔〔C2H2〕；电弧放电〔高能放电〕时，氢气〔H2〕大量产生，乙炔〔C2H2〕亦显著增多，其次是大量的乙烯、甲烷和乙烷。

对于文献[1]中的阐述具有很强的理论性，变压器油是由烷烃、环烷烃和芳香烃等组成[3]的构造复杂的液态烃类混合物。

当变压器内发生放电现象，油中的烷烃、环烷烃和芳香烃等烃类混合物发生分解，不同能量的放电产生的特征气体并伴有其他气体产生，根据产生的特征气体可以判断变压器内部发生的详细故障。

一起220kV变压器油色谱数据异常分析及处理摘要：介绍了220kV变压器绝缘油中气体含量异常的分析及处理过程。

结合高压试验、油化验、检修等专业对故障的原因及位置进行了验证分析判断。

确认变压器套管端部锁母与导电杆连接不良，是导致变压器油色谱数据异常的直接原因。

经更换该变压器全部套管头部锁母后恢复运行，色谱跟踪测试未发现异常。

关键词：变压器；色谱分析；三比值法1.引言油浸式电力变压器发生故障前，会在内部产生多种气体，而绝缘油色谱分析法可以根据油中溶解气体含量来判断变压器的潜伏性故障，特别是对过热性、电弧性和绝缘破坏性故障等，不管故障发生在变压器的什么部位，都能很好地反映出来[1]。

所以按周期对变压器绝缘油进行色谱分析，可及时发现变压器内部的潜伏性故障，对确保设备安全可靠运行具有重要意义。

2.故障的发现与分析某站1号变压器型号SSZ11-180000/220，额定电压220±8×1.25%/115/37kV，额定电流472.4/903.7/1404 A，2015年9月出厂，2016年5月投运。

该变压器套管采用FGRBW型玻璃钢电容式变压器套管，2013年12月出厂。

1号变压器于2016年5月25日投运后，进行色谱跟踪分析，发现从2016年6月13日开始油中气体含量不断增加，8月4日乙炔（C2H2）含量达14.7μL/L已超过注意值5μL/L[2]，在9月底达到了27μL/L，为注意值的5倍。

色谱分析数据见表1。

为排除有载调压开关油室的油向变压器的本体油箱渗漏的情况，也对主变有载油进行了色谱分析，未见异常。

表1:1号变压器绝缘油色谱分析数据（单位：μL/L）从表1色谱分析数据可看出氢气（H2）的绝对值逐渐增大但未超过注意值150μL/L[2]，乙炔（C2H2）的绝对值不断增大且远远超过注意值5μL/L[2]，而且是构成总烃的主要成分，可初步判断该主变内部存在放电故障（已排除有载油内渗的可能）。