专题-变压器油中溶解气体色谱分析和故障诊断

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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。

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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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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。
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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。

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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。

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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。

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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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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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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。
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

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