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变压器绝缘油中溶解气体分析方法变压器是电力系统中不可缺少的重要设备之一，其主要作用是能将输送的电压级别进行升高或降低，从而确保电力系统的正常运行。
而变压器的绝缘系统则是其正常运转的关键之一。
绝缘油作为变压器绝缘系统的一个重要组成部分，起到了对电器的绝缘、冷却和灭弧等重要作用。
在使用过程中，变压器绝缘油中溶解的气体会对变压器绝缘系统的安全运行产生影响，因此，变压器绝缘油中溶解气体分析方法的研究备受关注。
变压器绝缘油中溶解气体的来源变压器绝缘油中溶解气体主要来源于变压器绝缘系统中的电介质的分解、老化和部分细微的微气泡。
变压器绝缘油的化学成分主要包括烃类、芳香族类和杂环类等多种有机物，以及二氧化碳、一氧化碳、氢气、甲烷、乙烷等气体。
其中，二氧化碳和一氧化碳是最主要的两种气体，占据了变压器绝缘油中气体的主要成分。
溶解气体对变压器绝缘油的影响变压器绝缘油中溶解的气体如果超过一定的浓度，就会对变压器绝缘系统产生影响。
变压器绝缘油中气体的主要影响包括以下几个方面：1. 影响电气性能当变压器绝缘油中二氧化碳、一氧化碳等气体的浓度超过规定范围时，会影响变压器绝缘油的电介质性能，使其导电性、介电常数等性能指标降低，从而导致电器故障。
2. 引起变压器内部局部放电变压器绝缘油中气体超标不仅会降低其绝缘能力，还会引发内部放电现象，进而使变压器的局部放电故障加剧。
3. 削弱绝缘油的灭弧性能气体的存在使绝缘油中的气泡增多，从而削弱绝缘油的灭弧性能，从而使得电气设备发生内部断路或短路导致事故。
变压器绝缘油中溶解气体的分析方法为了及时发现和解决变压器绝缘油中气体超标问题，需要采用一些分析方法来监测绝缘油中的溶解气体。
变压器绝缘油中气体的分析方法根据检测手段的不同，可分为物理分析法和化学分析法两类。
1. 物理分析法物理分析法的依据是溶解气体在液体中的分压平衡，通过测定变压器绝缘油的溶解气体的分压值，来判断其中气体的浓度。
常用的物理分析方法主要有：•直接测量法：采用直接测压的方法，通过测定变压器绝缘油中气体的压力或体积，推算出其中溶解气体的浓度。
变压器油中溶解气体分析和判断导则编写：审核：批准：变压器油中溶解气体分析和判断导则Guidetotheanalysisandthediagnosisofgasesdissolvedintransformeroil1范围本导则推荐了利用气相色谱法分析溶解气体和游离气体的浓度，以判断充油电气设备运行状况的方法以及建议应进一步采取的措施。
本导则适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为绝缘材料的电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器和油纸套管等。
2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB7597—87电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB／T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法DL／T596—1996电力设备预防性试验规程IEC567—1992从充油电气设备取气样和油样及分析游离气体和溶解气体的导则IEC60599—1999运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则3定义本导则采用下列定义。
3.1特征气体characteristicgases对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)。
3.2总烃totalhydrocarbon烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。
3.3游离气体freegases非溶解于油中的气体。
4产气原理4.1绝缘油的分解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CH3*、CH2*和CH*化学基团，并由C—C键键合在一起。
由电或热故障的结果可以使某些C—H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、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物(X-蜡)。
绝缘油溶解气体含量试验中存在的问题与讨论摘要：当前，电力系统正向着大容量、高电压方向发展，人们越来越重视输变电设备运行的安全性和可靠性。
绝缘油作为大多数电气设备的重要电介质，其性能直接影响到电气设备乃至电力系统的运行质量。
当前，绝缘油溶解气体含量试验已经成为检测油浸式输变电设备绝缘程度的重要方式。
采取气相色谱检测技术分析油浸式输变电设备油内混合气体的构成及含量，可判断设备的故障情况。
关键词：绝缘油；溶解气体；色谱分析对大型电力变压器来说导致其出现故障的因素来源诸多，从出厂制造到使用过程经历了各种环节，电抗器及其他设备也难以避免出现各种故障，对电网运行的可靠性造成不良影响。
为提高变压器、电抗器以及其他设备的安全性，为电网系统稳定运行提供保障，各种监测方法应运而生，其中绝缘油气相色谱法是当前用于充油电气设备故障判断的主要方式，对充油电气设备故障情况及类型可有效辨别。
一、油色谱分析技术的介绍当前，电力系统中，对电气设备绝缘故障进行检测已经普遍应用绝缘油溶解气体色谱分析技术。
绝缘油受到电与热的影响，能够分解成一氧化碳、二氧化碳、氢和烃类气体，气体产率和气体构成与设备内部故障的程度以及类别紧密相关。
现阶段，利用这种关联性对充油设备进行监测，鉴别充油设备故障情况，是电力系统主要应用的监测手段，对电网安全、稳定运行有重要意义。
通过色谱分析结果判断充油设备和变压器是否存在故障，在不断实践应用过程中积累了一定的经验，相比于其他测试项目而言，这种检测方式效果更加理想。
二、油色谱的相关故障原因（一）过热性故障分析第一，导电回路中攻丝开关接触不良，引线接触不良或者存在焊接问题，导致出现短路、涡电流与电势差。
第二，磁路中存在铁心接地点过多、铁心短路、主磁与一些部位相通引发涡电流加热[1]。
（二）放电性故障分析第一，集中电场的部位发生局部放电，一些需要接地的金属部件实际上并未接地，出现悬浮电位放电，变压器处于潮湿环境中导致撑条或者围屏发生放电，且为树枝状进行，同时还包括油流静电放电问题[2]。
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention.（安全管理）单位：___________________姓名：___________________日期：___________________变压器油中溶解气体的分析与故障判断(标准版)变压器油中溶解气体的分析与故障判断(标准版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。
显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。
随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。
变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。
当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。
1、变压器油中的气体类别气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。
矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2)、氧气(O2)、氮气(N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(CO)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(CO2)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。
油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)，油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿)，油裂解产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。
油中溶解气体分析方法油中溶解气体分析是一种重要的分析方法，可以用来检测油品中所含的气体成分。
油中溶解气体的类型和含量对油品的品质和性能有着重要的影响，因此准确分析油中溶解气体成分对于油品的质量控制和产品开发具有重要意义。
本文将介绍油中溶解气体分析的原理、方法和应用。
一、油中溶解气体的类型和影响油中溶解气体主要包括氧气、氮气、二氧化碳、一氧化碳、水蒸气等成分。
这些气体的存在形式可以是溶解态、反应态或微量常存在的气体形态。
这些气体的存在对油品的质量和性能会产生一系列的不良影响，如氧气可以引起油的氧化反应，导致油品变质；水蒸气可以降低油的绝缘性能和润滑性能；一氧化碳是一种有毒气体，会对人体健康产生威胁等。
因此，准确分析油中溶解气体的类型和含量对于油品的质量控制非常重要。
二、油中溶解气体分析的原理常用的油中溶解气体分析原理主要有两种，即通过物理吸附法和化学分析法。
1.物理吸附法物理吸附法是通过吸附剂与油中溶解气体发生吸附反应，从而实现对油中溶解气体的分离和分析。
常用的吸附剂有活性炭、分子筛等。
物理吸附法的原理是基于吸附剂与气体之间的物理作用力，例如范德华力等。
该方法的优点是简单、快速、可靠性高，但是对气体分子大小和极性有一定的选择性。
2.化学分析法化学分析法是通过化学反应实现对油中溶解气体的分离和分析。
常用的化学分析法有气相色谱法、液相色谱法、红外光谱法等。
化学分析法的原理是基于油中溶解气体与化学试剂之间的化学反应，通过反应生成物的检测实现对溶解气体的分析。
三、油中溶解气体分析的方法根据具体的需要和要求，油中溶解气体的分析方法可以选择物理吸附法、化学分析法或二者的组合。
下面分别介绍几种常用的溶解气体分析方法：1.物理吸附法物理吸附法常用的方法有活性炭吸附法、分子筛吸附法等。
在实验中，可以将油样加入吸附剂中，利用吸附剂与油中溶解气体发生吸附反应，将气体分离出来，从而通过气相色谱仪等设备进行分析。
2.气相色谱法气相色谱法是一种常用的化学分析法，可以用于对油中溶解气体的分析。
LOW CARBON WORLD 2017/11低碳技术絶缘油中溶鮮气体分析及其故障判断研究谭积东(广西送变电建设有限责任公司，广西南宁530031)【摘要】作为电力系统的重要组成部分，电力设备的安全性直接影响到电力系统的安全运行，关系到用户的正常生活。
为了提高电力设备的安 全性，保证电力系统的安全运行,可利用绝缘油中溶解气体分析技术对设备进行故障诊断。
本文介绍了绝缘油中溶解气体的成分及分析原理，分析了变压器内部故障类型与油中气体含量关系，阐述了应用油中的溶解气体分析的故障诊断及变压器故障诊断步骤。
【关键词】绝缘油；溶解气体；分析原理;故障诊断【中图分类号】TM406 【文献标识码】A【文章编号】2095-2066( 2017 )31-0043-02…_>JL> _»_*.1刖目电力设备的故障分析及诊断工作对能源行业的发展具有 十分重要的现实意义，目前通过分析绝缘油中溶解气体成分 可实现对故障设备的迅速诊断，以保障电力系统的安全、可靠 运行。
绝缘油被广泛应用于电力设备中，绝缘油的性能对电力 设备的正常运行具有重要影响，通过分析绝缘油中溶解气体 成分可以迅速诊断电力设备存在的问题。
2绝缘油中溶解气体的成分当变压器使用时间逐渐增长后，不可避免的会出现一些 故障，其内部故障的先兆是油中某些能降低变压器中油闪点 的可燃性气体，这些气体是变压器早期出现故障的原因。
变压 器的运行过程，其纤维绝缘材料及油会被氧气、水分及一些金 属材料催化进而分解、老化，虽然分解、老化过程产生气体的速度十分缓慢，但这些气体大部分都能溶于油中。
同时，一旦 变压器内部条件满足故障发生环境或者已经发生了故障，纤 维绝缘材料及油的分解、老化产生气体的速度及量都会发生 明显的变化。
由于大部分故障出现初期缺陷时会有迹象，可通 过分析绝缘油中溶解气体检测和分析变压器，诊断故障。
变压器中的绝缘材料分解过程可产生20多种气体，其中 有可燃气体，也包括不可燃气体，这些气体的性质具有其各自 的特性，也代表了不同的分解反应。
绝缘油色谱分析及故障诊断探讨冯然摘要：目前，电力企业大多使用油浸式变压器，绝缘纸作为绝缘材料，当设备内部发生故障时就会产生一些可燃气体，而油对这些气体有一定的溶解能力，因此我们通过分析油中各种气体的含量可以判断变压器是否存在故障，以及故障类型及发展趋势。
关键词：绝缘油色谱；故障诊断；探讨前言绝缘油气相色谱分析技术是检测变压器潜伏性故障的有效手段，本文介绍了绝缘油气相色谱技术在故障分析中的应用，以提高工作效率，确保电力企业的高效率运行，促进电力企业更为长远的发展。
1绝缘油色谱异常原因1.1绝缘中存在局部放电主变压器绝缘结构具有一些缺陷，如果外施电压达到一定强度，绝缘结构会发生放电现象，这种现象只在绝缘结构局部发生，即所谓的绝缘结构局部放电。
这种放电现象，并不能立即对主变压器造成巨大损害，相反，它是对主变压器绝缘结构的一种缓慢侵蚀，当这种侵蚀达到一定程度时，就会产生质变，使主变压器烧毁[1]。
1.2导电部件局部过热主变压器内部有许多金属部件，这些金属部件接触不良会严重影响主变压器散热，即通常所称电阻异常型过热时间。
导电部件局部过热，会增加导电回路尾部电阻，损耗与电阻之间属正比关系，接触电阻与接触压力成反比关系，金属部件之间的接触电阻增大会使接触压力减少，从而增大接触部位的发热量，产生高温，如果这种高温状态一直持续，达到一定程度，往往会使主变压器烧毁。
1.3潜油泵故障潜油泵的主要作用是强迫变压器内的油进行冷热交替循环，潜油泵的油流主要通过油流继电器进行监视。
潜油泵用在强油循环变压器，油流继电器对潜油泵工作情况进行监视，强油循环冷却是大型变压器大多采用的冷却方式，潜油泵出现故障，变压器内油就不能完成有效循环，影响散热，造成过热故障，影响变压器主绝缘寿命。
2油中溶解气体分析和故障诊断2.1特征气体法变压器油大多采用矿物绝缘油，其主要成分是碳氢化合物，由于放电或过热可以使某些C－H键和C－C键断裂，断裂后这些自由基会重新结合形成氢气和低分子烃类气体，根据释放的能量不同产生的气体不同，乙烯一般在500℃下生成，乙炔一般在800℃－1200℃的下生成，因此，变压器在不同故障时放热能量不同产生气体也不同，我们可以通过特征气体的含量来判断变压器的故障类型。
绝缘油中溶解气体分析与故障判断
【摘要】通过变压器投运前绝缘油气相色谱分析以及电流互感器色谱试验结果的异常，结合跟踪检测及设备历年状况，利用特征气体法、三比值法及产气速率等相关分析来判断故障性质及危害，并提出了分析意见和防范措施的建议。
【关键词】真空滤油机；电流互感器;色谱分析;局部放电;原因;危害;结论
前言：
在电气试验中，通过气相色谱法测定绝缘油中溶解气体的组分含量，能尽早的发现充油电气设备内部存在的潜伏性过热、放电等故障，是监督与保障设备安全运行的一个重要手段。
这一检测技术可以在设备不停电的情况下进行，而且不受外界因素的影响，可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测，确保设备安全可靠运行。
本文将利用两个故障实例，一是电气设备投运前及真空过滤后油中仍然存在的故障气体的现象进行分析。
二是针对电流互感器局部放电的故障进行诊断并提出处理措施及意见。
1、故障实例1：
目前，油浸变压器大多采用油纸组合绝缘，当变压器内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热分解产生烃类气体。
但是对于出厂和投运前的变压器气体含量按照国标导则规定乙炔含量应为0；氢气＜10μL/L；总烃＜20μL/L；然而在2006年6月9日110kV工业园变电所1#主变投运前色谱分析数据为：
以上数据可以看出油中氢气含量超过电力行业电力设备预防性试验规程注意值＜10μ
L/L的规定，应进行真空滤油处理，合格后方可投入运行。
于是我们决定在2006年6月17日对110kV工业园变电所1#主变投运前的变压器油进行滤油处理；处理后分析数据如下：
通过监测和分析发现，绝缘油在真空过滤后甲烷、乙烯、乙炔及总烃含量大幅上升，为什么会出现这样的一组不正常的数据呢？于是我们又在滤油机中采样分析，数据如下：
故障判断：
从上面这两组数据可以看出变压器油经过真空滤油并没有将故障气体过滤掉，反而有增无减；那么原因何在呢？由于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，在正常的情况下变压器油中很少或没有这种低分子烃类气体，只有在油过热裂解时而才会产生。
设备没有投入运行所以不可能发生过热及放电，在排除了油本身不合格和设备正常地的原因外，通过我们多次测试分析很可能是由于真空滤油机处理时因电加热或泵压系统使油局部过热发生分解，由高分子量变成低分子量，从而产生氢气、乙炔和甲烷等气体。
真空滤油脱气脱水实质是一个在负压状态下的蒸发过程，在变压器油加热过滤时要求滤油机出口的温度控制在60～65℃，油首先进入具有较低真空度下的脱气区域中进行脱气，消除可能因油中水分或者气体过多产生的泡沫。
之后，再进入高真空度下的脱气区域中再次脱气，将油中的水分及低分子烃类气体从油中蒸发分离出来。
于是在这种情况下我们对工作现场进行了解，原来由于滤油机功率大，负荷重在工作状态时突然发生了两次停电，油在过滤加热过程中突然停电而使加热器内存在死油区，绝缘油随着故障点的温度升高，造成了局部过热导致油的裂解生成低分子烃类气体。
因而为此，我们更换了滤油机并保证了供电的可靠性，再次对110kV工业园变电所1#主变进行了48小时真空滤油处理，分析结果如下：
从上表数据中证实了我们的判断，由于真空滤油机不正确的工作状态导致了此次故障的发生。
2、故障实例2：
2004年2月18日，我油务班对220kV托克逊变电所110kV托吐II线CT进行周期色谱分析时发现A、B、C三相氢气超标。
此设备是南京电瓷厂生产的型号为LBB-110NB的电流互感器，1993年11月投入运行，截止2004年已运行10年之久。
于是我们便在同年8月2日进行了跟踪分析，其分析结果如下表：
2005年1月18日运行人员在巡视设备时发现110kV托吐II线CT A、B两相油位突然升高，于是当日我们便对此设备取样进行了色谱分析，试验数据如下表：
3、故障分析判断：
（一）利用故障特征气体分析判断
由于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，依据设备故障能量的大小和不同，不同的故障类型绝缘油裂解产生的主要特征气体和次要特征气体组分也不同。
（1） 110kV托吐II线CT A相:
C2H2/C2H4 1.68/3.95=0.42；
CH4/ H2 502.96/20419.2=0.025；
C2H4/C2H6 3.95/140.25=0.028
计算出编码为110；可判断为高能量密度的局部放电。
（2） 110kV托吐II线CT B相:
C2H2/C2H4 0.14/6.07=0.02；
CH4/ H2 244.12/3575.08=0.07；
C2H4/C2H6 6.07/13.81=0.43；
计算出编码为010；可判断为低能量密度的局部放电。
4、故障产生原因分析：
综上所述，根据故障特征气体判断以及三比值法气体分析及导则推荐，设备内部可能存在局部放电故障，为高能量密度的局部放电。
电流互感器金属膨胀器的金属波纹已经被顶起，说明产气速率很高，油中溶解气体已达到饱和状态。
电流互感器是少油设备，由于产气和油膨胀均使设备内部压力剧增，很可能会导致电流互感器的爆炸事故。
需要立即处理，对故障CT进行更换。
停运更换后从电流互感器金属膨胀器顶部收集到故障气体约4L，对收集的气体进行色谱分析，数据与油中溶解气体含量相近。
为了清楚的了解故障发生的原因，我们邀请了电力科学院专家一同对故障进行了分析判断。
对设备解体检查，未发现—次引线紧固螺母松动；抽头紧固螺母松动；末屏接地螺母松动等导致过热的因素和设备进水受潮迹象。
由于绝缘结构和工艺上的种种因素，局部放电可能发生在固体或液体、绝缘内部的空腔之中。
经过分析判断电流互感器局部放电故障可能是由于下述原因所造成：（一）材料方面原因
(1)金属导线表面不光滑、有毛刺，这些不仅会造成局部放电，而且还会损坏匝间绝缘，造成匝间绝缘短路。
(2)设备内部绝缘材料表面不光滑，内部有杂质，严重的含有金属粉尘等都容易引起局部放电。
（二）设备运行原因
设备运行年限久，制造质量不良会使电流互感器绝缘包绕松紧不均，绝缘纸间有皱格，表面不光滑，弯曲容易造成放电故障，而导致设备局部放电。
（三）结构方面的原因
由于电流互感器在设计制造中绝缘结构不合理，从而造成绝缘内部电场分布不均匀，这些部位的电场强度低于绝缘介质的起始放电的电压水平，则这些部位就容易发生局部放电。
设备更换后的试验数据如下：
设备更换后根据部颁导则规定，试验数据均未超过注意值，设备投入运行。
5、防范措施：
（1）由于制造工艺不良、真空处理不彻底等缺陷会使设备在运行中发生局部放电故障，所以投运初期的3-5年内，坚持对设备进行油中气体分析、介损测量，是可以及早发现检测出这类设备缺陷。
（2）电流互感器因属少油设备，密封较好，油面空间不直接向大气呼吸，所以气体损失较小。
如果设备内部产气量大会引起爆炸事故，即使能量不高的产气源也应该予以注意，所以应加强日常设备运行监督。
（3）在产品选择、投运前的检测、定期或跟踪分析、渗漏处理、真空注油等方面都应提出更细致的要求。
尽可能地提高电流互感器局部放电的起始和熄灭电压，使其在最高工作电压下的局部放电量尽可能地小，以延长电流互感器正常使用寿命。
（4）对运行时间久的电流互感器应进行统计重点排查，有超标迹象的应缩短检测周期，所以当首次色谱分析发现微小的异常时，都应能够引起足够的重视。
6、结论
通过实践可以证明，利用色谱法进行绝缘油中的溶解气体含量分析，对于早期预报与判断故障性质、部位、严重程度以及采取处理措施都具有重要作用。
当然，仅仅根据油中溶解气体分析结果的绝对值是很难对设备故障的严重性作出正确判断。
必须考察故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率，应在实测中还要结合其它试验方法和历年色谱数据分析结果进行比较，才能更加确切地判断故障指导生产，保证电网的安全可靠运行。
参考文献：
1、《电力用油、气质量、试验方法及监督管理标准汇编》
电力行业电厂化学标准化技术委员会编中国电力出版社
2、《电力设备异常运行及事故处理.》
中国水利水电出版社.1998。
