变压器油中溶解气体的分析与诊断.ppt

1、变压器油中溶解变压器油中溶解气体的分析与诊断气体的分析与诊断多年来，应用GC法测DGA含量，并结合电气、化学试验，综合判断变压器潜伏性故障，充分显示了其独特的优点，为及时发现变压器等充油电气设备的隐患，确保其安全经济运行做出了贡献。下面就DGA-GC法分析、诊断充油电气设备内部故障的标准和进展的新动向做一些浅析。1 1.国内外有关标准概况国内外有关标准概况2.2.分析和诊断原理分析和诊断原理3.3.油中溶解气体的气相色谱分析油中溶解气体的气相色谱分析4.4.电气设备的潜伏性故障诊断电气设备的潜伏性故障诊断主主 要要 内内 容容 一、国外标准一、国外标准 二、二、国内标准国内标准 1 1.国内外

2、有关标准概况国内外有关标准概况 本导则、方法制订始于世纪80年代初，分别于86、87、89年颁布。综合了IEC60599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和IEC60567电器设备取气样和油样及分析自由气体和溶解气体的导则中的有关内容，并结合国内从60年代已开始测试和判断的经验。现有国标GB/T 17623-1998已非等效（等同）采用了IEC 60567-1992内容。本导则虽也非等效（等同）IEC60599-1999，但由于历史原因和应用习惯，在导则中仍然保留了有关测试方法的内容。在试验分析方面，上述两个国标基本是一致的，只是对某些要求表述略有差异。GB/T17623更

3、适合于试验操作人员参考，GB/T7252应着重于“判断”。当然，作为技术管理人员，对色谱分析和判断技术作较全面的了解，还是很有必要的。IEC 60567-1992IEC 60567-1992电器设备取气样电器设备取气样和油样及分析自由气体和溶解气体和油样及分析自由气体和溶解气体的导则的导则（正在修订）（正在修订）IEC 60599-1999IEC 60599-1999运行中矿物油浸运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则的解释导则（最近又提出修订）（最近又提出修订）一、国外标准一、国外标准国外标准的特点国外标准的特点 直接用几种气体的比值进行故障类型

4、判断直接用几种气体的比值进行故障类型判断 给出了不同类型设备的典型故障类型给出了不同类型设备的典型故障类型 给出了不同类型设备油中各特征气体浓度的典型值给出了不同类型设备油中各特征气体浓度的典型值 给出了电力变压器油中产气速率的典型值给出了电力变压器油中产气速率的典型值 新导则的启示新导则的启示 基于基于DGA开展以来所得的大量数据及经验，开展以来所得的大量数据及经验，IEC60599新导则对过去存在的新导则对过去存在的“缺码缺码”、规定、规定过死等不足之处已有了明显的改进，在处理报过死等不足之处已有了明显的改进，在处理报警值、产气速率等方面也更加符合实际情况中警值、产气速率等方面也更加符合实

5、际情况中的多样性，因此以过去的大量事例来的验证结的多样性，因此以过去的大量事例来的验证结果表明其正判率比原果表明其正判率比原IEC599等有显著的提高。等有显著的提高。DGA诊断过程的建议如图GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱分析法GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 722-2000DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则二、国内标准二、国内标准2.分析和诊断原理 1.分析依据-绝缘油和纸（纸板）的产气原理 化学过程：1).绝缘油的分解 2).固体绝缘材料的分解 3).绝缘材料裂解的标志-CO的增加 物理过程：传

6、质过程 2.诊断依据 1).气体累计性 2).产气速率 3).气体组分特征性 4).故障类型与溶解气体组分的关系1.分 析 原 理-绝缘油和纸（纸板）的产气原理化学过程：1).绝缘油的分解 2).固体绝缘材料的分解 3).绝缘材料裂解的标志-CO的增加物理过程：传质过程 1).气泡的运动；2).气体分子的扩散，溶解与交换；3).气体从油中析出与向外逸散过程。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的CH化学基团并由C-C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100，油不会产生烃类气体。变压器油甚至在150下，油面可

7、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）。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。2).固体绝缘材料的分解 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

8、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。3).绝缘材料裂解的标志-CO的增加CO和CO2和O2之间可以存在CO2CO+O2的关系。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

9、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。2.诊断依据1).气体累计性2).产气速率 3).气体组分特征性4).故障类型与溶解气体组分的关系故障产生的大部分气体会溶于油中。随着故障的持续，气体在油中不断积累，直至饱和甚至析出气泡。气体累计程度成为故障存在和发展的一个依据。1).气体累计性正常情况下，产气速率很慢，当设备内部存在故障时，产气速率会加快，因此产气速率成为故障存在和发展的另一个依据。2).产气速率3).不同故障时产生的不同特征气体一般规律是：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。导则中附录C表示了各组分气体的分压与温

10、度的关系。在该系统中不同气体的平衡压力见表一。表一H2，CH4，C2H4，C2H2，C2H6系统中的平衡压力（K）P（N/m2）H2CH4C2H4C2H2C2H45001.81039.81041.110-73.910-181.710-110009.21048.31035.510-21.310-41.510-115001.01054.81024.410-11.37.010-320001.01059.61011.11.210+21.110-34).故障类型与溶解气体组分的关系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

11、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。过热性故障：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%。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%。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。放电性故障放

12、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。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

13、烯大于甲烷。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。局放产气的特征；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%，可依次区分局放和其它放电故障。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。受潮当变压器进水受潮，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。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

14、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。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。取样 脱气方法油中气体的色谱分析结果计算精密度 3.3.油中溶解气体的气相油中溶解气体的气相 色谱分析色谱分析（根据（根据IEC60567IEC60567、GB/T17623GB/T17623）一、取样1、取样要求1）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）中的气体2）从固定的取样阀门处取样3）取样时需放完整个取样管路中不循环的“死油”4）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。如：对试验以后的

15、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。5）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。2.在取样及保存的全过程中，应避免受到干扰：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。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。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。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

16、卡涩。样品需密封和避光保存。3.每个样品需贴上标签，标签应按导则中附录A的格式填写。容器器壁不透气或吸附气体;器内无死角,不残存气泡;严密性好,取样时能完全隔绝空气,取样后不向外跑气或吸入空气;设计上能自由补偿由于油样随温度热胀冷缩造成的体积变化,使器内不产生负压空腔而析出气泡.一般100mL全玻璃注射器.选用时应通过严密性检查.方法是用注射器取含氢油样,放置一周后,其含氢量损失不大于5%的合格.取样容器二、脱气方法常规方法：溶解平衡法（顶空取气法）机械振荡法 真空法变径活塞泵全脱气法仲裁方法：水银真空泵法（托普勒泵法）评价真空脱气装置的脱气效率,既要看其理论脱气率是否可满足对溶解系数大的气体

17、组分脱气程度的要求,也要看其实际脱气率是否与理论脱气率一致.三、油中气体的色谱分析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；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。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。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。取5ml玻璃注射器用氮气冲洗12次，抽取5.0ml的氮气，缓慢注入装有40ml油的100ml注

18、射器内。将加好气100ml注射器放入恒温定时震荡器内，预热恒温后，震荡20min，静止10min。转移平衡气：将100ml注射器取出后，立即将其中的平衡气通过双针头转移到一支5ml的注射器内，在室温下放置2min，准确读出体积（精确至0.1ml)，以备分析用。震荡脱气法在操作上又可分为一次提取法和二次提取法。一次提取法的准确度与Ki值的准确度关系密切，如果气体组 分Ki值没有可靠的数据引用，可采用不用Ki值的二次提取法。震荡脱气操作对于油中气体，气体组分的分配系数就是气体组分在给定温度和压力下的溶解系数。溶解系数通常以体积浓度表示时又称为奥斯瓦尔特系数。奥斯瓦尔特系数是指在特定温度（一般为20

19、或50）和特定分压（101.3kPa)下，气液平衡时单位体积液体内部溶解的气体体积数。奥斯瓦尔特系数与气体组分的性质有关，即不同的组分有各自不同的Ki值，其次它与温度存在函数关系，即温度对系数的影响有规律性，但不同气体组分的规律性不同。另外，油的化学组成与密度对系数也有一定的影响。分配系数与溶解系数恒温震荡仪或变径活塞泵自动全脱气装置气相色谱仪:含TCD、氢焰检测器、镍触媒转化器；检测灵敏度应能满足油中溶解气体最小检测浓度的要求。仪器气路流程：双柱并联双气路流程：柱1用GDX-502，由进样口1测定烃类气体，柱2用TDX-01（或活性炭），由进样口2测定H2、CO、CO2等。需二次进样。双柱串

20、联切换流程：由13X分子筛和PorapakN柱串联，利用六通阀自动切换。双柱并联分流流程：柱系统由活性炭和GDX502并联。该流程不用切换阀而实现一次进样分析。仪器设备采用外标定量法。用1ml玻璃注射器抽取已知浓度的混合标气0.5ml或1ml进样标定。进标样操作应尽量排除各种疏忽与干扰,两次标定的重复性应在其平均值的正负2%内.标定应在仪器运行工况稳定且相同的条件下进行。每开一次机做分析就应标定一次,如果仪器稳定性较差,或操作条件突然发生变化,还应增加标定次数。至少重复操作两次，取其平均值。仪器的标定常用的是热导及氢火焰检测器。灵敏度：单位量的物质通过检测器时所产生信号的大小。敏感度：又称检测

21、极限，指对检测器恰好产生 二倍噪声信号时，单位时间或单位体积引入检测器的最小物质质量。它只与检测器性能有关。最小检测量：使检测器恰好产生大于2倍噪声的色谱峰高的进样量。它与检测器性能有关，还与色谱峰的区域宽度成正比。最小检测浓度：最小检测量和进样量的比值。与检测器性能及色谱峰宽度有关外，还与色谱柱允许的进样量有关。气相色谱仪的检测器常用的固定相有分子筛、硅胶、炭类吸附剂和高分子多孔小球等。分子筛：常用的有5A和13X。5A分子筛主要用于分析H2、O2、N2。13X分子筛可用于分析CH4、O2、N2、CO。活性炭：用于分离H2、O2、CO、CO2等气体。使用前在200下活化5小时。炭分子筛：如T

22、DX01、TDX02。用于分离H2、O2、CO、CO2等气体。TDX碳分子筛在使用前应在180下通氮气活化4小时，以除去吸附的杂质。高分子多孔小球：如GDX502、GDX104或国外的PorapakN.PorapakQ等.使用前在高于使用柱温20下通载气活化34小时，在使用中不能超过最高使用温度250。色谱固定相气源:常用的载气有H2、N2、Ar等，常用的辅助气是空气、氢气。所有气源在进色谱仪前应加装气体净化器，以除去可能含有的水分等杂质。气路控制部件：包括减压阀、温压阀、稳流阀、流量计转化炉：将CO、CO2转化为CH4，以便用氢焰检测器测定。电气控制部件：包括电源、温控器、热导控制器、微电流

23、放大器等。色谱工作站色谱仪其它配置设备做到“三快”、“三防”。“三快”：进针要快、准；推针要快；取针要快“三防”：防漏出样气；包括注射器要进行严密性检查；进样口硅胶垫勤更换；防止针头堵塞等。防样气失真；包括使用定量卡，减少注射器“死体积”影响，用样气冲洗注射器，用同一只注射器进标样及样品气体等。防操作条件变化。进样操作注意事项GB/T17623-98规定的最小检测灵敏度气体出厂、交接试验运行试验20下的浓度，L/L氢25烃类0.11CO525CO21050四、精密度同一试验室的两个平行试验结果的重复性要求：GB/T7252-2002规定为：a.C2H25l/l时，相差不应大于0.5l/l，其它

24、气体10l/l时，相差不应大于1l/l；b.气体含量10l/l时，不应大于平均值的10%。GB/T17623-1998规定为：a.气体浓度10l/l时，应小于平均值的10%；b.气体浓度10l/l时，应小于平均值的15%与该组分的最小检测浓度2倍之和。不同试验室间平行试验结果的再现性要求：GB/T7252规定：结果相差不应大于平均值的30%。GB/T17623规定：气体浓度10l/l时，相对偏差小于15%；b.气体浓度10l/l时，相对偏差小于30%。油中气体组分浓度表示方法常用的有两种:体积浓度,单位l/L;摩尔浓度,单位mol/L。ppm为非法定单位，不宜采用。由于温度、压力的变化对油中气

25、体浓度有一定影响，一般应标明温度和压力的状态，统一规定的状态是20，101.3kPa。当油中气体的体积浓度不是规定状态时，应通过气体定律和油的热膨胀系数换算到规定状态。（公式）油中溶解气体组分浓度表示方法样品气和油样体积的校正（公式）油中溶解气体各组分浓度的计算（公式）结果计算4.4.电电气气设设备备的的潜潜伏伏性性故故障障诊诊断断 （根据（根据IEC60599IEC60599、GB/T7252 GB/T7252、DL/T722 DL/T722）v有关注意值的规定v故障识别v外界因素对油中气体分析判断的影响v气体继电器集气后游离气体与油中气体的平衡判据v故障进一步诊断的途径（一）有关注意值的规

26、定导则推荐的注意值有两个方面：一 特征气体含量二 产气速率 1.有关注意值的规定有关注意值的规定*(1)运行中设备内部油中气体含量注意值（见表运行中设备内部油中气体含量注意值（见表1）（2）产气率的注意值）产气率的注意值 绝对产气率（注意值见表绝对产气率（注意值见表2）相对产气速率：表示某一设备已含有一定的气体初始浓度，经过一定的运行时间后，计算出每月（或折算为日）某种气体含量的增值占该气体初始值的平均百分数值。可按下式计算：式中：相对产气速率，%/月；第二次取样测得油中某气体浓度，；第一次取样测得油中某气体浓度，；二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内

27、部状况，总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备，不宜采用此判据。(3)如何对待注意值 注意值是表示当达到这一水平值时应引起注意的一个信号，也是对设备正常或有怀疑的一个粗略的筛选。这是因为油中溶解气体的来源很多，仅仅根据气体浓度的绝对值对设备下“正常”或“故障”的结论是很不全面的。应尽量防止故障设备的遗漏或盲目停运，造成人力、财务的损失。一般对超过“注意值”的设备应怀疑设备有异常，注意监视气体的增长情况，并查找气体来源。气体含量虽然低于“注意值”，但是产气率高，也应怀疑设备有异常。新色谱导则参考IEC60599增加了不同气体组分产气速率的注意值。对于产气速率超过“注意

28、值”的设备，一方面应继续考察产气速率的增长趋势，另一方面应分析该设备运行的历史状况、负荷情况、附属设备运转情况，查找气体来源。特别指出的是，目前国内变压器油中气体如H2、CO、CO2产气速率的分布规律经验还不多，至少应认识到，不同气体组分的产气率注意值并不能反映变压器内部是否存在故障的同等效应，故障类型和严重程度仍然应按特征气体综合判断。如运行中氢气的单独增长，不能认为一定是能被查找到的故障所致。CO、CO2产气率还与变压器投入运行的年限有关。IEC推荐当相对产气速率10%/月时为严重故障。相对产气速率比较直观，使用方便，但它只是一个比较粗略的衡量手段，没有考虑到油量的影响。在设备运行的初期，

29、气体含量的基值较低，相对产气速率计算值就比较大，随着基值的增大，如果产气源稳定，相对增量就会减少。也就是说，油量少或气体浓度基值较低的设备，反映比较敏感；对于大油量设备，同样的故障，相对产气量就要小得多。但由于这个判据使用比较方便，仍可作为大型变压器或气体浓度基值很高的设备的辅助判据。特征气体法三比值法关于CO和CO2判据 关于H2的产气率O2/N2比值的变化 关于放电特征气体C2H 2 （二）故障识别绝缘油的分解 固体绝缘材料的分解 在油纸绝缘系统中，不同故障类型产 生的主要特征气体和次要特征气体 充油电气设备的故障分类(1)特征气体法绝缘油的分解绝缘油故障下热解的反应速度基于化学热力学与动

30、力学原理。影响反应速度的因素有三个：温度、浓度和催化剂，温度是关键因素。油：电或热故障使C-C或C-H键断裂。碳链的断裂低分子烃类 C_CCC 键能的升级：所产生的烃类气体不饱和度随裂解能量密度的增加而增加，裂解次序：烷烯炔炭渣。变压器在故障下产生的热解气体在其内部有一个传质过程，包括气泡的运动、气体分子的扩散、溶解与交换及气体从油中析出与逸散。固体绝缘材料的分解 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

31、始被脱除，有去H2反应。部分氢气与油中氧化合或水，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。在油纸绝缘系统中，不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表3。过热故障 原因及部位可归纳为三 种：接点与接触不良；磁路故障；导体故障电故障 一般也可归纳为三种：高能量放电、低能量放电、局部放电充油电气设备的故障分类过热故障：单独油裂解产生的气体包括乙烯和甲烷，少量的氢和乙烷；如故障温度不高，则氢、甲烷、乙烷较多；假如故障严重，或包括电场的作用效应，也会生成痕量的乙炔。主要气体是乙烯，其数量

32、可占总可燃气的60%以上。用总可燃气体（包括H2、CO和总烃）含量的增长判断故障，在国外使用较多，反映涉及固体绝缘的过热性故障较明显。固体绝缘过热会生成大量的一氧化碳和二氧化碳，过热纤维素逐步碳化的结果，则对油作用温度升高，会生成碳氢化合物，如乙烯、甲烷。在总可燃气体中主要气体是一氧化碳，其数量可占总可燃气的90%以上。电故障：低能量放电产生氢、甲烷和少量的乙烯和乙炔。当涉及到固体纤维素绝缘时也可产生一氧化碳和少量二氧化碳。主要气体是氢气，其数量可占总可燃气的85%以上。在高能量的电弧放电时产生大量的氢气和乙炔，以及相当数量的甲烷和乙烯，假如故障涉及到固体绝缘，可生成一氧化碳和二氧化碳，纸和油

33、可能被碳化。主要气体是乙炔，其数量可占总可燃气的30%，同时有相当数量的氢气。（2）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，编码规则和故障类型判断方法见表4、表5。（3 3）关于关于COCO和和COCO2 2判据判据 色谱导则有关说明色谱导则有关说明 实际上无论哪种油保护方式的变压器，在投运初实际上无论哪种油保护方式的变压器，在投运初期期COCO2 2/CO/CO比值都比较小比值都比较小 符合正常老化产气规律符合正常老化产气规律 a.a.随运行年限增加，油中随运行年限增加，油中COCO、CO

34、CO2 2含量均会增含量均会增加，但产气速率（特别是加，但产气速率（特别是COCO）先快后慢，）先快后慢，COCO2 2/CO/CO之之比逐渐增大。比逐渐增大。b.b.变压器的电压等级不同、生产厂家及出厂年变压器的电压等级不同、生产厂家及出厂年代不同，在投运之初的代不同，在投运之初的COCO、COCO2 2浓度相别很大（有的浓度相别很大（有的达达5 5倍以上），运行后也因油保护措施及密封情况不倍以上），运行后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。同，因此不能用同一浓度进行考核。色谱导则有关说明：当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝

35、缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2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收的CO2、固体绝缘老化及油的长期氧化形成CO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10%，因此油中可以含有来自空气中的300L/L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。这样，油中的CO2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CO2/CO7。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（200），CO2/CO可能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

36、缘。实际上无论哪种油保护方式的变压器，在投运初期CO2/CO比值都比较小。根据一些地区的统计结果认为：变压器投运2-3年后，如CO2/CO2（隔膜式）或3（开放式）则应引起注意。正常情况下，随着运行年数的增加，绝缘材料老化，使CO2的含量逐渐增长，且CO2较易溶解于油中；另一方面在存在过热点的情况下，只要过热的温度不是很高（不超过200），CO的增长量也不比CO2的增长量大，且CO在油中的溶解度小，易逸散。因此，一般情况下，变压器中CO2/CO比值是随着运行年限的增长而逐渐变大的。一氧化碳和二氧化碳的产生速率还与固体材料的含水量有关。温度一定，含水量越高，分解出的二氧化碳就越多；反之，分解出的

37、一氧化碳就越多。因而，固体材料含水量不同时，CO2/CO值也有差异。这也是一些密封性能较好的新投运变压器CO2/CO值较小的原因。因此，在判断固体材料热分解时，应结合一氧化碳和二氧化碳与投运时间相关的绝对值、CO2/CO比值，在运行期间的产气率与同类变压器相比的上升规律（产气速率不一定超过导则规定的注意值）是否正常，以及绝缘的湿度情况，进行判断。正常老化产气规律：a.随运行年限增加，油中CO、CO2含量均会增加，但产气速率（特别是CO）先快后慢，CO2/CO之比逐渐增大。b.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CO、CO2浓度相别很大（有的达5倍以上），运行后也因油保护措

38、施及密封情况不同，因此不能用同一浓度进行考核。(4)关于H2的产气率H2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

39、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。较新研究证明，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。（5 5）O O2 2/N/N2 2比值的变化比值的变化 O O2 2和和N N 2 2的的含含量量，通通常常认认为为在在判判断断时时作作用用不不大大，在在报报告告中中也不显示。实际它对判断变压器的内部情况是也不显示。实际它对判断变压器的内部情况是有作用的有作用的。色谱

40、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O O2 2和和N N 2 2，这是因开，这是因开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O O2 2和和N N 2 2的不同溶解度，其的不同溶解度，其O O2 2和和N N 2 2的比值有可能接近的比值有可能接近0.50.5。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

41、的保护系统也可影响这个比值。但当O O2 2/N/N2 20.30.3时，一般认为时，一般认为是是氧被极度消耗氧被极度消耗的迹象。当内部存在故障时，随着故障的严的迹象。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来重化，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，导致油中氧含量进一加速氧化，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，油中总含气量越步降低。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。高，氧的含量就会越低。乙炔是放电性故障的特征气体。正常运行的变压器，

42、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。不同C2H2含量反映的放电性故障情况 围屏爬电故障 油流引起的静电放电 其他放电故障*（6 6）关于放电

43、特征气体关于放电特征气体C2H2（三）油中气体分析判断应排除外界因素影响v准备投运的变压器，应使油中气体含量越小越好v变压器故障检修 v冷却系统的油泵电机故障v有载调压开关的小油箱中油向变压器内渗漏*（四）气体继电器集气后游离气体与油中气体的平衡判据 平衡判据是根据气液溶解平衡原理提出，比较方法是取气体继电器集气后游离气体和油中溶解气体分别进行分析，根据分配定律公式CiL=KiCig，求出平衡条件下的理论值。v判断方法：如果理论值与实测值接近，可试为达到平衡状态，说明设备存在发展缓慢的故障；如果理论值与实测值相差大，切气相气体浓度明显高与油中气体浓度，说明设备存在较严重的故障。（1）能量较低的

44、故障（如低温热点、局部放电等），气体释放缓慢，所生成的气体大部分溶于油中，只有当油中气体含量超过饱和溶解度时，才会慢慢地聚集于气体继电器中，油中及继电器中的不同组分气体浓度基本处于平衡状态。（2）故障能量相对较大（如铁心多点接地），故障气体释放较快，当产气速率大于溶解速率时，可能形成气泡。气泡在上升过程中部分溶解于油中，同时置换出油中部分原有的气体，使故障气体的组分和含量发生变化，最终积集于气体继电器中。（3）对于高能量的电弧性放电故障，瞬间生成的大量气体迅速上升，随着油流冲动，继电器将报警和作用跳闸，或者故障能量虽不十分大，但故障部位离气体继电器较近。上升的气泡几乎没有机会与油中气体进行交换

45、，因而油中和继电器中的气体不可能达到平衡。（五）故障进一步诊断途径 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，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。有时为了判明究竟是磁路或导电回路中的问题，

46、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，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。利用油中气体分析判断故障也有其局限性，不仅是对一些突发性故障难以发现，也

47、有一些缓慢发展的故障，如绝缘受潮但未引起油纸绝缘在电、热作用下分解、有些故障原因未与流动的油直接接触而得不到反映，因此还需要其他一些试验相配合，预试规程中提出了十四项有关项目。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14个项目1 1 油中气体色谱分析油中气体色谱分析 2 2 直流电阻测量直流电阻测量3 绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数4 绕组的介质损耗因数（绕组的介质损耗因数（tg）5 交流耐压试验交流耐压试验 6 铁心绝缘铁心绝缘7 油中含水量和绝缘纸含水量油中含水量和绝缘纸含水量8 油中含气量油中含气量 9 局部放电测量局部放电测量 10 有载调压

48、装置的试验和检查有载调压装置的试验和检查11油中糠醛含量测量和绝缘纸（板）聚合度油中糠醛含量测量和绝缘纸（板）聚合度12变压器出口短路后测试绕组变形变压器出口短路后测试绕组变形综合分析综上所述，导则所规定的原则是带有指导性的一般规律，因此不能机械地照搬照用。通常设备内部故障的形式和发展总是比较复杂的，往往与多种因素有关，这就需要全面地进行分析。首先要根据历史情况和设备的特点以及等因素，确定所分析的气体是来自外部还是内部。所谓外部原因，包括冷却系统的潜油泵故障，油箱带油补焊，油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。如果排除了外部的可能性，在分析内部故障时，要进行综合分析。例如绝缘预防性试验结果

49、和检修的历史档案。设备当时的运行情况（温升，过负荷，过励磁，过电压等），设备的结构特点，制造厂同类型产品有无故障先例，设计和工艺有无缺点等。*根据油中溶解气体分析结果对设备进行诊断时，还应从安全和经济两方面考虑。对于某些热故障，一般不应盲目地建议吊罩、吊芯，进行内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其它措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓和或控制其发展。事实上，有些热故障即使吊罩、吊芯也难以找到故障源。对于这一类设备，应采取临时对策来限制故障的发展，只要油中热解气体未达到饱和，即使不吊罩、吊芯修理，也有可能安全运行一段时间，以便考虑进一步的处理方案。这样，既能避免热性损坏又避免了人力物力的浪费。结束谢谢