气相色谱分析在变压器故障诊断中的应用

2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

气相色谱分析在变压器故障诊断中的应用

新疆疆南电力有限责任公司变电检修工区油务班 万涛、周宝锋

摘要：阐述了变压器油劣化的机理，通过工作中正确消除缺陷的实例，分析了气相色谱分析在变压器潜伏

性故障综合诊断中的应用，同时也指出了气相色谱分析在故障诊断中的不足之处及注意事项，防止误判。

关键词：变压器 故障 色谱分析 特征气体 三比值

1.前言

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。由于含有不同化学键结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性，所以绝缘油随着故障点温度的升高依次裂解生成烷烃、烯烃和炔炔烃。每一种烃类气体最大产气率都有一个特定的温度范围，故绝缘油在各不相同的故障性质下产生不同成分、不同含量的烃类气体。因此，变压器油中溶解气体的色谱分析法，能尽早地发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，从而提出相应的反事故措施。如能否继续运行，继续运行期的技术安全措施和监视手段，又或者是否需要内部检查修理等,是监督与保障设备安全运行的一个重要手段。变压器出现故障时，绝缘油裂解产生气体，只有当油中气体饱和后，才能从瓦斯继电器反映出来。用色谱分析法判断变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析各特征气体浓度的大小来确定变压器内部是否有故障。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位特征气体浓度不同。应用气体扩散原理，在故障变压器的关键部位抽取油样，分析各个取样点的气体浓度，判断变压器内部故障部位。

2.变压器内部故障的诊断

气相色谱分析法就是根据故障情况下产气的累计性、产气速率和产气的特性来检测与诊断变压器等充油电气设备内部的潜伏性故障。

2.1变压器内部故障类型与油中气体含量的关系

2.1.1热性故障

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。如果热应力只引起热源处绝缘油分解时，所产生的特征气体主要是甲烷和乙稀，二者之和一般占总烃的80%以上。而且随着故障点的温度升高，乙稀所占的比例将增加。氢气的含量与热源温度也有密切关系。一般来说，高、中温过热时，氢气占氢烃总量的比例小于25%，只有低温过热时，有一部分变压器油中氢与氢烃总量的比例高于27%，一般为30%左右。分析其原因可能是当温度升高时，烃类气体增长速度很快，尽管氢气的绝对含量亦有所增长，但其比例却相对降低了。通常热性故障是不产生乙炔的。一般低于500℃的过热时，C2H2的含量不会超过总烃的2%，而严重过热时，C2H2的最大含量也不超过总烃的6%。当过热涉及固体绝缘材料时，除产生上述气体之外，还产生大量的一氧化碳和二氧化碳。

2.1.2电性故障

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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而分为高能量放电（即电弧放电）、低能量放电（即火花放电）和局部放电等不同的故障类型。高能量放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间隙性的放电。局部放电的能量密度最低，并常常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。

（1）电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为多见，其次为引线断裂或对地闪络和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，因无前驱现象，一般难以预测，最终以突发性事故暴露出来。其故障特征气体主要是乙炔和氢气，其次是较多的乙稀和甲烷。因为这种故障发展速度很快，往往气体来不及溶于油中就释放到气体继电器内；所以，实际测定到的油中气体含量往往与故障点位置、油流速度和故障持续时间有很大关系。乙炔一般占烃总量的20%~70%，氢占氢烃总量的30%~90%。并且在绝大多数情况下，乙稀含量高于甲烷。

（2）火花放电常见于如下情况：①引线或套管储油柜对点位未固定的套管到点管放电；②引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电；③分接开关操作杆电位悬浮而引起的放电等。其特征气体也是以乙炔和氢气为主，但因故障能量较小，一般烃总量不太高。油中溶解的乙炔在烃总量中所占的比例可达25%~90%，乙稀含量约占烃总量的20%以下，氢气亦占氢烃总量的30%以上。

（3）局部放电产生气体的特征，主要依放电能量密度不同而不同，一般烃总量不高。其主要成分是氢气，其次是甲烷。通常氢气占氢烃总量的90%以上，甲烷与烃总量之比大于90%。当放电能量密度增高时也可能出现乙炔，但乙炔在烃总量中所占的比例一般不超过2%。这是与上述两种放电现象区别的主要标志。

无论是哪一种放电现象，只要有固体绝缘介入时，就都会产生一氧化碳和二氧化碳气体。 2.1.3受潮

当变压器内部进水受潮时，油中水分和含湿杂质易形成“小桥”或者绝缘中含有气隙均能引起局部放电而产生氢气，还因为水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应，也可能产生大量的氢气。

水与铁反应将按下式产生氢气：

3H2O+2Fe→Fe2O3+3H2

该反应式表明，在理论上水对铁腐蚀，每克铁产生0.6dm3（1dm3=10-3m3）的H2。因此在进水受潮的设备里，氢气在氢烃总量中所占的比例更高。由于变压器油正常劣化时也产生少量的甲烷，所以在受潮的变压器油中也有甲烷，但其比例有所下降。

正因为局部放电和受潮两种异常现象有时同时存在，且特征气体基本相同，因此目前从油中气体分析结果还很难加以区分，必要时应根据外部检查和其他试验结果加以综合判断，如局部放电测量和油中微量水分分析等。

综上所述，变压器的不同故障类型产生的气体组分如表2-1所示。表2-2列出了通常已得到公认的变压器油中气体组分与设备内部状况的关系。表2-1和表2-2是人们建立油中溶解气体组分极限值判据，即特征气体判断法的基本依据。下面将通过实例来说明色谱分析法在变压器故障诊断中的应用。

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表2-1 变压器的不同故障类型产生的气体组分 故障 类型 主要气体组分 次要气体组分 油 过热 CH4、C2H4 油和纸 过热 CH4、C2H4 CO、CO2 H2、C2H6 油纸中 局部放电 H2、CH4 CO C2H6、CO2 油中 火花放电 C2H2、H2 油中 电弧 C2H2、H2 油和纸中 电弧 C2H2、H2 CO、CO2 受潮或 油中气泡 H2 H2、C2H6 CH4、C2H4 CH4、C2H4 C2H6 C2H6 表2-2 变压器油中气体组分与设备内部状况的关系

被测气体 N2与5%或更少的O2 N2与大于5%的O2 N2、CO或CO2（或CO和CO2） N2和H2 N2、H2、CO和CO2 N2、H2、CH4和少量的C2H4、C2H6 N2、H2、CH4、CO、CO2及少量的其他烃类气体，通常不存在C2H2 N2、大量的H2及其他烃类气体（包括C2H2） N2、大量的H2、CH4、C2H4及少量的C2H2 N2、大量的H2、CH4、C2H4及少量的C2H2，另外还有CO、CO2存在 设备内部状况 密封变压器处于正常运行状态 检查变压器密封情况 变压器过负荷或过热，引起绝缘纸热裂解，检查运行条件 局部放电，水电解或铁锈 局部放电涉及绝缘纸或变压器严重过负荷 火花放电或别的不严重的故障，在油中引起放电 火花放电或别的不严重的故障，涉及到固体绝缘 内部存在的高能量的电弧放电，引起油快速劣化 小区域的高温过热，通常由于接触不良引起，故障未涉及到固体绝缘 小区域的高温过热，通常由于接触不良引起，但故障已涉及固体绝缘 2.2三比值法的原理

表2-3 改良三比值法（原改良电协研法）的编码规则

气体范围 ＜0.1 ≥0.1～＜1 ≥1～＜3 ≥3 比值范围的编码 C2H2/C2H4 0 1 1 2 CH4/H2 1 0 2 2 C2H4/C2H6 0 0 1 2 3

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表2-4 改良三比值法（原改良电协研法）的故障类型诊断

编码组合 故障类型判断 C2H2/C2H4 CH4/H2 0 2 0 2 0，1，2 1 0，1 2 2 0，1 1 C2H2/C2H6 1 0 1 2 0 0，1，2 0，1，2 0，1，2 低温过热 （低于150℃） 低温过热 中温过热 高温过热 局部放电 低能放电 低能放电 兼过热 电弧放电 电弧放电 兼过热 表2-5 溶解气体分析解释表

情况 DP D1 D2 T1 T2 T3 特征故障 局部放电 低能量局部放电 高能量局部放电 热故障t＜300℃ 热故障300℃＜t＜700℃ 热故障t＞700℃ C2H2/C2H4 NS① ＞1 0.6～2.5 NS① ＜0.1 ＜0.1* CH4/H2 ＜0.1 0.1～0.5 0.1～1 ＞1但NS①＞1 ＞1 ＞1 C2H2/C2H6 ＜0.2 ＞1 ＞2 ＜1 1～4 ＞4 绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量及CO2/CO的值 分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等。 高温度、高含气量引起油中低能量密集的局部放电 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，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的电火花放电 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，线圈熔断，分2 0，1，2 接开关飞弧，导电回路电流电流引起电弧，引线对其他接地体放电等 故障实例 注：1.①NS表示无论什么数值均无意义；

2.表中比值在不同地区可稍有不同；

3.表中比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常增长速率时计算才有效； 4.在互感器中CH4/H2＜0.2时为局部放电，在套管中CH4/H2＜0.7时为局部放电；

5.气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征时，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平。在这种情况下，本表不能提供诊断，但可以使用图示法给出直观的、与本表中最接近的故障特征。 6.*C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000℃。

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表2-6 溶解气体分析解释简表

情 况 PD D T 特征故障 局部放电 低能量或高能量放电 热故障 C2H2/C2H4 一 ＞0.2 ＜0.2 CH4/H2 ＜0.2 一 一 C2H4/C2H6 一 一 一 表2-5是将所有故障类型分为六种情况，这六种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型，可稍有不同；D1和D2两种故障类型之间既有重叠又有区别，这说明放电的能量有所不同，必须对设备采取不同的措施。表2-6给出了粗略的解释，对于局部放电、低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。

综上所述，三比值法原理为：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从五种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示；根据表2-3的编码规则和表2-4的故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响，使判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。表2-3和表2-4是我国DL/T722-2000《导则》推荐的改良三比值法（类似于IEC推荐的改良的三比值法）的编码规则和故障类型的判断方法。

同时，DL/T722-2000提出了应用改良三比值法的三条原则：

（1）当油中特征气体含量的注意值或产气速率未达到注意值时，不宜用三比值法进行判断。 （2）假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠在老故障或正常老化上。为了得到仅仅相应于新故障的气体比值，要从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值（尤其是在CO、CO2含量较大的情况下）。进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下在相同的位置取样。

（3）由于溶解气体分析本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。利用DL/T722-2000所述的方法，分析油中溶解气体结果的重复性和再现性。对气体浓度大于10μL/L的气体，两次的测试误差不应大于平均值的10%，而在计算气体比值时，误差提高到20%。当气体浓度低于10μL/L时，误差会更大，使比值的精确度迅速降低。因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素，尤其是对正常值普遍较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。另外，在应用改良三比值法不能给出确切诊断结论时，DL/T722-2000《导则》推荐采用溶解气体分析解释表（见表2-5）或解释简表（见表2-6）来进行故障诊断。

2.2.1三比值法的不足

（1）由于充油电气设备内部故障非常复杂，有典型事故统计分析得到的三比值法推荐的编码组合（见表2-4），在实际应用中经常出现的故障不包括在编码组合对应的故障范围内。如表2-4中编码组合202的故障类型为低能放电，但实际在装有带负荷调压分接开关的变压器中，由于分接开关筒里的电弧分解物渗入变压器油箱内，一般是过热与放电同时存在；对编码组合010，通常是H2组分含量较高，但引起H2高

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