[变压器及配套]变压器油色谱数据异常的现场分析与处理 (1)
2009-11-03 16:48:49 作者：山西吕梁供电分公司生产技术处 刘栋梁 来源：赛尔输配电产品应用变压器及仪器仪表卷 总第86期
本文介绍了现场中一些变压器油色谱异常的分析与处理情况，并列举了实例，为现场故障分
析及处理人员提供参考。
关键字：变压器
[1150篇] 油色谱
[7篇] 处理
[105篇]
一、前言
变压器内的绝缘油与固体绝缘等有机材料，在热、电的作用下会缓慢产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体;如内部有故障时，某些特殊组分气体含量剧增，产生的气体大部分溶于油中，即油中气体色谱分析有利于发现设备内部早期故障。
油中气体的组成和含量与故障的类型、严重程度有密切关系。因此准确掌握油中各种溶解气体的来源和分析方法，可以尽早发现设备内部存在的潜伏性故障和随时掌握故障的发展情况，以及时采取措施处理。 二、变压器油中溶解气体的类型和来源
2.1、空气的进入。正常运行的变压器油中溶解气体的主要成分为O2、N2和CO2。其含量与设备的密封情况、油的脱气程度、注油的真空度等因素有关。 温度升高时，空气在油中溶解度增加。空气饱和的油，若负荷或环境温度突降(如凌晨)，饱和气体溢出严重时会使气体继电器动作。
2.2、正常运行时产生的气体。变压器正常运行时，绝缘油与固体绝缘材料由于受到电场、热、湿度、氧的作用，随运行时日而发生速度缓慢的老化现象，除产生?些非气态的劣化产物(油泥、固体X腊)外，还会产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。其中，碳的氧化物(CO，CO2)成分最多，其次是氢和
烃类气体，这些气体大部分溶解在油中。
一般来说，运行一年后的正常变压器油中特征气体含量大约为：
2.3、内部故障时产生的气体。当变压器内部存在潜伏性故障时，就会加快上述气体的产生速度，随着故障的发展，分解出的气体形成的气泡在油中经对流、扩散，不断溶解在油中。当产气速率大于溶解速率时，还会有一部分气体进入气体继电器。
2.4、其他原因引入的气体。绝缘油在精练过程或油处理过产生的气体;设备在制造中干燥、浸渍产生的被固体绝缘材料吸附的气体;油箱或辅助设备进行电氧焊时油分解产生的气体等，都有可能溶解干油中。
另外，气体在油中的溶解度与溶解时的温度、压力有关。一般来说，氢气、空气、CO随温度上升而增加，而低分子烃类气体、CO2则下降。 三、故障运行时油中溶解气体的类型和来源
3.1、不论什么原因导致的变压器内部潜伏性故障，一般表现为热性故障、电性故障、受潮三种类型。
3.2、热性故障。热性故障是在热应力下的绝缘加速劣化。一般为载流导线和接头不良引起或磁路故障等引起。
单纯过热故障的特征气体：低温过热(150～700℃)时，特征气体主要为甲烷、乙烷、氢气。即甲烷占烃总量比例大于乙烯。高温过热(高于700℃)，特征气体主要为乙烯、氢气。即乙烯占烃总量比例大于甲烷。
当出现乙炔时说明严重过热，但乙炔占烃总量比例一般不超过6%。CO气体出现迅速增长为固体绝缘材料热裂解的标志。
3.3、电性故障。电性故障是在电应力下的绝缘加速劣化。按照放电能量密度的不同一般分为：局部放电、低能放电(火花放电)、高能放电(电弧放电)。无论那种放电都有氢气大量产生，若有固体绝缘介入，都会产生CO2、CO。 局部放电特征气体主要是氢(氢烃的主要成分)或甲烷(总烃的主要成分);低能量放电一般是火花放电，特征气体为乙炔和氢气(氢烃的主要成分)，总烃含量不大;高能量放电(电弧放电)特征气体为乙炔(总烃的主要成分)和氢气(氢烃的主要成分)，总烃很高。此时，油中会有游离碳、继电器中气体能点燃。 3.4、受潮。变压器内部进水受潮也是一种潜伏性故障。变压器油中水分的存在降低了油和固体绝缘材料的电气性能，加速了它们的劣化。在电场作用下其特征气体为大量氢气，并有少量甲烷。必须配合其它试验以与气泡放电区分。 四、现场分析判断的基本方法
依据GB/T722?2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，利用故障产气的特征性、三比值发和产气速率可以及时检测到变压器内的潜伏性故障，现场基本分析判断方法为：
4.1、有无故障判别。收到预试报告后，比较故障特征气体的几项主要指标(总烃、乙炔、氢气)是否超过注意值，或七项故障特征气体是否比上次报告有超过数量的增长。结合高压试验项目、设备运行和检修、设备结构和原材料等判断是否设备内部故障，制定色谱跟踪周期。
4.2、故障严重程度判别。按照GB/T722?2000的公式计算产气速率。若几项主要指标超过注意值，或七项故障特征气体产气速率快，应及时判断故障类型并制定检修计划。
4.3、故障类型判断。
4.3.1、特征气体法。根据以上原理从故障特征气体可推断设备的故障类型。 4.3.2、三比值法。是利用五种气体的三对比值推断设备的故障类型，只有判断设备可能存在内部故障时，才采用三比值法进行故障类型判断。 五、变压器油色谱异常的分析与处理 5.1、铁芯多点接地引起的故障。
某变电站220KV主变(型号为SFPSZ4?150000/220)色谱周期性预试报告发现甲烷、乙烯有较大变化，从表一中色谱数据分析：
2004.3.17的数据甲烷有较大增加，2004.8.1乙烯的迅速增加使总烃超标，初步判断变压器内部有过热故障。
采用特征气体法分析，由于甲烷和乙烯的含量占烃总量的60%以上且不产生乙炔，判断为过热故障。
三比值法分析，三比值为0，2，2，判断为高温过热。同时摇表测量铁芯接地电阻值为0，依据以上分析判断为铁芯多点接地，产生局部过热性故障。 处理措施：停电进行吊罩检查，发现主变油箱内有大量硅胶，该硅胶是由于净油器中硅胶泄漏经潜油泵进入变压器本体的，因铁芯下夹件与铁芯之间有2CM间隙(夹件与铁芯之间垫2CM厚绝缘块)，运行中硅胶在此间隙内堆积(硅胶漏到油箱中，运行人员由于水平问题确实没发现)，形成铁芯与夹件多处经硅胶贯通的多点接地，后采取人工清理并结合高压油枪进行冲洗，使铁芯对地绝缘恢复至1500MΩ以上。
表一、某变电站220KV主变色谱数据
5.2、有载调压油箱和主油箱相通引起的缺陷
某变电站220KV主变色谱周期性预试报告发现乙炔有较大变化，从表二中色谱数据分析：
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利用特征气体分析：乙炔、氢气增长较快，可能有放电性故障。
进行三比值法分析：C2H2/ C2H4 =2.63，C2H4/ H2 =0.19，C2H4/ C2H6=6.68,三比值为1，0，2。依据2000年油色谱分析导则(DL/T 722-2000)判断为低能放电。原因可能为：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，有载调压油箱和主油箱相通等。
处理措施：9月11日进行了运行中铁芯接地电流测试。打开铁芯接地引下线，串入毫安表，测电流不到2mA，铁芯绝缘良好，排除了多点接地情况。 12日进行停电检查，进行全部预试项目试验，试验结果合格。
检查是否存在有载箱内油污染主油箱的油的情况，13日放了一部分有载开关内的油，将其油枕的油位降至主变本体油枕油位以下，并对有载油枕的油位进行了标注。14日早上观察发现有载油枕油位上升约8CM，分析认为主变本体向有载开关内渗油。
为查找渗漏点，放掉有载开关内的油，将有载分接开关吊出进行检查发现，有载分接开关的绝缘桶与主变本体连接的上法兰有一处明显渗漏点，螺丝紧固也未见效果，怀疑法兰下密封垫破损。待主变本体油位放至绝缘桶下部后，拆下上法兰发现密封垫完好，但上法兰下部有一处约2寸的裂纹。
综合以上分析认为：由于有载调压操作产生的气体和低能量放电情况相符，存在有载调压油箱和主油箱密封不好时，有载油箱内气体污染主油箱的油，导致变压器本体油色谱试验异常。
针对措施：今后变压器本体、有载开关注油后，应标记油枕油位，静放后注意观察油位变化。
表二、某变电站220KV主变色谱数据
5.3、大修后乙炔超注意值。
某变电站220KV主变周期性大修投运后色谱试验发现乙炔超注意值。上级领导立即对该变压器采取限制负荷、退出出线重合闸、缩短色谱试验周期、加强红外测温等手段确保主变安全，由于大修后预试合格，决定先进行半月一次的色谱跟踪，继续运行。
从表三中色谱数据分析：
利用特征气体分析：甲烷和乙烯产气量小且不增长，排除过热故障;乙炔超标但逐步下降，
且氢气产气量小不增长，说明不是放电故障，可能为大修工艺不好，引入乙炔，随着运行日久，乙炔溶入油中。
C2H2产气速率在最初增加后逐步平稳，并有下降趋势。由于故障气体不增
长，三比值法失去意义，
结合检修工作分析，为大修时在油箱或辅助设备进行电焊，设备内壁附油分解产生乙炔，溶解在内壁油内导致。变压器内部无故障，将该变压器纳入正常监督范围。
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[1] [2] [3]
针对措施：变压器大修时应把好电焊工作关。有条件时最好做一下滤油机准备注入的新油，排除由于滤油机本身有漏电等一些因素造成的不合格油注入。 表三、某变电站220KV主变色谱数据
5.4、新投变压器氢气超注意值。
某变电站新投110KV主变，运行一年后色谱试验发现氢气增长较快，超超注意值。从表四中可以看出只是单纯氢气超注意值，其它特征气体正常。同时高压试验合格，决定缩短色谱跟踪周期，加强运行监视，继续运行。由于是新变压器故怀疑为厂家质量问题，后联系厂家确认为变压器在出场吊芯安装过程中进入潮气。变压器内部受潮后水分在电场作用下产生大量氢气和少量甲烷。 从色谱数据看2007年降到正常范围，
表四、 某变电站110KV主变色谱数据
六、结论
1、分析绝缘油内气体的成分和含量,可以不停电就能发现设备内部是否存在潜伏性故障，特别对发现局部过热和局部放电比较灵敏，它已成为变压器预防性试验重要的一项。现场故障分析人员应熟悉掌握以上原理和方法，为正确分析故障打好基础。
2、注意这种方法尚有一定的局限性，故要对变压器的故障部位做出准确判断，有赖于对设备内部结构和运行状态的全面掌握，并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分析。 参考文献
[1] SD304?89.电力用油质量及试验方法[S]
.[2] SD187?86.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S]
.[3] 操敦奎. 变压器油中气体分析诊断与故障检查 北京 中国电力出版社，2005
作者简介：刘栋梁，男，山西省吕梁供电分公司生产技术处，从事电气设备性能监督和变电运行管理工作。
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[变压器及配套]变压器油色谱数据异常的现场分析与处理 (1)
2009-11-03 16:48:49 作者：山西吕梁供电分公司生产技术处 刘栋梁 来源：赛尔输配电产品应用变压器及仪器仪表卷 总第86期
本文介绍了现场中一些变压器油色谱异常的分析与处理情况，并列举了实例，为现场故障分
析及处理人员提供参考。
关键字：变压器
[1150篇] 油色谱
[7篇] 处理
[105篇]
一、前言
变压器内的绝缘油与固体绝缘等有机材料，在热、电的作用下会缓慢产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体;如内部有故障时，某些特殊组分气体含量剧增，产生的气体大部分溶于油中，即油中气体色谱分析有利于发现设备内部早期故障。
油中气体的组成和含量与故障的类型、严重程度有密切关系。因此准确掌握油中各种溶解气体的来源和分析方法，可以尽早发现设备内部存在的潜伏性故障和随时掌握故障的发展情况，以及时采取措施处理。 二、变压器油中溶解气体的类型和来源
2.1、空气的进入。正常运行的变压器油中溶解气体的主要成分为O2、N2和CO2。其含量与设备的密封情况、油的脱气程度、注油的真空度等因素有关。 温度升高时，空气在油中溶解度增加。空气饱和的油，若负荷或环境温度突降(如凌晨)，饱和气体溢出严重时会使气体继电器动作。
2.2、正常运行时产生的气体。变压器正常运行时，绝缘油与固体绝缘材料由于受到电场、热、湿度、氧的作用，随运行时日而发生速度缓慢的老化现象，除产生?些非气态的劣化产物(油泥、固体X腊)外，还会产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。其中，碳的氧化物(CO，CO2)成分最多，其次是氢和
烃类气体，这些气体大部分溶解在油中。
一般来说，运行一年后的正常变压器油中特征气体含量大约为：
2.3、内部故障时产生的气体。当变压器内部存在潜伏性故障时，就会加快上述气体的产生速度，随着故障的发展，分解出的气体形成的气泡在油中经对流、扩散，不断溶解在油中。当产气速率大于溶解速率时，还会有一部分气体进入气体继电器。
2.4、其他原因引入的气体。绝缘油在精练过程或油处理过产生的气体;设备在制造中干燥、浸渍产生的被固体绝缘材料吸附的气体;油箱或辅助设备进行电氧焊时油分解产生的气体等，都有可能溶解干油中。
另外，气体在油中的溶解度与溶解时的温度、压力有关。一般来说，氢气、空气、CO随温度上升而增加，而低分子烃类气体、CO2则下降。 三、故障运行时油中溶解气体的类型和来源
3.1、不论什么原因导致的变压器内部潜伏性故障，一般表现为热性故障、电性故障、受潮三种类型。
3.2、热性故障。热性故障是在热应力下的绝缘加速劣化。一般为载流导线和接头不良引起或磁路故障等引起。
单纯过热故障的特征气体：低温过热(150～700℃)时，特征气体主要为甲烷、乙烷、氢气。即甲烷占烃总量比例大于乙烯。高温过热(高于700℃)，特征气体主要为乙烯、氢气。即乙烯占烃总量比例大于甲烷。
当出现乙炔时说明严重过热，但乙炔占烃总量比例一般不超过6%。CO气体出现迅速增长为固体绝缘材料热裂解的标志。
3.3、电性故障。电性故障是在电应力下的绝缘加速劣化。按照放电能量密度的不同一般分为：局部放电、低能放电(火花放电)、高能放电(电弧放电)。无论那种放电都有氢气大量产生，若有固体绝缘介入，都会产生CO2、CO。 局部放电特征气体主要是氢(氢烃的主要成分)或甲烷(总烃的主要成分);低能量放电一般是火花放电，特征气体为乙炔和氢气(氢烃的主要成分)，总烃含量不大;高能量放电(电弧放电)特征气体为乙炔(总烃的主要成分)和氢气(氢烃的主要成分)，总烃很高。此时，油中会有游离碳、继电器中气体能点燃。 3.4、受潮。变压器内部进水受潮也是一种潜伏性故障。变压器油中水分的存在降低了油和固体绝缘材料的电气性能，加速了它们的劣化。在电场作用下其特征气体为大量氢气，并有少量甲烷。必须配合其它试验以与气泡放电区分。 四、现场分析判断的基本方法
依据GB/T722?2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，利用故障产气的特征性、三比值发和产气速率可以及时检测到变压器内的潜伏性故障，现场基本分析判断方法为：
4.1、有无故障判别。收到预试报告后，比较故障特征气体的几项主要指标(总烃、乙炔、氢气)是否超过注意值，或七项故障特征气体是否比上次报告有超过数量的增长。结合高压试验项目、设备运行和检修、设备结构和原材料等判断是否设备内部故障，制定色谱跟踪周期。
4.2、故障严重程度判别。按照GB/T722?2000的公式计算产气速率。若几项主要指标超过注意值，或七项故障特征气体产气速率快，应及时判断故障类型并制定检修计划。
4.3、故障类型判断。
4.3.1、特征气体法。根据以上原理从故障特征气体可推断设备的故障类型。 4.3.2、三比值法。是利用五种气体的三对比值推断设备的故障类型，只有判断设备可能存在内部故障时，才采用三比值法进行故障类型判断。 五、变压器油色谱异常的分析与处理 5.1、铁芯多点接地引起的故障。
某变电站220KV主变(型号为SFPSZ4?150000/220)色谱周期性预试报告发现甲烷、乙烯有较大变化，从表一中色谱数据分析：
2004.3.17的数据甲烷有较大增加，2004.8.1乙烯的迅速增加使总烃超标，初步判断变压器内部有过热故障。
采用特征气体法分析，由于甲烷和乙烯的含量占烃总量的60%以上且不产生乙炔，判断为过热故障。
三比值法分析，三比值为0，2，2，判断为高温过热。同时摇表测量铁芯接地电阻值为0，依据以上分析判断为铁芯多点接地，产生局部过热性故障。 处理措施：停电进行吊罩检查，发现主变油箱内有大量硅胶，该硅胶是由于净油器中硅胶泄漏经潜油泵进入变压器本体的，因铁芯下夹件与铁芯之间有2CM间隙(夹件与铁芯之间垫2CM厚绝缘块)，运行中硅胶在此间隙内堆积(硅胶漏到油箱中，运行人员由于水平问题确实没发现)，形成铁芯与夹件多处经硅胶贯通的多点接地，后采取人工清理并结合高压油枪进行冲洗，使铁芯对地绝缘恢复至1500MΩ以上。
表一、某变电站220KV主变色谱数据
5.2、有载调压油箱和主油箱相通引起的缺陷
某变电站220KV主变色谱周期性预试报告发现乙炔有较大变化，从表二中色谱数据分析：
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利用特征气体分析：乙炔、氢气增长较快，可能有放电性故障。
进行三比值法分析：C2H2/ C2H4 =2.63，C2H4/ H2 =0.19，C2H4/ C2H6=6.68,三比值为1，0，2。依据2000年油色谱分析导则(DL/T 722-2000)判断为低能放电。原因可能为：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，有载调压油箱和主油箱相通等。
处理措施：9月11日进行了运行中铁芯接地电流测试。打开铁芯接地引下线，串入毫安表，测电流不到2mA，铁芯绝缘良好，排除了多点接地情况。 12日进行停电检查，进行全部预试项目试验，试验结果合格。
检查是否存在有载箱内油污染主油箱的油的情况，13日放了一部分有载开关内的油，将其油枕的油位降至主变本体油枕油位以下，并对有载油枕的油位进行了标注。14日早上观察发现有载油枕油位上升约8CM，分析认为主变本体向有载开关内渗油。
为查找渗漏点，放掉有载开关内的油，将有载分接开关吊出进行检查发现，有载分接开关的绝缘桶与主变本体连接的上法兰有一处明显渗漏点，螺丝紧固也未见效果，怀疑法兰下密封垫破损。待主变本体油位放至绝缘桶下部后，拆下上法兰发现密封垫完好，但上法兰下部有一处约2寸的裂纹。
综合以上分析认为：由于有载调压操作产生的气体和低能量放电情况相符，存在有载调压油箱和主油箱密封不好时，有载油箱内气体污染主油箱的油，导致变压器本体油色谱试验异常。
针对措施：今后变压器本体、有载开关注油后，应标记油枕油位，静放后注意观察油位变化。
表二、某变电站220KV主变色谱数据
5.3、大修后乙炔超注意值。
某变电站220KV主变周期性大修投运后色谱试验发现乙炔超注意值。上级领导立即对该变压器采取限制负荷、退出出线重合闸、缩短色谱试验周期、加强红外测温等手段确保主变安全，由于大修后预试合格，决定先进行半月一次的色谱跟踪，继续运行。
从表三中色谱数据分析：
利用特征气体分析：甲烷和乙烯产气量小且不增长，排除过热故障;乙炔超标但逐步下降，
且氢气产气量小不增长，说明不是放电故障，可能为大修工艺不好，引入乙炔，随着运行日久，乙炔溶入油中。
C2H2产气速率在最初增加后逐步平稳，并有下降趋势。由于故障气体不增
长，三比值法失去意义，
结合检修工作分析，为大修时在油箱或辅助设备进行电焊，设备内壁附油分解产生乙炔，溶解在内壁油内导致。变压器内部无故障，将该变压器纳入正常监督范围。
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针对措施：变压器大修时应把好电焊工作关。有条件时最好做一下滤油机准备注入的新油，排除由于滤油机本身有漏电等一些因素造成的不合格油注入。 表三、某变电站220KV主变色谱数据
5.4、新投变压器氢气超注意值。
某变电站新投110KV主变，运行一年后色谱试验发现氢气增长较快，超超注意值。从表四中可以看出只是单纯氢气超注意值，其它特征气体正常。同时高压试验合格，决定缩短色谱跟踪周期，加强运行监视，继续运行。由于是新变压器故怀疑为厂家质量问题，后联系厂家确认为变压器在出场吊芯安装过程中进入潮气。变压器内部受潮后水分在电场作用下产生大量氢气和少量甲烷。 从色谱数据看2007年降到正常范围，
表四、 某变电站110KV主变色谱数据
六、结论
1、分析绝缘油内气体的成分和含量,可以不停电就能发现设备内部是否存在潜伏性故障，特别对发现局部过热和局部放电比较灵敏，它已成为变压器预防性试验重要的一项。现场故障分析人员应熟悉掌握以上原理和方法，为正确分析故障打好基础。
2、注意这种方法尚有一定的局限性，故要对变压器的故障部位做出准确判断，有赖于对设备内部结构和运行状态的全面掌握，并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分析。 参考文献
[1] SD304?89.电力用油质量及试验方法[S]
.[2] SD187?86.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S]
.[3] 操敦奎. 变压器油中气体分析诊断与故障检查 北京 中国电力出版社，2005
作者简介：刘栋梁，男，山西省吕梁供电分公司生产技术处，从事电气设备性能监督和变电运行管理工作。
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