罗文

摘 要：分析油中溶解气体的含量能预测设备的内部故障，从而防止设备损坏和可能引起的电网大面积停电事故。利用绝缘油中溶解气体色谱分析技术，并结合其他试验手段可随时监视设备的运行状况，这对保障设备甚至电网安全运行可起到积极作用。通过分析主变油中溶解气体的色谱，发现了其内部存在的潜伏性故障。

关键词：绝缘油；溶解气体；色谱分析；潜伏性故障

中图分类号：TM406 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）22-0064-02

我国开展变压器油中溶解气体分析法至今已有50年的历史。利用油色谱分析技术检测分析绝缘油中的溶解气体，能发现充油电气设备中存在的故障，特别是变压器内部的早期故障。这种检测手段可在设备不停电的情况下进行，且不受外界因素的影响，定期分析设备运行时溶解于油中的气体，尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视其发展状况，从而确保设备安全运行。目前，这种检测手段已是变压器故障检测的重要手段之一。

1 油色谱分析技术的特点

变压器在正常运行状态下，油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。经验证明，油中各种气体的含量与故障的性质、程度直接有关。因此，在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对尽早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有着非常重要的意义。

2 油色谱分析故障分类

2.1 过热性故障的原因

在导电回路中，如果分接开关或引线接头焊接接触不良，则会导致低压绕组股间漏磁不均，进而会在焊接头处出现电位差、涡流和股间短路等现象。

在磁回路中，如果铁芯短路或多点接地，则漏磁或主磁通会在某些部件上（比如穿芯螺栓）引起涡流发热的现象。

2.2 放电性故障的原因

放电性故障的原因包括处于电场集中处的局部放电、某些未接地金属部件上的悬浮电位放电、变压器受潮而引起的围屏或撑条树枝状放电和油流静电放电等。值得注意的是，潜油泵故障或有载分接开关小油箱漏油等，也会引起色谱分析数据异常，进而被误认为内部有放电性故障。

2.3 油色谱数据的综合判断分析

2.3.1 气体浓度注意值

规定的220 kV及以下变压器的气体浓度注意值为：总烃≤150 ppm；乙炔≤5 ppm；氢气≤150 ppm。

2.3.2 气体速率注意值

产气速率包括绝对产气速率和相对产气速率。对于相对产气速率，在气体浓度较小时采取改速率易出现误判断，不宜采用。

绝对产生速率为0.25 mL/h（开放式）， 0.50 mL/h（隔膜式）；相对产气速率为10%/月。氢的产气率难以确定，这是因为氢的溶解度小，受外界影响大，加之目前使用的多数色谱仪对氢的分析条件不良，因此，导致测试结果的分散性较大。

3 变压器故障

该主变在2010-08-18预试时，发现其总烃比中国南方电网有限责任公司企业标准《电力设备预防性试验规程》（以下简称《规程》）中注意值高出150 ppm。其中，氢含量为83.2 ppm，总烃含量为238.3 ppm。该主变历年本体油试结果如表1所示。

3.1 色谱分析和故障判断

3.1.1 故障判断

因主变的总烃超过了注意值，《规程》中规定，“仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考查故障的发展趋势，即分析故障点的产气率”。因此，我们分阶段计算了该主变的绝对产气速率。其中，2004-09-08—10-21段的产气率最高，为0.47 mL/h，接近《规程》中规定的注意值0.5 mL/h。虽然产气率没超过注意值，但与同厂、同型号的变压器相比，产气率仍较高，进而判断其内部存在故障。

3.1.2 故障性质

3.1.4 结合数据判断故障

利用三比值法，我们只知道该故障为介于300～700 ℃中等温度范围的热故障。但该故障属于连接不良故障，还是铁磁回路故障（比如铁芯短路、外壳上的涡流和铁芯多点接地等）仍无法作出判断。根据电气试验数据，其高压侧直流电阻的最大不平衡系数为1.2、低压侧直阻的最大不平衡系数为0.39，均低于标准值；铁芯对地绝缘电阻为300 MΩ。上述试验帮助我们排除了连接不良故障、铁芯多点接地故障和外壳涡流故障的可能。因此，该故障极有可能是铁芯上的局部热故障。

3.2 故障原因分析

3.2.1 吊钟罩和芯部的检查结果

通过检查吊钟罩，发现上铁轭靠近A相绕组顶端的散热油道处有1块1 cm×3 cm的黑色异物。将黑色异物取下后，该处油道两侧的硅钢片已碰接在一起。经分析，黑色异物的主要成分为油垢。由此可见，该变压器在铁芯上存在局部故障，与上述色谱分析的结论一致。

3.2.2 原因分析

在2004-09—11，该主变的铁芯上一直存在局部发热的现象，故障点周围的油分解为气体的同时形成了油垢。故障初期，故障点能与油充分接触，故障点的发热功率可充分用于分解其周围的油。因此，该阶段的产气率较高；随着时间的推移，油垢逐渐沉积在故障点上，使故障点无法与油直接接触。因油垢是热的不良导体，导致故障点的部分发热功率沿铁芯散发。这样用于分解油的发热功率随油垢的增加而不断减少，即绝对产气速率随时间的推移不断下降。这就是该主变的绝对产气速率随时间变化而减小的原因。

3.3 处理结果

4 结束语

油溶解气体分析法是一种先进的检测技术，它已在电力、供电部门的充油设备管理中得到重视，且对变压器的维护、保养起到了关键性的指导作用。它不仅能判断设备中存在的故障，还能分析故障的性质和大概位置，以进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，从而保证电力系统安全运行。

参考文献

[1]何志编.电力用油[M].北京：水利电力出版社，1986.

[2]李红雷.油浸电力设备在线色谱监测及诊断系统的研究[D].上海：上海交通大学，2009.

〔编辑：张思楠〕

摘 要：分析油中溶解气体的含量能预测设备的内部故障，从而防止设备损坏和可能引起的电网大面积停电事故。利用绝缘油中溶解气体色谱分析技术，并结合其他试验手段可随时监视设备的运行状况，这对保障设备甚至电网安全运行可起到积极作用。通过分析主变油中溶解气体的色谱，发现了其内部存在的潜伏性故障。

关键词：绝缘油；溶解气体；色谱分析；潜伏性故障

中图分类号：TM406 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）22-0064-02

我国开展变压器油中溶解气体分析法至今已有50年的历史。利用油色谱分析技术检测分析绝缘油中的溶解气体，能发现充油电气设备中存在的故障，特别是变压器内部的早期故障。这种检测手段可在设备不停电的情况下进行，且不受外界因素的影响，定期分析设备运行时溶解于油中的气体，尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视其发展状况，从而确保设备安全运行。目前，这种检测手段已是变压器故障检测的重要手段之一。

1 油色谱分析技术的特点

变压器在正常运行状态下，油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。经验证明，油中各种气体的含量与故障的性质、程度直接有关。因此，在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对尽早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有着非常重要的意义。

2 油色谱分析故障分类

2.1 过热性故障的原因

在导电回路中，如果分接开关或引线接头焊接接触不良，则会导致低压绕组股间漏磁不均，进而会在焊接头处出现电位差、涡流和股间短路等现象。

在磁回路中，如果铁芯短路或多点接地，则漏磁或主磁通会在某些部件上（比如穿芯螺栓）引起涡流发热的现象。

2.2 放电性故障的原因

放电性故障的原因包括处于电场集中处的局部放电、某些未接地金属部件上的悬浮电位放电、变压器受潮而引起的围屏或撑条树枝状放电和油流静电放电等。值得注意的是，潜油泵故障或有载分接开关小油箱漏油等，也会引起色谱分析数据异常，进而被误认为内部有放电性故障。

2.3 油色谱数据的综合判断分析

2.3.1 气体浓度注意值

规定的220 kV及以下变压器的气体浓度注意值为：总烃≤150 ppm；乙炔≤5 ppm；氢气≤150 ppm。

2.3.2 气体速率注意值

产气速率包括绝对产气速率和相对产气速率。对于相对产气速率，在气体浓度较小时采取改速率易出现误判断，不宜采用。

绝对产生速率为0.25 mL/h（开放式）， 0.50 mL/h（隔膜式）；相对产气速率为10%/月。氢的产气率难以确定，这是因为氢的溶解度小，受外界影响大，加之目前使用的多数色谱仪对氢的分析条件不良，因此，导致测试结果的分散性较大。

3 变压器故障

该主变在2010-08-18预试时，发现其总烃比中国南方电网有限责任公司企业标准《电力设备预防性试验规程》（以下简称《规程》）中注意值高出150 ppm。其中，氢含量为83.2 ppm，总烃含量为238.3 ppm。该主变历年本体油试结果如表1所示。

3.1 色谱分析和故障判断

3.1.1 故障判断

因主变的总烃超过了注意值，《规程》中规定，“仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考查故障的发展趋势，即分析故障点的产气率”。因此，我们分阶段计算了该主变的绝对产气速率。其中，2004-09-08—10-21段的产气率最高，为0.47 mL/h，接近《规程》中规定的注意值0.5 mL/h。虽然产气率没超过注意值，但与同厂、同型号的变压器相比，产气率仍较高，进而判断其内部存在故障。

3.1.2 故障性质

3.1.4 结合数据判断故障

利用三比值法，我们只知道该故障为介于300～700 ℃中等温度范围的热故障。但该故障属于连接不良故障，还是铁磁回路故障（比如铁芯短路、外壳上的涡流和铁芯多点接地等）仍无法作出判断。根据电气试验数据，其高压侧直流电阻的最大不平衡系数为1.2、低压侧直阻的最大不平衡系数为0.39，均低于标准值；铁芯对地绝缘电阻为300 MΩ。上述试验帮助我们排除了连接不良故障、铁芯多点接地故障和外壳涡流故障的可能。因此，该故障极有可能是铁芯上的局部热故障。

3.2 故障原因分析

3.2.1 吊钟罩和芯部的检查结果

通过检查吊钟罩，发现上铁轭靠近A相绕组顶端的散热油道处有1块1 cm×3 cm的黑色异物。将黑色异物取下后，该处油道两侧的硅钢片已碰接在一起。经分析，黑色异物的主要成分为油垢。由此可见，该变压器在铁芯上存在局部故障，与上述色谱分析的结论一致。

3.2.2 原因分析

在2004-09—11，该主变的铁芯上一直存在局部发热的现象，故障点周围的油分解为气体的同时形成了油垢。故障初期，故障点能与油充分接触，故障点的发热功率可充分用于分解其周围的油。因此，该阶段的产气率较高；随着时间的推移，油垢逐渐沉积在故障点上，使故障点无法与油直接接触。因油垢是热的不良导体，导致故障点的部分发热功率沿铁芯散发。这样用于分解油的发热功率随油垢的增加而不断减少，即绝对产气速率随时间的推移不断下降。这就是该主变的绝对产气速率随时间变化而减小的原因。

3.3 处理结果

4 结束语

油溶解气体分析法是一种先进的检测技术，它已在电力、供电部门的充油设备管理中得到重视，且对变压器的维护、保养起到了关键性的指导作用。它不仅能判断设备中存在的故障，还能分析故障的性质和大概位置，以进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，从而保证电力系统安全运行。

参考文献

[1]何志编.电力用油[M].北京：水利电力出版社，1986.

[2]李红雷.油浸电力设备在线色谱监测及诊断系统的研究[D].上海：上海交通大学，2009.

〔编辑：张思楠〕

摘 要：分析油中溶解气体的含量能预测设备的内部故障，从而防止设备损坏和可能引起的电网大面积停电事故。利用绝缘油中溶解气体色谱分析技术，并结合其他试验手段可随时监视设备的运行状况，这对保障设备甚至电网安全运行可起到积极作用。通过分析主变油中溶解气体的色谱，发现了其内部存在的潜伏性故障。

关键词：绝缘油；溶解气体；色谱分析；潜伏性故障

中图分类号：TM406 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）22-0064-02

我国开展变压器油中溶解气体分析法至今已有50年的历史。利用油色谱分析技术检测分析绝缘油中的溶解气体，能发现充油电气设备中存在的故障，特别是变压器内部的早期故障。这种检测手段可在设备不停电的情况下进行，且不受外界因素的影响，定期分析设备运行时溶解于油中的气体，尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视其发展状况，从而确保设备安全运行。目前，这种检测手段已是变压器故障检测的重要手段之一。

1 油色谱分析技术的特点

变压器在正常运行状态下，油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。经验证明，油中各种气体的含量与故障的性质、程度直接有关。因此，在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对尽早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有着非常重要的意义。

2 油色谱分析故障分类

2.1 过热性故障的原因

在导电回路中，如果分接开关或引线接头焊接接触不良，则会导致低压绕组股间漏磁不均，进而会在焊接头处出现电位差、涡流和股间短路等现象。

在磁回路中，如果铁芯短路或多点接地，则漏磁或主磁通会在某些部件上（比如穿芯螺栓）引起涡流发热的现象。

2.2 放电性故障的原因

放电性故障的原因包括处于电场集中处的局部放电、某些未接地金属部件上的悬浮电位放电、变压器受潮而引起的围屏或撑条树枝状放电和油流静电放电等。值得注意的是，潜油泵故障或有载分接开关小油箱漏油等，也会引起色谱分析数据异常，进而被误认为内部有放电性故障。

2.3 油色谱数据的综合判断分析

2.3.1 气体浓度注意值

规定的220 kV及以下变压器的气体浓度注意值为：总烃≤150 ppm；乙炔≤5 ppm；氢气≤150 ppm。

2.3.2 气体速率注意值

产气速率包括绝对产气速率和相对产气速率。对于相对产气速率，在气体浓度较小时采取改速率易出现误判断，不宜采用。

绝对产生速率为0.25 mL/h（开放式）， 0.50 mL/h（隔膜式）；相对产气速率为10%/月。氢的产气率难以确定，这是因为氢的溶解度小，受外界影响大，加之目前使用的多数色谱仪对氢的分析条件不良，因此，导致测试结果的分散性较大。

3 变压器故障

该主变在2010-08-18预试时，发现其总烃比中国南方电网有限责任公司企业标准《电力设备预防性试验规程》（以下简称《规程》）中注意值高出150 ppm。其中，氢含量为83.2 ppm，总烃含量为238.3 ppm。该主变历年本体油试结果如表1所示。

3.1 色谱分析和故障判断

3.1.1 故障判断

因主变的总烃超过了注意值，《规程》中规定，“仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考查故障的发展趋势，即分析故障点的产气率”。因此，我们分阶段计算了该主变的绝对产气速率。其中，2004-09-08—10-21段的产气率最高，为0.47 mL/h，接近《规程》中规定的注意值0.5 mL/h。虽然产气率没超过注意值，但与同厂、同型号的变压器相比，产气率仍较高，进而判断其内部存在故障。

3.1.2 故障性质

3.1.4 结合数据判断故障

利用三比值法，我们只知道该故障为介于300～700 ℃中等温度范围的热故障。但该故障属于连接不良故障，还是铁磁回路故障（比如铁芯短路、外壳上的涡流和铁芯多点接地等）仍无法作出判断。根据电气试验数据，其高压侧直流电阻的最大不平衡系数为1.2、低压侧直阻的最大不平衡系数为0.39，均低于标准值；铁芯对地绝缘电阻为300 MΩ。上述试验帮助我们排除了连接不良故障、铁芯多点接地故障和外壳涡流故障的可能。因此，该故障极有可能是铁芯上的局部热故障。

3.2 故障原因分析

3.2.1 吊钟罩和芯部的检查结果

通过检查吊钟罩，发现上铁轭靠近A相绕组顶端的散热油道处有1块1 cm×3 cm的黑色异物。将黑色异物取下后，该处油道两侧的硅钢片已碰接在一起。经分析，黑色异物的主要成分为油垢。由此可见，该变压器在铁芯上存在局部故障，与上述色谱分析的结论一致。

3.2.2 原因分析

在2004-09—11，该主变的铁芯上一直存在局部发热的现象，故障点周围的油分解为气体的同时形成了油垢。故障初期，故障点能与油充分接触，故障点的发热功率可充分用于分解其周围的油。因此，该阶段的产气率较高；随着时间的推移，油垢逐渐沉积在故障点上，使故障点无法与油直接接触。因油垢是热的不良导体，导致故障点的部分发热功率沿铁芯散发。这样用于分解油的发热功率随油垢的增加而不断减少，即绝对产气速率随时间的推移不断下降。这就是该主变的绝对产气速率随时间变化而减小的原因。

3.3 处理结果

4 结束语

油溶解气体分析法是一种先进的检测技术，它已在电力、供电部门的充油设备管理中得到重视，且对变压器的维护、保养起到了关键性的指导作用。它不仅能判断设备中存在的故障，还能分析故障的性质和大概位置，以进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，从而保证电力系统安全运行。

参考文献

[1]何志编.电力用油[M].北京：水利电力出版社，1986.

[2]李红雷.油浸电力设备在线色谱监测及诊断系统的研究[D].上海：上海交通大学，2009.

〔编辑：张思楠〕