浅析变压器油中溶解气体色谱分析与故障诊断

张敏

摘 要：油中溶解气体气相色谱分析法在变压器内部故障的分析诊断中发挥了重要作用。文结合某电厂实际，从油中溶解气体产生的机理及故障类型和故障识别等几个方面进行分析。

关键词：变压器；溶解气体；色谱分析；故障判别

1 油中溶解气体产生的机理

变压器油由化学性质稳定的烃类组成，绝缘散热性能良好。但当设备中存在故障时，如发热、放电等会导致某些C-H键和C-C键发生断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢自由基，后又迅速化合到稳定态，形成H2和烃类气体如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等，也可能形成碳顆粒和碳氢聚合物。尤其氧化反应时伴随生成少量CO、CO2且能长期累积。固体绝缘材料分解生成大量水、CO、CO2、少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。由于不同类型化学键的键能不同（见表1），不同热量（能量）的故障产生的特征气体也不同。

2 变压器故障类型及故障识别

变压器的故障可分为过热、放电和受潮。随着技术改进，甚少出现受潮。过热有低、中、高三种，温度高低不同，油中溶解气体的特征气体不同。放电依据能量的高低分为高能放电、低能放电和局部放电。

目前应用最多的故障判别方法是GB/T 7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则中推荐的改良三比值法，是用五种气体的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3和表4。确定设备是否存在故障，可参照国标提供的注意值，但应明确其并不是区分设备故障与否的唯一标准，当检测到气体浓度达到注意值时要加强追踪监督。

3 典型实例分析

某电厂进行1号机组带主变及GIS设备零起升压试验，机组运行5分钟后，1号主变B相喷油，1号机组灭磁停机。

事件发生后，电厂人员现地检查1号主变保护情况并采集主变三相油样进行油色谱试验，结果见表5。投运前和预试的数据对比见表6。

根据该500kV主变的色谱测定数据可以看出，故障发生时，H2、总烃均远超注意值150μL/L，C2H2也远超注意值1μL/L。故障后主变油样中的气体以H2和C2H2为主，其次是CH4和C2H6，与高能（电弧）放电故障的特征气体相符，且CO含量也很高，说明故障还涉及固体绝缘。分析如下：

其比值范围编码是：202，根据编码确定设备内部可能存在电弧放电性故障。经核查，器身外围未发现故障点。初步排除以下组件故障：高压套管及高压出线装置部分、中性点套管、低压套管、开关、高压引线、低压引线、相间隔板、线圈外围屏、器身压钉、铁心夹件接地部分。

对故障变压器解体吊出线圈，发现变压器低压侧挡油板机油箱底部存在颗粒杂质，高压线圈局部存在绝缘缺陷，存在两处点状放电故障，最终导致绝缘击穿，变压器在建压时发生故障。根据油箱内的颗粒杂质分布情况，推断其应该是在变压器安装过程中落入。

4 色谱法在故障判断中的不足

气相色谱能为变压器内部故障监测提供可靠、有效的数据，该法虽然灵敏，却也有一定的局限性。例如，有些事故的发生无任何先兆，这说明目前的常规试验项目、周期仍不完善；在故障分析时，单用色谱法无法对故障准确定位，还必须结合电气试验、设备运行、检修等情况综合分析，才能对故障部位、原因、损伤程度等作出准确判断并制定合理的处理方法。因此，为防止大型电力变压器故障，减少故障损失，应增加有效、及时的监测手段，如变压器在线监测装置，就是气相色谱分析技术的补充与发展。

参考文献

[1]GB/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]孙明坚，等.电力用油（气）[M].

[3]咸日常.大型变压器故障的气相色谱综合分析[J]变压器，2003（4）.