变压器油中溶解气体的成分和含量

1、变压器油中溶解气体的成分和含量 与充油电力设备绝缘故障诊断的关系 摘要：介绍了通过分析变压器油中溶解气体的成分和含量以判断充油电力设 备故障的机理和方法。 关键词： 变压器；变压器油；气相色谱法；比值法 1 前言 气相色谱法一直是国内外许多电力设备制造厂作为检验质量、开发新产品的 有力工具。实践证明，用气相色谱法能有效地发现充油电力设备内部的潜伏性故 障及其发展程度，而利用其他电气试验方法很难发现某些局部发热和局部放电等 缺陷。故在 1999 年颁布执行的电力设备预防性试验规程中，把油中气体色谱分 析放在“电力变压器及电抗器”试验的首位。某些变压器厂家在其产品中还装设 了 DGA（dissol

2、ved gas analysis ，即溶解气体分析 ） 自动检测报警系统 2 故障分析的机理 充油的电力设备 （ 如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管和充油电缆等 ） 的绝缘主要是由矿物绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料 （ 如电缆纸、绝缘纸板等 ） 所组成。其中矿物绝缘油即变压器油，是石油的一种分镏产物，其主要成分是烷 烃（CnHn+2）、环烷族饱和烃（CnHn）、芳香族不饱和烃（CnHn-2）等化合物。有机绝缘材 料主要是由纤维素（C6HQ）n构成。在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐 老化、变质，会分解出极少量的气体（主要有氢H、甲烷CH、乙烷CH、乙烯C2H、 乙炔GH、一氧化碳CO

3、二氧化碳CO等7种）。当电力设备内部发生过热性故障、 放电性故障或受潮情况时，这些气体的产量会迅速增加。表 1 列出气体的种类与 外施能量的关系 这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升在绝缘油的面上，例如变压器 有一部分气体从油中逸出进入气体继电器（瓦斯继电器）。经验证明，油中气体的 各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备运行过程中，定 期测量溶解于油中的气体组织成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在 的潜伏性故障有非常重要的意义 表1气体种类与外施能量的关系 气体 CO CO H2 CH GH6 GH4 GH2 能量J 53.87 89.49 17.53 14.66

4、 14.70 40.78 60.7 3特征气体色谱的分析和判断 3.1判断有无故障的两种方法 3.1.1 与油中溶解气体的正常值作比较判定有无故障 若氢和烃类气体不超过表2所列的含量，则认为电力设备运行正常 表2油中溶解气体的正常值 气体成分 H2 CH GH4 CbFb 总烃 (C1+C2) 正常极限值/ H-1 100 45 35 55 5 100 3.1.2 根据总烃产气速率判定有无故障 当总烃含量超过正常值时，应考虑采用产气速率判断有无故障。绝对产气速 率V: 相对产气速率V : 般来说，对总烃产气速率1mL/h的电气设备可判定有故障。 若总烃含量的绝对值小于正常值，总烃产气速率小于正

5、常值，则电气设备正 常；若总烃含量大于正常值，但不超过正常值的3倍，总烃产气速率小于正常值, 则设备有故障，但故障发展缓慢，可继续运行；若总烃含量大于正常值，但不超 过正常值的3倍，总烃产气速率为正常值的12倍，则设备有故障，应缩短检 验周期，密切监视故障发展；若总烃含量大 于正常值的3倍，总烃产气速率大于正常值的3倍，则设备有严重故障，故障发 展迅速，应立即采取必要的措施，有条件时可进行吊心检修。产气速率与故障性 质的关系见表3 表3产气速率与故障性质的关系 绝对产气速率/mLh-1 故障特征 10 带有烧伤痕迹 5 严重过热性故障，但未损坏绝缘 1 过热性故障 3.2 判断设备故障性质和类

6、型的几种办法 当油中气体的含量超过表 2 所列的正常值时，可用如下几种方法分析判断。 3.2.1 三比值法 这种方法选用 5 种特征气体构成三对比值，在相同的情况下把这些比值以不 同的编码表示，根据测试结果把三对比值换算成对应的编码组，然后查表对应得 出故障类型和故障的大体部位。但此法所给编码组并不全，这给实际分析工作带 来诸多不便。通过对 102 个设备故障案例分析得出所有编码组与设备故障的对应 关系，并对编码“ 000”提出不同看法。 按三比值法“ 000”编码属设备正常老化、 无故障。而实际案例的编码“ 000”属低压故障范畴，见表 4 322 分析CO CO含量及CO/CO比值法 充油

7、设备中固体绝缘受热分解时，变压器油中所溶解的CO、CO2 浓度就会偏 高。试验证明，在电弧作用下，纯油中 CO占总量的01% CO占03%纸板和 油中CO占总量的13%24% CO占1%2% 酚醛树脂和油中 CO占总量的24% 35% CO占02% 230600C局部过热时，绝缘油中产生的气体中 CO含量很低, 为0.0170.028mg/g, CO不能明显测到。局部放电、火花放电同时作用下，纯 油中CO不能明显测到、CO占5%主右；纸和油中CO占总量的2% CO占7.1%; 油和纤维中CO占总量的10.5%, CO占9.5%。固体绝缘中含水量大时，CO/CC匕 值小。故障温度高，时间长时，C

8、O/CO比值大。而严重故障时，生成的CO来不及 溶解而导致故障，这在CO/CO比值上得不到反映。IEC导则推荐以CO/CO比值作 为判据，认为比值大于 0.33 或小于 0.09 时，很可能有纤维绝缘分解故障。 表 4 用三比值法判断及故障性质 故障性质 比值编码组 (C2H/C2H、 GH/C2I4、CH/H) 典型例子 轻度局部放电 010 由于浸渍不完全，绝缘内含 有气隙 较严重的局部放电 110 气隙放电已导致固体绝缘有 放电痕迹 低能量放电 202 212 200 不同电位的绝缘之间发生火 花放电或悬浮电位（因接触不 良引起的）发生火花放电；围屏 树枝状放电；分接开关错位； 铁心接地

9、铜片与铁心多点接 触；选择开关调节不到位 低能量放电兼过热 220 222 高能量放电 102 112 101 100 有工频续流的放电；绕组之 间或绕组对地之间的绝缘油发 生电弧击穿；调压开关切断电 源；分接开关拔叉处围屏放电 咼能量放电兼过热 120 121 122 低于150C的热故障 001 一般性的绝缘或导线过热 150300C范围的过热故 障 020 000 引线外包绝缘脆化；绕组油 道堵塞；铁心局部短路 300700C范围的过热故 障 021 由于磁通集中引起铁心的局 部过热；铁心多点接地或局部 短路；分接开关引线接头接触 不良；铁心和外壳产生涡流 700C以上的高温过热故障 0

10、22 002 323 无编码比值法 这种方法的原理是：油和固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电形式下产 生的气体也不同。当总烃含量超过正常值时，先计算出乙炔和乙烯的比值，当其 值小于0.1时为过热性故障。计算乙烯与乙烷的比值，确定其过热温度，当其值 大于0.1时为放电性故障。计算甲烷与氢气的比值，确定是纯放电还是放电兼过 热故障。具体分析判断方法见表 5和图1 324 单项成分超标分析法 324.1HH 超标 表5用无编码比值法判断故障性质 故障性质 GH2/C2H4 GH/C2H6 CH/H2 低温过热v 300C v 0.1 v 1 无关 中温过热300700C v 0.1 1v比值v 3

11、 无关 高温过热700C v 0.1 3 无关 0.1 v比值v 高能量放电 无关 v 1 3 咼能量放电兼过热 0.1 V比值V 3 无关 1 低能量放电 3 无关 V 1 低能量放电兼过热 3 无关 1 图1变压器故障分区图 变压器内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。如 果色谱分析发现H2含量超标，而其他组分并没有增加时，可判断为设备含有水分 为进一步判断，可加做微水分析。导致水分分解出氢有两种可能：一是水分和铁 产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料 含水量比油中含水量要大 100 多倍，而 H2 含量高大多数是由于油纸绝缘内含有气

12、 体和水分，故在现场处理设备受潮时仅靠采用真空滤油法不能长久地降低设备中 的含水量，原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大 3.2.4.2 C2H2 超标 C2H2的产生与放电性故障有关，当 GH2含量占主要成分且超标时，则很可能 是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。 另外，如果其它组分没超标， 而GH2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。 3.2.5 特征气体法 在过热性故障中，当只有热源处绝缘油分解时，特征气体CH4和两者之 和一般占总烃的80%以上，且随着故障点温度的提高，C2H4所占比例也增加。一般 来说，高中温过热时，H2占氢烃总量的27%下，且随温

13、度升高，H2的绝对含量 有所增长，但其所占比例却相对下降。严重过热时也会产生少量但不会超 过总烃的 6%。当过热涉及固体绝缘时，除了产生上述气体之外，还会产生大量的 CC和CO。当电气设备内部存在接触不良时，如分接开关接触不良，连接部分松 动，绝缘不良，特征气体会明显增加。 当超过正常值时， 其一般也占总烃量的 80% 以上，且随着运行时间的增加，GH所占比例也增加 3.3 故障热点温度的估算 日本的月冈、大江等人推荐的热点温度高于 400C时，估算热点温度的经验 公式为： 国际电工委员会IEC标准指出，若CO/CO的比值低于3或高于11,则认为 可能存在纤维分解故障，即固体绝缘的劣化。当涉及到固体绝缘裂解时，绝缘低 热点的温度经验公式为： 300 C以下时 300C以上时 4 结论 采用气相色谱方法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