色谱分析故障判断参考

1、色谱分析故障判断参考2 充油电气设备常见故障发生部位及主要原因变压器过热性故障 在铁芯和夹件部位出现的铁芯局部短路过热（有时兼多点接地）。其原因可能有：紧固螺栓使铁芯局部短路；穿芯螺栓绝缘破裂或碳化引起铁芯局部短路；焊渣或其它金属异物使铁芯局部短路；夹件碰铁芯使铁芯局部短路；穿芯螺母座套过长造成铁芯局部短路；接地片过长，紧贴铁芯引起局部短路等。 铁芯局部过热。其原因有：磁饱和使铁芯过热；铁芯接缝不良而过热；铁芯冷却油道堵塞等。 在夹件部位短路环流过热。其原因是压钉与压板之间绝缘破裂或位移使开口压板闭口而形成短路环。 铁芯多点接地引起铁芯环流而过热。其原因有：穿芯螺栓绝缘破坏引起多点接地；硅钢片

2、边角翘起碰夹件；夹件尺寸不合碰铁芯；测温屏蔽线碰轭铁；上轭铁太长碰油箱或加强筋；压板位移碰铁芯；安装时定位销钉未翻转或锯掉；金属异物或大量焊渣引起多点接地；方铁与铁芯之间绝缘破坏而相碰；下夹件间铁芯托板与铁芯之间的槽形绝缘板破裂或位移；下部线圈托板太长碰铁芯等。 分接开关接触不良引起局部过热。其原因是分接开关弹簧压力不够或触头之间表面接触不良。 引线局部接触不良引起过热。其原因有：低压引线焊接不良；低压引线与出线套管之间的接头螺母松动；分接开关铜或铝过渡接头焊接不量；高压套管螺母松动等。 固体绝缘过热。其原因有：双餅式线圈带附加绝缘的变压器附加绝缘膨胀，油道堵塞；相间围屏破裂，烧伤；过负荷等引

3、起线圈总体或局部过热；引线绝缘老化等。变压器放电性故障 高压引线接头烧熔发生电弧。主要原因是焊接不良，引线夹板相碰。 高压引线对油箱或夹件放电。其主要原因是：引线太长，弯曲部分离油箱或夹件太近；引线应力锥处绝缘进水受潮；操作过电压作用等。 高压引线火花放电。其主要原因是：引线搭在套管均压球上；套管均压球脱落；套管穿缆导管电位悬浮等。 低压引线间或引线对其它电位体电弧放电。其主要原因是：两相引线距离太近或相碰；引线接头松动，以致烧断。 高压匝、层间或低压相间短路放电。其主要原因有：匝间绝缘裕度不够，或绝缘老化；雷击过电压；接头焊接不良；出口短路冲击等。 分接开关飞弧火花放电。其主要原因有：动触头

4、未落位；分接开关拨叉电位未固定等。 高压线圈垫块与围屏间树枝状放电。其原因是场强集中。充油套管常见故障 末屏引线对地放电。其主要原因有：末屏引线接地端螺母松动、脱落；末屏引线焊接不良脱焊；末屏引线太短，受拉力和接地端螺母的剪切力而断线。 套管上部螺母及引线对导管间火花放电。 导电管对末屏小套管击穿。 电容屏绝缘击穿放电。其主要原因有：端部密封不良，进水受潮；电容芯子卷制缺陷，造成局部放电使绝缘裂解击穿等。 绝缘表面树枝状爬电。其主要原因是电容屏尺寸不当，卷制松散，有皱纹，有气泡。 套管局部过热。其主要原因是穿缆线鼻与引线头焊接不良，导电管与将军帽等连接螺母配合不当。 套管局部过热兼放电。其主要

5、原因是导电管与首屏连接线焊接不良，脱焊。电流互感器（CT）常见故障 悬浮电位放电。原因多是一次线圈支持螺母松动，造成一次线圈屏蔽铝箔电位悬浮。 二次线圈对地击穿的原因是二次开路或绝缘受潮。 屏蔽层间击穿。原因多是主屏有断开处，少放端屏，导致电位分布不均匀。 局部放电。原因多是主屏间、端屏附近的纸和铝箔表面有大量的腊状物，tg增大明显。 U型电容芯底部对地放电。原因多是隔膜破裂，密封破坏，进水受潮。 末屏电容屏击穿或对地放电。原因多是末屏接地不良；脱焊断线；绝缘受潮。 CT局部过热。多因一次引线紧固螺母松动；抽头紧固螺母松动；末屏接地螺母松动。电压互感器（PT）常见故障 悬浮电位放电的原因多是穿

6、芯螺栓和铁芯连接松动，造成螺栓处悬浮电位或金属异物造成的悬浮电位放电。 电弧放电。其主要原因有：串级线圈对铁芯放电，绝缘支持架不良而放电；绝缘进水受潮；一次线圈末端未接地等。 过热性故障的原因尚不明，但tg很大，绝缘性能下降。3故障诊断步骤油中溶解气体分析的目的是为了了解充油电气设备的现状，了解发生异常和故障的原因，预测设备未来的状态，以便将设备维修方式由传统的定期维修，改革为设备状态维修，即预知维修。因此，通过油中溶解气体分析来检测设备内部潜伏性故障，了解故障发生的原因，不断地掌握故障的发展趋势，提供故障严重程度的情况，及时提出处理意见，作为拟定合理维护措施的重要依据，是油中溶解气体分析的主

7、要任务。一般根据分析结果进行内部故障诊断时，应包括下列内容： 判断有无故障； 判断故障的类型。如过热、电弧、火花放电或局部放电等； 诊断故障的状况。如大体部位、热点温度、故障功率、严重程度、发展趋势、以及油中气体饱和水平和达到气体继电器动作所需要的时间等； 提出相应的反事故措施。如能否继续运行，继续运行期间的技术安全措施和监视手段，或是否需要内部检查修理等。4有无故障的判定如上所述，正常运行的设备中，某些非故障原因也会使油中有一定量的故障特征气体，有时这种非故障原因所产生的特征气体浓度甚至远远超过注意值。因此，判定设备内部有无故障时，应特别注意防止这些非故障产气的干扰而造成的错误判断。在实际判

8、断时，首先应将分析结果的几项主要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢）与表1-6所列的注意值比较。其它指标如乙烷、乙烯等可与表比较作为参考。当油中溶解气体含量，任一主要指标超过表列出的数值时应引起注意。但是，导则推荐的注意值是指导性的，它不是划分设备是否正常的唯一判据，不应当作“标准”死扣。最终判定有无故障还应根据追踪分析，考察特征气体的增长速率。有时即使特征气体低于注意值，但突然增长时，仍应追踪分析，查明原因。有的设备因某种原因使气体含量基始值较高，超过注意值，也不能立即判定有故障，而必须与历史数据比较。如果没有历史数据，则需确定一个适当的周期进行追踪分析。如果增长速率低于产气速率注意值，仍可以认为是

9、正常设备。一般说来，仅仅根据一次分析结果就判定为有故障，甚至采取内部检查修理或限制负荷等措施，往往会造成误判断。实际判断时，是把分析结果的绝对值超过表的注意值，且产气速率也超过表的注意值时，才判定为存在故障。 将气体浓度绝对值与表比较时，必须注意对于故障检修后的设备。由于油浸绝缘材料中的残油所残存的故障特征气体，释放至已脱气的确油中，在追踪分析初期往往发现故障特征气体的明显增长。这时，有可能错误判断为故障还未消除。因此，即使检修时油已充分脱气，在修后的两三个月内，如果特征气体增长速率比正常设备快些，则应对设备内部纤维材料中残油所溶解的残气进行估算。其估算公式和步骤如下：绝缘纸中浸渍的油量V1

10、= Vp （1 - d1/d ） （升）绝缘纸板中浸渍的油量V2 = Vb （1 d2 /d ） （升）式中：d1 绝缘纸的密度，取0.8；d2 纸板的密度，取1.3；Vp 设备中绝缘纸的体积 （升）；Vb 设备中纸板的体积 （升）Vp和Vb可由制造厂提供。则设备内部绝缘纸和纸板中浸渍的总油量为：V = V1+V2 （升）设备检修前i组分的浓度为C1（L/L），则纸和纸板中残油所残存的i组分气体量为：Gi = VC1 × 10-6 （升）当设备装油量为Vo（升）时，则修复并运行一段时间之后，上述残气再均匀扩散至体积为Vo的油中，其浓度为：Ci = Gi/ Vo ×10-6

11、= Vci / Vo （L/L）即 Ci= Vp（1-d1/d）×Vb（1-d2/d）Ci/Vo（L/L）因此，分析所得的气体各组分浓度应分别减去Ci值，才是设备修复后油中气体的真实浓度。5 故障严重性诊断 实践证明，仅仅依靠分析结果的绝对值是很难对故障的严重程度作出正确判断的。必须根据产气速率的考察来诊断故障的发展趋势。产气速率是与故障所消耗的能量大小、故障部位、故障性质和故障点的温度等情况有直接关系的。因此，计算故障产气速率，即可以进一步明确设备内部有无故障，又可以对故障的严重性做出初步估计。 导则推荐下列两种方式中的任何一种来表示产气速率。绝对产气速率：即每个运行小时产生某种气

12、体毫升数的平均值。单位为毫升/小时。计算方法：ra = Ci2 - Ci1/ t×G/d式中：ra 绝对产气速率，ml/h； Ci2 第二次取样测得油中气体组分（i)含量，L/L； Ci1 第一次取样测得油中气体组分（i)含量，L/L； t二次取样时间间隔中实际运行时间，h； G 设备总油量。t ； d油的密度，（t/M3）。相对产气速率：即每月某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，单位为%/月。计算方法：rr = Ci2 - Ci1 / Ci1 × 1/t ×100%式中：rr 相对产气速率 （% /月）； Ci2 第二次取样测得油中某气体含量（L/L）； C

13、i1 第一次取样测得油中某气体含量（L/L）； t 两次取样时间间隔中的实际运行时间（月）。导则推荐变压器和电抗器总烃产气速率的注意值如表2-1所示。如果以相对产气速率来判断设备内部状况，则总烃的相对产气速率大于己于10%/月时应引起注意。表1 总烃产气速率的注意值设备形式开放式密封式产气速率（毫升/小时）0.250.5此外，国外也有以每月增加的L/L数来表示产气速率的。一般总烃大于每月16L/L时就应予注意。如大于每月40L/L时可能是较严重故障。实际工作中，与判断有无故障一样，常把气体浓度绝对值和产气速率结合起来诊断故障的严重程度。当绝对值超过表注意值的5倍，且产气速率超过表1注意值的2倍

14、时，可以判为较严重故障。考察产气速率时必须注意：追踪分析时间跨度应适中，一般以1至3个月为宜，且必须采用同一方法进行气体分析。考察期间变压器不得停运，并且负荷保持相对稳定。如欲考察产气速率与负荷的相互关系，则可有计划地改变负荷进行考察。考察产气速率时，如果变压器油脱气处理，或设备运行时间不长及油中含量很低时，采用相对产气速率判定，会带来较大偏差。6 故障类型诊断 在前述中论述了油中溶解气体与内部故障性质的对应关系。基于这关系提出了以油中气体类型，即特征气体为依据的判断设备故障的第一种方法，简称特征气体法。其中具有代表性的是格兰特（Galand）的LCIE法。（见表2） 表2 LCIE 判断法含

15、有C2H2时主要含有C2H4时C2H2H2CH4C2H2H2CH4CO、CO2C2H2H2CH4、C2H4C2H6C2H2H2CH4、C2H6C2H4CO、CO2C2H4H2CH4、C2H6C2H4H2CH4、C2H6CO、CO2油中电弧油浸纸中电弧油中局部放电或弱电弧油浸纸中的强放电主要是H2和不饱和烃；弱放电主要是H2和饱和烃。局部过热主要是CH4时<500，主要是C2H4时>500。局部过热主要是CO2时，油浸纸温度：130<Q<500主要含有CO2时主要含有H2时CO2CH4、CO 也有未测出时纸的热老化。CO2H2CO、CO2油浸纸中微弱的局部放电CO2CH4

16、、C2H6、CO油浸纸中较弱的局部放电。H2视CH4所测出的量的大小，油中有微弱的局部放电。这个方法是首先分析是否存在C2H2，当不存在C2H2时，根据C2H4、CO2、H2三种气体中某一种为主要成分来进行分类，再按其它同时存在的气体种类来判断故障类型的。它仅仅以定性数据的事实为特征，没有考虑各气体组分的相对含量。应用时更需要有丰富的经验，才能作出正确的判断。1977年IEC推荐了一个比值法，即IEC法，又称三比值法。导则推荐了该方法作为故障类型诊断的主要方法。在三比值法中，三对比值以不同的编码表示。IEC三比值的编码规则和判断方法如表2-3所示。表3三比值法（IEC法）的编码规则特征气体的比

17、值比值范围编码 说 明C2H2CH4C2H4例如：C2H2/C2H4=13时，编码为1；CH4/H2=13时，编码为2；C2H4/C2H6=13时，编码为1。C2H4H2C2H6<0.10100.1110013121>3222续表3判断故障的性质三比值法序号故障性质比值范围编码典型例子C2H2CH4C2H4C2H4H2C2H60无故障000正常老化1低能量密度的局部放电010含气空腔中放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体过饱和、空吸作用或高湿度等原因造成的。2高能量密度的局部放电110同上，但已导致固体绝缘的放电痕迹或穿孔。3低能量的放电12012不同电位的不良连接点间或者悬浮电位

18、体的连续火花放电。固体材料之间油的击穿。4高能量放电102有工频续流的放电。线圈、线饼、线匝之间或对地之间的油的电弧击穿。有载分接开关的选择开关切断电流。5低于150的热故障001通常是包有绝缘的导线过热。6150300低温范围的过热故障020由于磁通集中引起的铁芯局部过热，热点温度依下述情况为序而增加：铁芯短路，由于涡流引起的铜过热，接头或接触不良（形成焦炭），铁芯和外壳的环流。7300700中等温度范围的热故障0218高于700高温范围的热故障022注：随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下的增长趋势：乙炔/乙烯比值从0.13增加到3以上；乙烯/乙烷比值从0.13增加到3以上。在这一

19、情况中，气体主要来自固体绝缘的分解。这说明了乙烯/乙烷比值的变化。这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映。甲烷/氢的值通常大约为1。实际值大于或小于1与很多因素有关，如油保护系统的方式，实际的温度水平和油的质量等。 乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000。 乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。导则规定，在应用IEC三比值法时应注意： 只有根据各组分含量注意值或产气速率注意值判断可能存在故障时才能进一步用三比值法判断其故障的类型。对于气体含量正常的设备，比值没有意义； 表中所列每一种故障对应的一组比值都是典型的。对多种故障的联合作用具体分析，从中可以得到故障复杂性和多重性的启示。例

20、如121、122可以解释为放电兼过热。又如在追踪监视中，发现比值组合方式由020122则可判断故障可能是先有过热后发展为电弧放电兼过热。 应注意设备的结构与运行情况，例如对开放式变压器，由于一些气体组分从油枕的油面上逸散，特别是氢和甲烷。因此，在计算CH4/H2比值应作适当修正； 特征气体的比值，应在故障下不断产气过程中监视才有意义。如果故障产气过程停止或设备已停运多时，将会使组分比值发生某些变化而带来判断误差。7故障状况的诊断 故障状况诊断是为了提供故障严重程度和发展趋势的信息，作为编制合理的维护措施的重要依据。根据产气速率可以初步了解故障的严重程度。根据国外一些专家的研究，更仔细的诊断可以

21、估算热点温度、故障功率以及油中气体饱和程度等。 热点温度估算 关于故障点温度的推定，上述的IEC三比值法已反应了比值与温度的依赖关系。日本月冈、大江等人于1978年研究并提出了纯油分解时三比值C2H4/C2H6；C2H6/C3H8；C2H4/C3H8与温度的关系，研究证明，在400以下时，上述比值变化不大，超过400时，比值与温度成直线关系急剧上升。由此提出400以上时三个比值与裂解温度的关系公式： T= 322 log（C2H4/C2H6）+ 525 （） （2-1） T= 260 log （C3H6/C3H8）+ 440 （） （2-2） T= 190 log （C2H4/C3H8）+ 4

22、65（） （2-3）同时他们研究了100300时绝缘纸在油中裂解产生CO2/CO比值的温度特性，推定热点温度的下列经验公式： 300以下时： T= -241 log （CO2/CO）+ 373 （） （2-4） 300以上时： T= -1196 log （CO2/CO）+ 660 （） （2-5） 由于我们所分析的气体不包括C3，因此在实际工作中可以应用三比值法对热点温度进行估计。故障实例证明，这种估计一般是比较符合实际的。对于绝缘油高于400的局部过热，也可应用（2-1）式进行估算。当故障涉及固体绝缘分解；例如导线过热时，可参考（2-4）式或（2-5）式进行估算。 变压器瓦斯动作与脱气时间的

23、估算： 根据亨利定理，可对存在的潜伏性故障的变压器可能发生瓦斯动作的时间进行估算，以便事先采取对策，可对油进行真空脱气处理，防止气体继电器动作。具体作法是根据油中溶解气体各组分的浓度利用亨利定理的溶解系数，求出每个组分的平衡分压，再求出气体气相的总压力，进而利用油中溶解气体的产气速率，即可估算出变压器瓦斯动作时间。例如某故障变压器的分析数据如下：气体组分名称油中溶解气体（L/L）油中溶解气体各组分的产气速率（L/L/h）H25702.5N234300/O29300/CO1101.5CH420153.0CO248704.5C2H4190.5C2H65101.0C2H290.02 根据亨利定理Ci

24、气=Ci油/Ki 计算变压器近期的油气平衡压力H2（L/L） 570/0.05= 11420N2 （L/L）34300/0.09= 381110O2 （L/L） 9300/0.17= 54705CO（L/L） 110/0.12= 917CH4（L/L） 2015/0.12= 4686CO2（L/L） 4870/1.08= 4509C2H4（L/L） 19/1.70= 11C2H6 （L/L） 510/2.4= 212C2H2（L/L） 9/1.2= 7总计 = 457577 0.45 大气压计算每天的油气平衡压力增长值： CO 1.5×24/0.12= 300 （L/L/天） H2

25、2.5×24/0.05 = 1200 CH4 3.0×24 / 0.43 = 167 CO2 4.5 × 2.4 /1.08 = 100 C2H4 0.5 ×24/ 1.7 = 7 C2H6 1.0 × 24/ 2.4 = 10 C2H2 0.02 ×24 / 1.2 = 0.4 = 1784 0.0018 大气压/天计算变压器内油气平衡饱和压力达到一个大气压时所需要的时间：1.0 - 0.46 / 0.0018 289 天也就是说在280天后瓦斯会动作。使用此估算时应注意：一是故障是在不簖发展的的，产气速率也会不断在增加，则应不及时

26、核算油气平衡压力。二是在长期的过热性故障中，产生的气体除C1C2的烃类气体外，还同时产生C3H6、C3H8以及C4的气体，这些C3以上的气体我们未检测。所以在考虑瓦斯动作时间时应留有余度。瓦斯动作时间估算后，在无停运条件下，可根据估算结果采取措施：如限制负荷、对油进行脱气等。故障能与面积的估算： 产气速率与故障点能量的关系：绝缘油的平均活化能（E），约为50千卡/摩尔，即油热解产生一摩尔体积（标准状况下为22.4升）的气体所需的热能应为50千卡，则每升热解的气体所需的焦耳能为：Qi = 50千卡/摩尔×4.18千焦/千卡×1/22.4= 9.33千焦/升式中4.18为热力当

27、量（1千卡=4.18千焦尔=427公斤·米）Q值是一个理论值，由于温度不同，油裂解时实际消耗的热量往往大于理论值，从而导出热解效率这一概念。 即热解效率系数 = Qi/Qp （2-6） 式中：Qi 理论值 （千焦/升）Qp 实测值 （千焦/升）据一些国外学者研究，在局部放电时，=1.9×10（以计）苏联申卡维茨测定值为.×，日本木下仁志测为1.27×103，另外他根据铁芯局部过热与线圈层间短路的模拟试验时，对热解效率系数测定结果见图2-1。1.010-2 10-410-610-8 200 400 600 800 图2-1热解效率系数（）从热解效率这一概念

28、导出故障能源功率的计算公式为： P = Qi ·V / ·H （2-7） P - 故障能源功率 （千瓦） Qi 热解每升气体所需要的理论热值9.33千焦/升 V - 故障时间内产气量（升） 热解效率系数H 故障持续时间（秒） 产气速度与故障面积的关系：油的裂解是化学反应的一种，因此，可把产气速度与化学反应速度等同看待。 把阿累尼乌斯的化学反应与温度的关系公式： luK = - E/RT + lu A 简化为 = /T （2-8）式中：K- 反应速度系数 T 温度（°K）°K=273+ 、 系数（与温度有关）按不同温度下实测的、值，列出以下产气速度与温度关

29、系的经验公式：T = 200300 lu K = 1.20 - 2460/T （2-9）T = 400500 lu K = 5.50 - 4930/T （2-10）T = 500600 lu K = 14.40 - 11800/T （2-11）式中：K 单位面积产气速度（毫升/cm2·小时） T 温度（°K）800以上过热故障单位面积的产气速度与温度的关系见图2-2。根据以上公式及图2-2可以估算故障源面积。lg101 lg100 t +273 lg10-1 lg10-2 1100 1000 900 800 t() 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 温度 (1

30、/T×104 )图2-2 800以上油裂解产气速度与温度的关系故障源面积S = r/K式中：r 单位时间产气量（毫升/分钟） K 单位面积产气速度（根据面积求算）例题：某台120000kVA变压器，油量43m3。色谱分析结果如下：日期H2 CH4C2H6C2H4C2H2C3COCO2总可燃物投运前875313133630010018天后17001400310240029031011042006420 故障源温度估算：根据经验公式 T=322 lg（C2H4/C2H6）+ 525 T = 850 故障源功率估算已知T = 850 查图2-1 得热解效率系数=5×10-2已知油

31、中可燃物增量C=6320L/L。运行18天（T=1.56×106秒）产气总量为6320×43×1000=2.65×108微升=265升。故障源功率=265×9.33/5×10-2×1.56×10-60.0317千瓦或31.7瓦。 故障源面积已知T=850 查图得知单位面积产气速度为0.1毫升/mm2·分 实际产气速度r=265/18=14.7升/天=10.2毫升/分 故障源面积 Q = r/K=10.2/0.1 =102mm210×10mm。8测量油中总气量和氧气量对故障诊断的作用 正常运行变压

32、器油中溶解气体组成主要是氧和氮。在隔膜式变压器中，氧气是制造和安装时残留于油纸绝缘中的，当其溶解均匀之后，从理论上来说，运行设备油中氧气因绝缘物氧化而被消耗，应不断减少。当油脱气完全，并保持全密封时，运行油中总气量和氧气含量是很低的。当总气量和氧气量明显增加时，如果不是取样和分析过程中的偶然误差，那么，估计可能是隔膜或附件（如潜油泵）泄漏所致。如果总气量明显增长，但氧气含量却很低，甚至为零或出负峰时，则设备内部很可能有故障，此时应注意观察油中可燃性气体的分析结果。 开放式变压器因油面长期与空气接触，在相应的油温下，空气中会有一部分氧溶于油中，由于对油的溶解度存在差异，通常油中氧气所占的比例也比

33、空气中氧气的比例要大些。 无论哪种油保护方式的变压器，当内部存在慢性热故障时，分解气体将使油中总气量增加，同时由于故障热源处的氧化过程将会加速氧气消耗，并且对油溶解度很高的故障特征气体还会从油中置换出部分氧气。由于很难通过油来补充氧，就会使油中氧气不断降低。实践证明，故障越严重或存在的时间越长，油中氧气含量就越低，总气量就越高。在开放式变压器中，当总气量超过1.1%，且氧气含量低于16 %时，一般可能预示设备存在内部故障。如果总气量很高，氧气亦高，则可能油溶解空气过饱和。这时压力和温度一变化，就会释放出气体，引起轻瓦斯报警。 当油中总气量和氧气含量都很低，而氢烃量也不高时，如发生在温度和负荷降

34、低时轻瓦斯报警；有可能是由于呼吸器堵塞所致。 此外，对于特征气体完全溶解于油中的缓慢故障，为了尽可能可靠地估算达到油中溶解气体释放所需要的时间，正确地测定变压器油中氧气和氮气的含量也是很重要的。9气体继电器动作原因的判别 当变压器的气体继电器动作时，可以使用导则推荐的气液平衡法判断故障。表2-3列出了气体继电器动作的部分原因和故障推断，可供判断时参考。 气液平衡判据法是在分析气体继电气中自由气体的同时，分析油中溶解气体，分析结果导入分配定律公式，求出在平衡条件下的对应的理论值，即用自由气体各组分的浓度和组分的Ki值求出油中气体同组分浓度理论值，或从油中气体组分浓度值与Ki值求出自由气体同组分浓

35、度的理论值。气体继电器的动作原因及故障推断表序号动作类别油中气体自由气体动作原因故障推断 1重瓦斯动作空气成分CO、CO2稍有增加无自由气体260-400时油的气化大量金属加热到260-400时，即接地事故、短路事故中绝缘未受损伤时 2轻瓦斯动作空气成分CO、CO2和H2较高有自由气体，有少量H2和CO铁芯强烈振动和导体短时过热过励磁时（如系统振荡时） 3 重瓦斯动作空气成分无自由气体继电器安装坡度校正不当或油枕与防爆筒无连通管的设备防爆膜安放位置不对无故障 4轻、瓦斯同时动作空气成分，氧含量较高有自由气体，空气成分补油时导管引入空气，或安装时油箱死角空气未排尽同上 5重瓦斯动作空气成分无自由

36、气体地面强烈振动，如地震或继电气结构不良同上 6轻重瓦斯同时动作同 上同 上气体继电器进出油管直径不一致造成压差或强迫油循环变压器某组散热器阀门关闭同 上7轻瓦斯动作同 上同 上继电器接点短路继电器外壳密封不良，进水造成接点短路8轻瓦斯动作，放气后立即动作，越来越频繁总气量增高，空气成分，氧含量高，H2略增，有时H2略高大量气体，空气成分，有时H2略高附件泄漏，引入大气，（严重故障）变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等漏气9 轻瓦斯动作，放气后每隔几小时动作一次同 上气量较高，同 上 同 上（中等故障）同 上10轻瓦斯动作，放气后较长时间又动作同 上同 上 同 上（轻微故障）同 上11轻瓦斯

37、动作，投运初期次数教多，越来越稀少有时持续达半月之久总气量很高，氧含量很高，有时H2略增有自由气体，空气成分，有时有少许H2油中气体饱和温度和压力变化释放气体（常发生在深夜）安装工艺不周，油未脱气和真空注油12轻瓦斯动作空气成分，含氧量正常无自由气体负压下油流冲击或油位过低（多发生在温度和负荷降低或深夜时）隔膜不能活动自如或油位太低时13同上空气成分，氧气含量很低，总气量低同 上 同 上开放式变压器呼吸器堵塞不畅14轻瓦斯动作，几小时或十几小时动作一次总含气量高，含氧量低，总烃高，C2H2和CO不高有自由气体，无C2H2，CO少和CH4高油热分解（300以上）产气，溶解达到饱和过热性（慢性）故

38、障，存在时间较长15轻瓦斯动作，同上述规律总含气量高，含氧量低，总烃高，CO和CO2亦高有自由气体，无C2H2，CO2、H2较高，CO很高油纸绝缘分解产气，饱和释放过热性故障，热点涉及固体绝缘16轻、重瓦斯同时动作同上，但C2H2很高，有时CO并不突出有大量自由气体，CO、H2、CH4均高，C2H2高油纸绝缘分解产气，不饱和释放电弧放电（匝、层间击穿，对地闪络等）17同 上 同 上但CO不高有大量自由气体，H2、CH4高，C2H2高，但CO不高油热分解产气，不饱和释放电弧放电未涉及固体绝缘（分接开关飞弧） 判断方法是： 如果理论值与实测值相近IEC文件提出（理论值/实测值）比值为0.52.0，

39、可视为达到平衡状态，且油中气体浓度稍大于气相气体浓度，反映气相与液相气体浓度基本达到平衡状态，说明设备存在发展较缓慢的故障。再根据产气速率可进一步求出故障持续时间与发展趋势。 如果理论值与实测值相差大，且气相气体浓度明显高于油中气体浓度，说明故障产气量多，设备存在较为严重的故障。再根据产气量与产气速率进一步估计故障的严重程度与危害性。此气液平衡法，在一些方面尚需进一步研究。例如，故障缓慢时产气慢易溶于油中，但一般故障是发展的，当其故障发展到能量大，产气快时一部分气体来不及溶解就会进入气体继电器中，这时油中溶解气体远远没有饱和。显然这是不平衡条件下释放出气体。此外，奥斯特瓦尔德常数受压力、温度等

40、参数的影响较大。开放式变压器的气体逸散损失亦不可忽视，加之取样不慎时气体泄漏，或取样不及时，某些气体对油的回溶等均有造成误判断的可能。10 固体绝缘材料热分解判断当故障涉及到固体绝缘时，会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。但是，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中碳的氧化物的含量上，尚未发现明显的界线。因此导则未作明确的规定。导则认为，对于开放式变压器，如果总烃的含量超正常范围，而CO含量超过300L/L，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性，若CO含量虽然超过300L/L，但总烃含量在正常范围，一般也可认为是正常的；对某些双饼式线圈带附加绝缘的变压器，当CO含量超过30

41、0L/L时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。经验证明，在考察CO和CO2两种气体含量时，更应注意具体变压器的结构特点（如油保护方式）、运行温度、负荷情况、运行检修史等情况加以分析。对于隔膜式变压器，如果按96%的值作为正常水平，CO和CO2的注意值应为1000L/L和7000L/L（14年之内），其CO/CO2的比值大于0.5则应注意。对于开放式变压器的96%正常水平的CO和CO2值分别为400L/L和4500L/L。运行三年后，CO/CO2的极限应为0.33，如果3年后的CO/CO20.33，且CO或CO2的绝对值又较大时，则可能存在固体绝缘热分解现象。上述统计规律只适用于慢性故

42、障，对于突发性故障，一般由于CO难溶于油中，所以往往绝对值较小，其CO/CO2也较小。另外，当环境温度或负荷变化时，CO和CO2的绝对值的变化十分显著，且对开放式尤其明显。一般说来。头年12月至来年5月间的分析值较低，而每年69月间的分析值较高。值得指出的是油中气体分析在判别过热故障是否涉及固体绝缘的准确性一直未很好得到解决。尤其是根据油中CO和CO2气体判断缓慢发展的线圈过热故障更为困难。针对这种情况，目前已开展的油中糠醛含量分析，对于克服用CO和CO2判断固体绝缘过热的不准确性是很有效的。11防止少油设备爆炸的有关问题 少油设备内部一般可承受0.25Mpa的最大压力。当少油设备内部故障使油

43、纸绝缘材料分解产气，导致压力超过该极限时，就可能发生爆炸事故。从少油设备事故现象分析，除有的是无前驱现象的突发性事故外，也有许多是由有前驱现象的慢性故障，例如绝缘受潮、局部过热、树枝状爬电或火花放电等发展成突发性事故的。在少油设备内部存在慢性故障时，故障热源使绝缘材料分解产气，并大部分溶解于油中。当油中溶解气体浓度达到Cil（L/L）时，根据亨利定律，油面气体分压力将为：Pil = 10-6 Cil/Ki （2-12）式中Ki为i组分气体的奥斯特瓦尔德系数。则根据分压定律，油面气体总压力为：PG1 = Pil = 10-6Cil/Ki （2-13）此时分解气体在气液两相中处于溶解扩散的动态平衡

44、状态。当不断分解产气使PG1接近1大气压时，油中溶解气体即达到饱和状态（对于密封较好的设备，饱和压力将大于1个大气压）。油中气体饱和后，将有大量的自由气体释放于油面空间，使油面气体压力急增，设此时压力为PG2，则气体在油中溶解浓度将相应增加至Ci2，亦即：PG2 = 10-6 ci2/Ki （2-14）从而气体在两相中处于新的平衡状态。这种不断建立新的动态平衡的过程，将使设备内部压力不断上升。此外，运行中少油设备由于温升使油的体积膨胀，亦增加设备内部油面空腔压力。当油温从20升至95时，油面空间气体压力按下式计算：P95 =P20·V20·T95 / T20（V20-V1）

45、 （2-15）式中：P95 - 95时，设备内部油面空间气体压力（Mpa） P20 - 20时，设备内部油面空间气体压力为0.1Mpa， T95 绝对温度（273+95） T20 绝对温度 （273+20） V20 - 20时，油面空间体积（升）； V1 当油温从20升至95时油的体积增量， 即V1 =V ·（95-20），其中为油膨胀系数，取6.5×10-4/，V为设备20时油的体积（升）。对于存在慢性故障的少油设备，由于产气和油膨胀均使设备内部压力增长，当其达到了0.25Mpa时，即可能发生爆炸。但是，这里仅仅是指静态压力的情况。如果是突发性电弧放电的场合，则由于气体冲

46、击波的作用，爆炸压力将更低。油膨胀增加设备内压力对于所有运行中少油设备都是存在的。只有故障设备才存在油中产气使设备内压力增加的现象。由于油中溶解气体饱和压力接近1个大气压时，将释放出大量的自由气体，使压力剧增，因此对于已判定存在慢性故障的设备，应不断地根据油中气体分析结果，按（2-13）式估算其气体压力。当压力远小于1个大气压时，按（2-11）式估算油中气体达到饱和释放所需要的时间。以及时检查修理或更换。 少油设备爆炸事故多见下列原因： 绝缘受潮：当设备直接进水受潮时，往往绝缘突然击穿，导致突发性爆炸事故。这种事故是无法预知的。但是运行中少油设备绝缘有很多慢性受潮，这时从设备底部取油样分析微水

47、含量和测定击穿电压，可以检出这种异常现象。 由于制造质量不良，如绝缘不清洁、包制松散，绝缘层间有绉折，空隙、少放电屏而造成均压效果不佳、真空处理不彻底等，这类质量缺陷会使设备在运行中发生局部放电而分解出大量的H2和CH4气体，严重时会发升树枝状放电，产生少量的H2和C2H2气体。放电将使绝缘老化，分解产生CO和CO2，且介质损耗增加，局部放电量很大。在投运初期，如果坚持对设备的介损和局放测量及油中气体分析，是可以检出这类缺陷的。 末屏引线或接地线接触不良，甚至断线引起火花放电。在尚未导致绝缘击穿前，火花放电将产生大量的H2、C2H2和其它烃类气体，当放电涉及固体绝缘时，还会产生大量的CO和CO

48、2。12综合诊断和分析意见的处理 当变压器内部存在过热、放电等故障时，除了热源使绝缘材料分解产气之外，还伴有其它电气、物理、化学性能的变化。有时随着内部故障的发生和发展，设备内部压力和温度上升等，从外观方面也有可能发现某种异常现象。另一方面，油中故障特征气体的产生有时与运行和检修情况有关。因此当根据油中气体分析认为可能存在内部故障时，还应结合电气、化学试验结果和运行检修史，以及外部检查等进行综合判断。这样，不仅有助于明确判断故障类型，而且也有利于对故障部位作出估计。 学试验结果与油中气体分析结果是具有一定的一致性的。例如，油中可燃性气体较高时，油的闪点可能有明显下降；因导电回路接触不良而引起过

49、热故障时，直流电阻的不平衡将可能超过规定的标准；当油中C2H2单值较高，判断为可能存在低能放电故障时，使用超声波局部放电检测仪进行测试，可以进一步明确判断；如果氢气单值增高，那么设备内部是否存在空穴性局部放电或进水受潮，则除了进行外部检查，观察是否存在受潮路径之外，还应对变压器引线进行介损测量或对本体和油进行电气试验，并应对油进行微量水分析。此外，当认为变压器可能存在匝、层间短路故障时，可以进行变压比和低压励磁电流测定等试验。如果保护继电器动作，而油中气体分析认为设备无异常时，为了慎重起见，一方面应注意取油样的部位和时间，另一方面应对保护继电器的动作特性进行试验。 表列出油中气体分析判断结果与

50、其它试验相目的关系，供参考。变压器的试验 项目油中气体分析判断结果备注过热故障放电故障电弧放电火花放电绝缘油试验 # # #击穿电压、酸值、微水、闪点、体积电阻率铁芯有引接地线时测量接地电流或开路电压 #绝缘电阻测定 # # #变压比试验 # # 低压励磁电流测定 # #直流电阻测定 # #耐压试验 # #介损试验 #局部放电试验 #保护继电器、保护装置动作试验 # # #确认动作特性有载调压开关切换装置动作试验 # #辅助设备检查和试验 # # #确认有无异常自由气体分析 # # #取气体继电器内积存气体分析 注：符号“”包括局部放电故障。 当油中气体分析判断为几种故障类型叠加时，也应追加相

51、应的试验项目。确诊设备内部存在故障时，提出的建议要根据故障的危险性，设备的重要性及负荷需求等情况，并同时考虑安全和经济性来制定合理的故障处理意见。设备故障处理意见包括油脱气处理、限制负荷和内部检查检修等。在根据油中气体分析结果，对设备进行诊断时，从安全和经济性考虑，对于某些热故障，一般不应盲目地建议进行吊罩内部检修。而且应首先考虑这种故障是否可以采取油脱气处理或改善冷却条件，或限制负荷等措施来予以缓和或控制其发展。事实上，有些热性故障是设计结构上的原因，根本无法修理，还有的故障即时吊罩吊芯检查也难以找到故障源。不少实例说明，某些存在热故障的设备，采取改善冷却条件、限制负荷等措施，只要油中溶解气

52、体未达到饱和，即使不吊罩检修也能达到安全运行，避免造成热性损坏的目的。由于采取的措施不当，也确实造成过人力和物力的浪费。例如，有的设备存在热性故障，却不继续监视运行，在负荷紧张的情况下盲目采取紧急停电吊罩（芯）检查，造成了不必要的停电损失。有的设备故障特征气体远未达到饱和，却进行脱气处理，这都是不经济的。 编者根据多年的故障判断经验，提出以下对运行中设备发生内部故障时的处理意见，供参考；当总烃在150L/L以上，乙炔在10L/L以下时，应进行每月一次的追踪分析。次月计算出的绝对产气速率达3mL/h以上时，应改为每1015天一次的追踪分析。总烃在1000L/L以上，3000L/L以下，乙炔在10

53、20L/L，应进行每710天一次的追踪分析；次月计算出的的绝对产气速率达3mL/h以上时，应提出尽快安排时间进行内部检查。总烃超过3000L/L，乙炔超过40L/L，不应再进行追踪分析（应排除带油补焊变压器油箱的可能性）。应明确提出停运检查的意见。由于油对各组分有一定的溶解度，当气体含量达到一定数量级时，会达到一个散失与产气的动态平衡。因此在各组分上升到一定程度时，考察产气速度会产生很大的误差。因此在总烃上升到2000L/L以上时，要正确地考察产气速度，必须先将油中总烃真空脱气，降低至150L/L以下再进行。对于放电性故障来说，只要是测出乙炔含量达100L/L以上，并占总烃的主要成分时，就应明确提出为放电性故障，要求立即进行停运检查，并明确指出不得再通电试投，否则会造成不可挽回的严重后果。对于单纯性的过热性故障，常会出现总烃上升到一定值后达到稳定的现象。一般只要总烃稳定在1000L/L左右，可进行每季一次的绝对产气速率的考查。当绝对产气速率在3mL/h以下或不再增长时，可保持每季一次的追踪分析。当绝对产气速率上升至10mL/h并不断上升时，再提出要求安