变压器油中溶解气体分析教案

1、武汉华能阳光电气有限公司变压器油中溶解气体分析一、产气原理（一）绝缘油的分解大约油温在150时，就能产生甲烷；150-500左右时产生乙烷；大约500时产生乙烯，随着温度的逐渐升高，乙烯占总烃的比例越来越大；800-1200左右时产生乙炔。生成碳粒的温度约在500-800左右。变压器油主要是由碳氢化合物组成（烷烃CnH2n+2，环烷烃CnH2n或CnH2n-2 ，芳香烃CnH2n-6。绝缘纸的成分主要是碳水化合物（C6H10O6）n。由电和热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢

2、气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-石蜡）。故障初期，所形成的气体溶于油中；当故障能量较大时，也能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备内部。低能放电，如局部放电，能过离子反应促使最弱的键C-H键断裂，主要重新化合成氢气。随着放电能量越来越高，如火花放电、电弧放电，能使C-C断裂，然后迅速以C-C键、C=C键、CC键的形式重新化合成烃类气体。 （二）绝缘纸的分解 纸、层压板或木块等固体绝缘材料分解时，主要产生CO、CO2，当怀疑故障涉及固体绝缘时，一般CO2/C03。（三）气体的其它来源如分接开关油室向主油箱渗漏（C2H2高）；设

3、备油箱带油补焊（C2H2高）；潜油泵出故障（是高速泵，轴和轴瓦产生磨擦，C2H2高，应改为低速泵）；变压器油中含水（H2高）；本体受潮（H2高）等均可产生气体。（三）变压器内部故障的类型 变压器内部故障分为热性故障和电性故障两种，热性故障按温度高低又分为低温过热、中温过热和高温过热三种故障，电性故障按放电的能量密度分为局部放电、火花放电和电弧放电三种故障，现分别叙述如下。 1、热性故障 热性故障是指变压器内部的局部过热温度升高，而不是变压器正常运行时由铜损和铁损转化而来的热量，使上层油温升高。 （l）热性故障的分类。当变压器内部发生局部过热时，人们可以按温度的升高范围分为四种情况：150以下属

4、于轻微过热故障，150300属于低温过热，300700属于中温过热，大于700 属于高温过热。 （2）热性故障产生的气体。热性故障是因热效应造成绝缘物加速裂解，所产生的特征气体主要是甲烷和乙烯，两者总量约占总烃的80，随着故障点温度的升高，乙烯在总烃中所占的比例增大，甲烷为次，乙烷和氢气更次。其中氢气的含量一般在27以下。通常热性故障是不产生乙炔的，但是，严重过热也会产生少量乙炔，其最大含量不超过总烃量的6%，当过热涉及固体绝缘物时，除了产生上述气体外，也会产生大量的CO和CO2。 （3）热性故障产生的原因，可以分为下列三种情况：接点接触不良，如引线连接不良，分接开关接触不良，导体接头焊接不良

5、等，这种故障约占过热性故障的一半。磁路故障，由于铁心两点或多点接地造成循环电流发热，如穿心螺丝轭铁夹件或压环压钉碰铁心；油箱及下轭铁等处有铁磁杂物；铁心用部分硅钢片短路造成涡流发热如连片短接，硅钢片间绝缘损坏或老化，以及漏磁引起的外壳、铁心夹件、压环等局部发热等。导体故障，部分绕组短路，或不同电压比并列运行引起的循环，电流发热，绝缘导体因超负荷过流发热，绝缘膨胀，注油堵塞而引起的散热不良等。（4）热性故障的危害。热性故障的危害同故障部位有关，如果热点出现在固体绝缘材料中，则将引起材料的热解和劣化，热点范围和温度也会逐渐升高，最终导致电弧性热点而造成设备的损坏。如果热点出现在探金属部分，则将发生

6、烧坏铁心、螺栓、螺帽垫板等部件，最终也会使设备损坏。同时探金属过热往往涉及到固体绝缘，造成固体绝缘的劣化和热解，进而损坏了固体绝缘材料的绝缘性能，最后造成更大的损坏后果。因此对热性故障决不可掉以轻心，必须防微杜渐，将故障在萌芽状态就予以消除。 2、电性故障 电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，根据放电的能量密度不同，又把电性故障分为高能量放电、火花放电和局部放电三种类型。 1、局部放电 局部放电是一种低能量的放电，变压器内部出现这种放电时，情况比较复杂，按绝缘介质的不同可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电，按绝缘部位来分，则有绝缘空穴、电极尖端、油角间隙、油一板中的油隙和油中沿固

7、体绝缘表面等五处的局部放电。 （1）局部放电的原因 当油中存在空气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔，由于气体的介电常数和时压强度均低于油和纸绝缘材料，易引起放电。 外界环境条件的影响如油处理不彻底，带进杂物和水分，或因外界气温下降，油析出气泡等，都会引起放电。 由于制造质量不良如某些部位有尖角、毛刺、漆瘤等，它们承受的电场强度较高首先出现放电。 金属部件或导电体之间的接触不良而引起的放电。 局部放电的能量密度虽不大，但它的进一步发展将会形成放电的恶性循环，最后导致设备的击穿或损坏，而引起严重的事故。 （2）局部放电产生气体的特征 局部放电产生的气体，主要依据放电能量不同而不同。放电能量密度在1

8、0-9C以下时，一般总烃不高，主要成分是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃总量的8090，当放电能量密度为10-810-7C时，则氢气相应降低，而出现乙炔，但乙炔在烃总中所占的比例也不到2%，这是局部放电与其他放电现象区别的主要标志。 局部放电除了使油裂解产生气体外，还会产生一种X蜡沉渍物，同时，油分子结构也会发生改变，从液相色谱分析发现，经过局部放电后，油中的芳香烃组分减少，环烷烃组分增大，因此，可以采用液相色谱仪检测变压器的局部放电故障。 2、火花放电 当放电能量密度大于10-6C的数量级时，就出现火花放电。它常见如下情况：套管引线断裂或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电；引线对油箱距离太近

9、或引线过长，或引线局部接触不良或铁心接地片损坏或接地不良引起的放电；分接开关拨又电位悬浮而引起的放电；结构设计和制造工艺的缺陷导致绝缘沿西放电，匝间或层间局部短路或受外部因素的影响，如雷击。操作过电压、过负荷、外部多次短路等引起的匝层间放电。 火花放电的特征气体是以乙炔和氢气为主，其他烃类气体为次，乙炔在烃总量所占的比例可达 2590，氢气如占氢烃总量的30以上。 3、电弧放电 电弧放电是高能量放电，常以绕组匝层间绝缘击穿为多见，其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞孤等故障。这种故障由于放电能量密度大，产气急剧常以电子扇形式冲压电介质，使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或熔融烧毁，严重会

10、造成设备烧损或爆炸故障，这种故障一般事先难以预测，也无预兆，是以突发的形式暴露出来。出现这种故障后，气体继电器中的H2和C2H2等组分高达几千微升升，变压器油亦炭化而变黑，油中特征气体的主要成分是乙炔和H2，其次是乙烯和甲烷。当放电故障涉及到固体绝缘时，除了上述气体外，还会产生CO和CO2。 4、三种放电形式的比较 这三种放电的形式既有区别又有一定的联系，讲它们的区别是指放电能级和产气组分的区别，而联系是指局部放电是其他两种放电的前奏，而后者又是前者的必然结果。二是要了解变压器内出现的故障并不是单一某种类型的故障，往往是一种类型伴随着另一种类型，或几种类型同时出现，因此油中故障气体组分有时显得

11、复杂多变，需要我们认真分析，具体对待。 变压器等设备内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障，除非早期发现，及时处理，否则最终也会发展成放电性故障，甚至造成设备损坏，系统停电事故。 当设备内部进水受潮时，油中水分和含混杂质易形成“小桥”，或者绝缘中含有气隙均能引起局部放电，从而产生氢气。除此之外水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应，也均可产生大量的氢气。（四）不同故障类型产生的特征气体表1 不同故障类型产生的特征气体故障类型主要气体组分（即特征气体）次要气体组分备注油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸绝缘中局部放电H2、CH4、COC

12、2H2、C2H6、CO2能量密度10-9C，H2占总烃的85%左右。油中火花放电（又称低能放电）H2、C2H2能量密度10-6C油中电弧放电（又称高能放电）H2、C2H2CH4、C2H4、C2H6放电能量密度大,产气急剧油和纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6变压器受潮H2二、故障的识别判断设备是否存在潜伏性故障及其故障的的严重程度不同时，要根据设备的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。1.出厂和新投运的设备表2 对出厂和新投运的设备气体含量的要求 L/L气体变压器和电抗器互感器套管氢<10<50150乙炔000总烃<20<1

13、0<102.运行中设备油中溶解气体的注意值表3 变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值 L/L设备气体组分含量330KV及以上220KV及以下变压器和电抗器总烃150150乙炔15氢150150一氧化碳CO2/CO3二氧化碳套管甲烷100100乙炔12氢500500注：该表所列数值不适用于气体继电器放气嘴取出的气体表4 电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值 L/L设备气体组分含量220KV及以上110KV及以下电流互感器总烃100100乙炔12氢150150电压互感器总烃100100乙炔23氢150150在识别设备是示波器存在故障时，不仅需考虑油中溶解气体含量的绝对值，还

14、应注意：(1)注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度达到注意值时，应进行跟踪分析，查明原因。(2)对330KV及以上的电抗器，当出现痕量（小于1L/L）乙炔时也应引起注意。(3)互感器的运行温度低，产气量也少，一旦出现C2H2超过注意值时，一定是设备出故障，应立即退出运行。 （4）套管的运行情况和变压器相似，但结构不同，对电容式套管，末屏易受潮，进而向内侵蚀，所以故障一般是局部放电。(5)注意区别非故障情况下的气体来源，进行综合分析。3、设备中气体增长率注意值(1) 绝对产气速率；即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算：a= 式中：a绝对产气速率，mL/d；Ci,2第二次取样测得

15、油中某种气体浓度，L/L；Ci,1第一次取样测得油中某种气体浓度，L/L；t二次取样时间间隔中的实际运行时间，d；m设备总油重，t ；油的密度，t/m3表5 绝对产气速率的注意值 mL/d气体组分开放式隔膜式总烃612乙炔0.10.2氢510一氧化碳50100二氧化碳100200(2) 相对产气速率：即每运行月某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，按下式计算：r=式中；r相对产气速率，%/月；Ci,2第二次取样测得油中某种气体浓度，L/L；Ci,1第二次取样测得油中某种气体浓度，L/L；t二次取样时间间隔中的实际运行时间，月；总烃的相对产气速率注意值为10%/月，岩石时，应引起注意。对总烃含

16、量低的设备，不宜采用此判据。产气速率在很大程度不同上依赖于设备类型、负荷情况故障类型、所用绝缘材料及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。判断设备状况时，还应考虑到呼吸系统对气体的逸事散作用。三、故障类型的判断（一） 特征气体法根据表1所列的不同故障类型所产生的气体可推断设备的故障类型。（二） 三比值法三比值法的原理是：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从五种特征气体中选用二种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三结比值，以不同的编码表示；根据表6的编码规则和表7故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应影响，是判断充

17、油电气设备故障类型的主要方法。表6 编码规则气体比值范围比值范围的编码C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6<0.10100.1<11001<31213222 表7 故障类型判断方法编码组合故障类型判断故障实例(参考)C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6001低温过热(低于150)绝缘导线过热,注意CO和C02的含量及CO2/CO值20低温过热(150300)分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等。21中温过热(300700)0,1,22高温过热(高于700)10局部放电高湿度，

18、高含气量引起油中低能量密度的局部放电10,10,1,2低能放电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。不同电梯形之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电20,1,2低能放电兼过热20,10,1,2电弧放电线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引起对箱壳放电，线圈熔断、分接开关飞弧，因环路电流引起电弧，引线对其它接地体放电等20,1,2电弧放电兼过热表8 溶解气体分析解释表情况特征故障C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6DP局部放电（见注1）NS<0.1<0.2D1低能量局部放电>10.10.5>1D2高能量局部放电0.

19、62.50.11>2T1热故障t<300NS>1但NS>1<1T2热故障300<t<700<0.1>114T3热故障t>700<0.2>1>4注： 1在互感器中CH4/H2<0.2时为局部放电。在套管中CH4/H2<0.7为局部放电。（三）其它辅助方法1.在对三比值法的判断结果有疑问时或者三比值的编码组合表中没有时，可采用气体比值的立体图示法和大卫三角形法。2.热点功率和热点温度的估算。T=322 Log(C2H4/C2H6)+525（四） 充油电气设备的典型故障表9 电力变压器的典型故障故障类型举例局部

20、放电由不完全汲清、高温度的纸、油过饱和，或空腔造成的充气空腔中的局部放电，并导致形成X一蜡低能量放电不良连接形成不同电位或悬浮电位的，造成的火花放电或电弧，可发生在屏蔽环、绕组中相邻的线饼间或导体间，以及连线开焊处或铁芯的闭合回路中。 夹件间、套管与箱壁、线圈内的高压和地端的放电。 木质绝缘块、绝缘构件胶合处，以及绕组垫块的沿面放电。油击穿、选择开关的切断电流高能量放电局部高能量或由短路造成的闪络，沿面放电或电弧。 低压对地、接头之间、线圈之间、套管与箱体之间、铜排与箱体之间、绕组与铁芯之间的短路。环绕主磁通的两个邻近导体之间的放电。铁芯的绝缘螺丝、固定铁芯的金属环之间的放电过热t<30

21、0在救急状态下，变压器超铭牌运行。绕组中油流被阻塞。在铁轭夹件中的杂散磁通量过热t>300<700螺栓连接处（特别是铝排）、滑动接触面、选择开关内的接触面（形成积碳），以及套管引线和电缆的连接接触不良。 铁轭处夹件和螺栓之间、夹件和铁芯叠片之间的环流，接地线中的环流，以及磁屏蔽上的不良焊点和夹件的环流。 绕组中平行的相邻导体之间的绝缘磨损过热t>700油箱和铁芯上的大的环流。油箱壁未补偿的磁场过高，形成一定的电流铁芯叠片之间的短路表10 互感器的典型故障故障类型举例局部放电纸不完全浸渍造成充气空腔、纸中水分、油的过饱和，以及纸的皱纹或重叠处造成局部放电，生成的X一蜡沉积，介损

22、增加。 附近变电站母线系统开关操作导致局部放电（在电流互感器情况下），电容器元件边缘上的过电压引起的局部放电（在电容型电压互感器情况下）低能量放电连接松动或悬浮的金属带附近火花放电。纸上有沿面放电。静电屏蔽中的电弧高能量放电电容型均压箔片之间的局部短路，带有局部高密度电流，能导致金属箔局部熔化。 短路电流具有很大的破坏性。结果造成设备击穿或爆炸，而在事故之后进行油中溶解气体分析一般是不可能的过热X一蜡的污染、受潮或错误地选择绝缘材料，都可引起纸的介损过高；从而导致纸绝缘中产生环流，并造成绝缘过热和热崩溃。 连接点接触不良或焊接不良。 铁磁谐振造成电磁互感器过热。 在铁芯片边缘上的环流表11 套

23、管的典型故障故障类型举例局部放电纸受潮、不完全浸债、油的过饱和，或纸被X一蜡沉积物污染，造成充气空腔中的局部放电。也可能在运输期间把松散的绝缘纸弄皱、弄折，造成局部放电低能量放电电容末屏连接不良引起的火花放电；静电屏蔽连接线中的电弧。纸上有沿面放电高能量放电 在电容均压金属箔片间的短路，局部高电流密度能熔化金属箔片，但不会导致会管爆炸过热t>300<700由于污染或不合理地选择绝缘材料引起的高介损，从而造成纸绝缘中的环流，并造成热崩溃。套管屏蔽间或高压引线接触不良，温度由际管内的导体传出川#1主变内部过热故障的分析、诊断与检修处理摘要 本文介绍了河南周口供电局220千伏川汇变电站川

24、#1主变存在故障的分析、判断过程，通过对油中气体的色谱分析，发现变压器存在故障的理论依据，根据DL/T722-2000导则判断，考查产气速率，判断变压器存在的故障性质：高温过热故障，制定了变压器检修方案，查出了变压器存在的问题。本文详细阐述了从缺陷发现，分析到解决的过程，为处理类似缺陷提供宝贵的实践经验。关键词：色谱分析 跟踪检查 故障诊断 一、 概述变压器是变电站的重要设备，变压器的运行状况直接影响电能的正常输送。因此，各发电及供电单位都非常注重变压器的绝缘监督、运行维护及消缺工作，色谱分析是通过对油中溶解气体的分析检测充油电气设备存在潜伏性故障的一个重要方法，是监督、保障设备安全运行的一个

25、重要手段，通过对特征气体的分析及三比值法，能及时掌握变压器运行情况，及早发现设备故障、故障性质及故障发展变化的情况，查出问题，消除缺陷，保证变压器安全稳定运行。本文介绍了川1#主变自2004年7月投运后，色谱分析发现主变存在的故障过程，故障性质诊断方法，查出的问题及处理结果。 二、主变技术数据周口220千伏川汇变电站川#1主变主要参数为：   型号：SFPSZ9-150000/220 连接组别：YN,yn0,d11   电压：230±81.25%/121/10.5 kV   空载损耗：97.2kW 空载电流：0.174

26、60;  生产厂家：山东电力设备厂   出厂日期：2004年3月16日三、故障分析及处理(一)故障初期分析 川#1主变自2004年6月26日投运以来，进行了例行的高压试验和油化验，高压试验数据符合投运要求，而油色谱分析却出现乙炔及总烃升高情况，故对其加强了跟踪分析。表1 色谱分析数据分析日期CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2总烃分析人员备注04.6.260.6900003.3410.330.69李敢局放前04.6.271.020.150.2804.6620.46275.981.45李敢运行04.6.3117.7632.923.522.1221.9529.

27、68278.0656.32李敢运行经过四天的色谱跟踪分析，发现主变本体变压器油乙炔及总烃升高现象，故进行了相关的色谱分析：（正常运行监督：至少三个月一次；新投运的变压器及电抗器：至少在投运后的1天、4天、10天、30天监测）1、 故障产气速率分析（a）相对产气速率r=(Ci2-Ci1)/ Ci1/t×100% =(56.32-1.45)/ 1.45/（4/30）×100% =28381%/月10%/月（b）绝对产气速率a= (Ci2-Ci1)/ t×(m/) =(56.32-1.45)/ 4×(46/0.89) =709mL/d（国标规定相对产气速率注意

28、值不大于 10月，绝对产气速率不大于 12mLd）可见，气体上升速度很快，且远大于 10月和 12mLd，可认为设备有异常,必须跟踪分析。2用判断故障性质的三比值法来分析C2H2/C2H4=2.12/32.920.06 CH4/H2=17.76/21.950.81C2H4/C2H6=32.92/3.529.35 上述比值范围编码组合为（0、0、2），由此推断，故障性质为“高于700高温范围的过热故障”，再用经验公式计算 T=322 Log(C2H4/C2H6)+525 T=322 Log(32.92/3.52)+525=837.64其估算温度也与上述结论相符。可见满足判据条件，可判断是变压器高

29、温过热故障。经进一步运行跟踪检查，发现主变有铁芯接地电流。综上所述，完全有理由认为设备有异常,需停电检修。（二）故障的确切定位及处理2004年7月9日对变压器进行停电检查，检测铁芯对地绝缘电阻仅为58欧姆，分析判断为变压器铁芯多点接地。为了消除铁芯多点接地，采用了“电容电流放电法、大电流冲击法”等方法，但铁芯多点接地故障并未消除，故暂时采用在铁心外接地引线串接可调电阻，将接地电流限制在0.1mA以下,变压器继续投运。经多次色谱跟踪分析,气体组分含量基本稳定,但一直居高不下, 没有增长趋势。这说明了故障没有继续发展,但是故障隐患一直存在,问题不容忽视。表2 色谱跟踪分析数据分析日期CH4C2H4

30、C2H6C2H2H2COCO2总烃分析人员备 注04.8.118.9135.623.972.2424.1930.85269.4660.74李敢运 行04.8.223.2143.784.602.6025.7830.93275.8374.19李敢运 行04.8.324.6745.724.942.6929.3034.50254.3678.02李敢运 行04.8.423.3644.714.762.6125.5632.72250.7575.44李敢运 行04.8.523.2144.414.902.542836.31345.8275.06李敢运 行04.8.622.5642.554.492.4131.1643.41290.5072.01李敢负荷57000KW 铁芯接地电流1.78A04.8.821.843.184.932.3126.0340.61278.2672.22李敢负荷80000KW 铁芯接地电流1.35A以上的解决方案仅采取变压器铁芯串接电阻限流法运行,不是根本办法,长时间运行会影响变压器铁芯绝缘,给变压器安全运行带来隐患。