絕緣油中溶解氣體的色譜分析

對絕緣油中溶解氣體的色譜分析，按《導則》規定，新投運的設備及大修后的設備，投運前至少應作一次檢測。如果在現場進行感應耐壓和局部放電試驗，則應在試驗后再作一次檢測。在投運后的第4、10、30天，應各做一次檢測。若無異常，可轉為定期檢測。

一、絕緣油中溶解氣體超標的危害

1、絕緣油中出現溶解氣體超標不及時進行處理

《規程》規定，運行設備絕緣油中溶解氣體含量超過下列數值時應引起注意：變壓器為：總烴>150ppm，氫>150ppm或乙炔＞5ppm（330kV及以上的變壓器為1ppm）；套管為：氫>500ppm，甲烷>100ppm，對110kV及以下的套管，乙炔＞2ppm，220~500kV的套管，乙炔>1ppm。

案例1：某發電廠一臺220kV啟動變壓器，A相套管絕緣油中含氫量達1010.5ppm，超標一倍多，乙炔含量達1806ppm，超標近千倍，未及時進行處理。

2、溶解氣體產氣速率超過規定注意值未采取措施

對運行中的設備，絕緣油中溶解氣體的產氣速率限值，《規程》規定為：開放式設備產氣速率>0.25ml/h，密封式設備產氣速率＞0.5ml／h，或相對產氣速率＞10％／月時，則認為設備有異常。對330kV及以上的電抗器，當出現痕量的乙炔<5ppm時，也應引起注意。《導則》規定：總烴、乙炔、氫、CO和CO2的絕對產氣速率的注意值，開放式的變壓器分別為6、0.1、5、50和100ml／h；隔膜式的分別為12、0.2、10、100和200ml／h。

案例2：某核電廠的500kV主變壓器，在1996年試驗中發現三相總烴雖未超標，但都有增長趨勢。到1997年1月9日試驗時，C相已超過注意值達188.9ppm，1997年2月24日試驗時，又發現B相超標達153.8ppm，A、C兩相繼續增長（A相還未超標、C相增達210ppm）。1997年5月13日進行脫氣處理后測試，A、B、C三相總烴分別下降到68.8、61.6和41ppm。1997年6月18日測試時，三相都普遍增加了，到1997年7月24目測試時，C相已超標達164.7ppm，A、C兩相也增加到接近注意值。1997年10月22日測試時，三相都超過注意值，分別為171.9、189.9和277.8ppm。1998年1月20日測試，三相分別增長到192.6、233.7和304.2ppm。1998年2月26日第二次脫氣后測試，三相分別下降至13.1、8.1和11.1ppm，以后繼續跟蹤測試了8次，三相總烴仍呈逐漸增長趨勢。到1998年9月9日測試時，有兩相已超過注意值，10月29日再次測試時，三相都全都超過注意值，分別為153.2、171.4和190ppm。當年11月，邀請有關專家作技術鑒定。結論為低溫過熱，并提出一些進一步進行跟蹤檢測和研究改進的建議，認為短期內不會發生突發性損壞故障。可是運行不久，C相就發生了爆炸事故。由此說明，變壓器油中溶解氣體總烴、氫或乙炔超標，或增長速率超過限值，僅靠縮短檢測周期跟蹤測試分析和進行脫氣處理是不夠的。有必要認真對待，建議進行大修檢查處理。

案例3：如某臺220kV電流互感器含氫量超標，雖然連續進行過兩次脫氣處理，投運后雖然含氮量減少了，但運行不久，含氫量又不斷增長。有關人員對此現象不但沒有提高警惕，反而產生了麻痹情緒，直到含氫量增達1000ppm以上發生爆炸，將附近的變壓器套管和斷路器炸壞了。事故后檢查發現原來是電流互感器油紙絕緣中存在局部放電故障。

二、絕緣油中溶解氣體的色譜分析的必要性

按規定的項目和周期對絕緣油中的溶解氣體進行檢測，是監視變壓器、電抗器和互感器安全運行的一種重要手段。這些從油中分解出的故障氣體，形成氣泡，通過對流、擴散，不斷地溶解在油中。其組成和含量，與故障的類型及其嚴重程度有密切關系。因此，定期對變壓器油中溶解的氣體進行色譜分析，能及時發現設備內部存在的潛伏性故障，并可隨時監視故障的發展狀況。

1、中文大屏幕 LCD 顯示器，顯示內容豐富直觀，設定參數方便。

2、采用了微機自動點火裝置。

3、采用了穩定的數字調零，避免了電位器調零引起的基線不穩定現象。

4、具有變頻功能的雙智能后開門自動降溫系統，實現了真正意義上的近室溫操作。

5、柱室采用獨有的跟蹤升溫方式;避免了柱室的快速升溫造成檢測器的污染.

6、具有斷氣保護及中文提示功能，可***限度地保護 TCD鎢絲和色譜柱不受損害。

7、具有故障自我診斷功能，隨時顯示中文故障原因,及報警提示.

8、采用微機控制，鍵盤設定，液晶顯示，有隨機記憶功能。

9、高性能檢測器及甲烷轉化器，檢出能力完全滿足電力部對變壓器油中氣體組分含量的測定。

10、采用一次進樣、二次分流柱系統，分析速度快，重現性好。

11、雙氫焰設計，使低含量的烴類和高含量的CO、CO2分別檢測，避免相互干擾。

12、采用新型柱填料，雙柱溫流程，使C2H2檢出時間提前，靈敏度提高，分析周期縮短

1.柱室溫度：室溫+5℃～420℃，控溫精度±0.1

2.檢測室溫度：室溫+15℃～420℃，控溫精度±0.1

3.轉化爐溫度：室溫+15℃～420℃，控溫精度±0.1℃

4.TCD靈敏度，***小檢測濃度對H2＜2ppm, O2<5ppm, N2<10ppm

5.FID 甲烷、乙烯、乙炔等烴類的檢測濃度＜0.1ppm；對CO、CO2的檢測濃度＜2ppm。

6.TCD靈敏度,S>3000mv.ml/mg

在變壓器中能造成過熱性故障的原因，是由于在導電回路中分接開關接觸不良、引線接頭焊接或接觸不良、低壓繞組股間漏磁不均、在焊接接頭處造成的電位差及其渦流和匝間短路等，以及在磁路上鐵芯短路、鐵芯多點接地、漏磁或主磁通在某些部件上（如穿芯螺栓）引起的渦流發熱等造成。

三、油色譜分析技術的應用

由于大型電力變壓器、電抗器等設備設計、制造、質量和運行諸多方面的原因，這些設備的惡性事故和故障時有發生，嚴重影響電網的安全穩定運行。為確保變壓器、電抗器等設備乃至電網的安全運行，國內外發展了許多不同的監測方法，其中以利用氣相色譜法檢測絕緣油中各種溶解氣體的含量，以此來判斷充油電氣設備內部故障的類型及嚴重程度最為有效。絕緣油在熱和電的作用下，能分解出氫、一氧化碳、二氧化碳以及多種小分子烴類氣體，充油設備內部故障的類型及其嚴重程度與這些氣體組分及產氣速率有著密切關系

1、油色譜分析技術的特點

根據色譜分析結果來診斷變壓器及充油設備內部絕緣狀況，油色譜分析試驗，既是定期試驗項目，又是檢查性試驗項目。例如在運行中變壓器的氣體繼電器動作后，作為檢查性試驗一般都要同時取油樣及氣體繼電器中的氣樣作色譜分析。

2、油色譜分析故障的分類

《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》規定，在油的色譜分析中，各組分氣體的含量有增加趨勢或超過注意值，就應觀察產氣率，根據三比值或其他經驗（如TD圖），初步判斷存在過熱性故障或放電性故障。

1） 造成過熱性故障的原因

（1）在導電回路中，如分接開關接觸不良，引線接頭焊接或接觸不良，低壓繞組股間漏磁不均在焊接頭處造成的電位差及其渦流，股間短路等。

（2）在磁回路中，如鐵芯短路，鐵芯多點接地，漏磁或主磁通在某些部件上（如穿芯螺栓）引起的渦流發熱。

2） 造成放電性故障的原因

（1）處于電場集中處的局部放電，某些該接地而未接地的金屬部件上的懸浮電位放電，變壓器受潮等原因引起圍屏或撐條上正在發展中的樹枝狀放電，以及油流靜電放電等。

（2）潛油泵的故障以及有載分接開關小油箱漏油，也可以引起色譜分析數據的異常，而誤認為內部有放電性故障。