色谱分析故障判断参考Word文件下载.docx
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操作过电压作用等。
3高压引线火花放电。
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。
4低压引线间或引线对其它电位体电弧放电。
两相引线距离太近或相碰；
引线接头松动，以致烧断。
5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。
6分接开关飞弧火花放电。
动触头未落位；
分接开关拨叉电位未固定等。
7高压线圈垫块与围屏间树枝状放电。
其原因是场强集中。
⑶充油套管常见故障
1末屏引线对地放电。
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。
2套管上部螺母及引线对导管间火花放电。
3导电管对末屏小套管击穿。
4电容屏绝缘击穿放电。
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。
5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。
6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。
7套管局部过热兼放电。
其主要原因是导电管与首屏连接线焊接不良，脱焊。
⑷电流互感器（CT）常见故障
1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。
2二次线圈对地击穿的原因是二次开路或绝缘受潮。
3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。
4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，tgδ增大明显。
5U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。
6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。
7CT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。
⑸电压互感器（PT）常见故障
1悬浮电位放电的原因多是穿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。
2电弧放电。
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。
3过热性故障的原因尚不明，但tgδ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：
⑴判断有无故障；
⑵判断故障的类型。
如过热、电弧、火花放电或局部放电等；
⑶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；
⑷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=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（μL/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：
C′i=Gi/Vo×
10-6=Vci/Vo（μL/L）
即C′i=[Vp（1-d1/d）×
Vb（1-d2/d）]Ci/Vo（μL/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。
⑴绝对产气速率：
即每个运行小时产生某种气体毫升数的平均值。
单位为毫升/小时。
计算方法：
ra=Ci2-Ci1/Δt×
G/d
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，μL/L；
Ci1—第一次取样测得油中气体组分（i）含量，μL/L；
Δt—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）。
⑵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。
rr=Ci2-Ci1/Ci1×
1/Δt×
100%
rr—相对产气速率（%/月）；
Ci2—第二次取样测得油中某气体含量（μL/L）；
Ci1—第一次取样测得油中某气体含量（μL/L）；
Δt—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）
0.25
0.5
此外，国外也有以每月增加的μL/L数来表示产气速率的。
一般总烃大于每月16μL/L时就应予注意。
如大于每月40μL/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倍时，可以判为较严重故障。
考察产气速率时必须注意：
⑴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。
⑵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。
⑶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2LCIE判断法
含有C2H2时
主要含有C2H4时
C2H2
H2
CH4
CO、CO2
CH4、C2H4
C2H6
CH4、C2H6
C2H4
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℃。
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
CO2
CH4、CO也有未测出时
纸的热老化。
油浸纸中微弱的局部放电
CH4、C2H6、
CO
油浸纸中较弱的局部放电。
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
特征气体的比值
比值范围编码
说明
例如：
C2H2/C2H4=1~3时，编码为1；
CH4/H2=1~3时，编码为2；
C2H4/C2H6=1~3时，编码为1。
<
0.1
1
0.1~1
1~3
2
>
3
续表3判断故障的性质三比值法
序号
故障性质
典型例子
无故障
正常老化
低能量密度的局部放电
0⑤
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。
高能量密度的局部放电
同上，但已导致固体绝缘的放电痕迹或穿孔。
低能量的放电①
1→2
不同电位的不良连接点间或者悬浮电位体的连续火花放电。
固体材料之间油的击穿。
4
高能量放电
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②
通常是包有绝缘的导线过热。
6
150~300℃低温范围的过热故障③
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。
7
300~700℃中等温度范围的热故障
8
高于700℃高温范围的热故障④
注：
①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0.1~3增加到3以上；
乙烯/乙烷比值从0.1~3增加到3以上。
②在这一情况中，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。
③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。
4乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000℃。
5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：
1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；
2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020→122则可判断故障可能是先有过热后发展为电弧放电兼过热。
3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；
4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，更仔细的诊断可以估算热点温度、故障功率以及油中气体饱和程度等。
⑴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=322log（C2H4/C2H6）+525（℃）（2-1）
T=260log（C3H6/C3H8）+440（℃）（2-2）
T=190log（C2H4/C3H8）+465（℃）（2-3）
同时他们研究了100～300℃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=-241log（CO2/CO）+373（℃）（2-4）
300℃以上时：
T=-1196log（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。
⑵变压器瓦斯动作与脱气时间的估算：
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（μL/L）
油中溶解气体各组分的产气速率（μL/L/h）
570
2.5
N2
34300
/
O2
9300
110
1.5
2015
3.0
4870
4.5
19
510
1.0
9
0.02
根据亨利定理Ci气=Ci油/Ki
⑴计算变压器近期的油气平衡压力
H2（μL/L）570/0.05=11420
N2（μL/L）34300/0.09=381110
O2（μL/L）9300/0.17=54705
CO（μL/L）110/0.12=917
CH4（μL/L）2015/0.12=4686
CO2（μL/L）4870/1.08=4509
C2H4（μL/L）19/1.70=11
C2H6（μL/L）510/2.4=212
C2H2（μL/L）9/1.2=7
总计Σ=457577≈0.45大气压
⑵计算每天的油气平衡压力增长值：
CO1.5×
24/0.12=300（μL/L/天）
H22.5×
24/0.05=1200
CH43.0×
24/0.43=167CO24.5×
2.4/1.08=100
C2H40.5×
24/1.7=7C2H61.0×
24/2.4=10
C2H20.02×
24/1.2=0.4Σ=1784≈0.0018大气压/天
⑶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C1～C2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。
⑶故障能与面积的估算：
1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ε=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，ε=1.9×
10ˉ１（以ＣＨ４计）苏联申卡维茨测定值为３.７×
１０ˉ３，日本木下仁志测为1.27×
10ˉ3，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。
10-2
10-4
10-6
10-8
200400600800
图2-1热解效率系数（ε）
从热解效率这一概念导出故障能源功率的计算公式为：
P=Qi·
V/ε·
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）
ε–热解效率系数
H–故障持续时间（秒）
2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+luA简化为α=β/T（2-8）
K-反应速度系数
T–温度（°
K）°
K=273+℃
α、β–系数（与温度有关）
按不同温度下实测的α、β值，列出以下产气速度与温度关系的经验公式：
T=200～300℃luK=1.20-2460/T（2-9）
T=400～500℃luK=5.50-4930/T（2-10）
T=500～600℃luK=14.40-11800/T（2-11）
K–单位面积产气速度（毫升/cm2·
小时）
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
lg100Ｔ＝t+273℃
lg10-1
lg10-211001000900800t（℃）
7.07.58.08.59.09.5温度（1/T×
104）
图2-2800℃以上油裂解产气速度与温度的关系
故障源面积S=r/K
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
C3
总可燃物
投运前
31
13
36
300
100
18天后
1700
1400
310
2400
290
4200
6420
1故障源温度估算：
根据经验公式T=322lg（C2H4/C2H6）+525
T=850℃
2故障源功率估算
已知T=850℃查图2-1得热解效率系数ε=5×
10-2
已知油中
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