变压器油中溶解气体分析发和判断导则.docx
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变压器油中溶解气体分析发和判断导则
对应的旧标准:
GB7252-87
ICS29.040.10
E38
中华人民共和国国家标准
GB／T7252—2001
neqIEC60599：
1999
变压器油中溶解气体分析和判断导则
Guidetotheanalysisandthediagnosis
ofgasesdissolvedintransformeroil
2001-11-02发布2002-04-01实施
目次
前言
1范围
2引用标准
3定义
4产气原理
5检测周期
6取样
7从油中脱出溶解气体
8气体分析方法
9故障识别
10故障类型判断
11气体继电器中自由气体的分析判断
12设备档案卡片
附录A（标准的附录）样品的标签格式
附录B（标准的附录）设备档案卡片格式
附录C（提示的附录）哈斯特气体分压-温度关系
附录D（提示的附录）标准混合气的适用浓度
附录E（提示的附录）气体比值的图示法
附录F（提示的附录）充油电气设备典型故障
前言
分析油中溶解气体的组分和含量是监视充油电气设备安全运行的最有效的措施之一。
利用气相色谱法分析油中溶解气体监视充油电气设备的安全运行在我国已有30多年的使用经验。
1987年由原国家标准局颁发的GB／T7252—1987《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，在电力安全生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的实践经验。
随着电力生产的发展和科学技术水平的提高，对所使用的分析方法和分析结果的判断及解释均需要加以补充和修订。
本标准非等效采用IEC60599：
1999，对GB／T7252—1987进行修订。
主要修订内容：
1.根据国家标准编写格式的新规定增加了“引用标准”和“定义”两章，并结合本标准的内容在编写章节上做了必要的修改。
2.修改厂对故障产气原理的阐述和对非故障气体来源的分析，使得更系统清晰。
3.针对各种不同设备规定了不同的检测周期，这是本标准主要新增加的内容之一。
4.将“故障判断”改为两章：
首先判断有无故障——针对不同设备推荐了油中溶解气体的注意值和产气速率的注意值；其次再进一步判断故障的性质及其严重程度—推荐了国内最有效的判断方法和IEC60599：
1999最新推荐的方法。
5.结合科技发展，对分析方法进行了修改，并增加了对测试误差估计等相关内容。
6.在附录中增加了IEC60599：
1999及其他国外文献的最新有关判断故障类型的方法和实例，供参考。
本标准的附录A和附录B都是标准的附录。
本标准的附录C、附录D、附录E和附录F都是提示的附录。
本标准从实施之日起，代替原国家标准GB／T7252—1987《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。
本标准由原电力工业部提出。
本标准起草单位：
中国电力科学研究院。
本标准主要起草人：
贾瑞君、薛辰东。
本标准委托中国电力科学研究院解释。
中华人民共和国国家标准
GB／T7252—2001
neqIEC60599：
1999
代替GB／T7252—1987
变压器油中溶解气体分析和判断导则
Guidetotheanalysisandthediagnosis
ofgasesdissolvedintransformeroil
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局2001-11-02批准2002-04-01实施
1范围
本标准推荐了利用油中溶解气体和自由气体浓度分析，判断充油电气设备状况的方法以及建议应进一步采取的措施。
本标准适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为固体绝缘材料的电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器和油纸套管等。
分析结果的结论要结合设备的结构、检修、电气试验、运行状况以及当时、当地的环境条件等进行综合判断。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB7597—1987电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法
GB／T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法（neqIEC60567：
1992）
DL／T596—1996电力设备预防性试验规程
IEC60567：
1992从充油电气设备取气样和油样及分析自由气体和溶解气体的导则
3定义
本标准采用下列定义。
3.1特征气体characteristicgases
对判断充油电气设备内部故障有价值的气体：
即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。
3.2总烃totalhydrocarbon
烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。
3.3自由气体freegases
非溶解于油中的气体（包括继电器中和设备内油面上的气体）。
4产气原理
4.1绝缘油的分解
绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起。
由于电或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如：
CH3*、CH2*CH*，或C*（其中包括许多更复杂的形式）这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。
故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成自由气体。
碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。
低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338kJ／mol）断裂，大部分氢离子将重新化合成氢气而积累。
对C-C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C-C键（607kJ／mol）、C＝C键（720kJ／mol）和C
C（960kJ／mol）键的形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。
乙烯是在大约为500℃（高于甲烷和乙烷的生成温度）下生成的（虽然在较低的温度时也有少量生成）。
乙炔的生成一般在800℃～1200℃的温度，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。
因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。
当然在较低的温度下（低于800℃也会有少量的乙炔生成。
油起氧化反应时伴随生成少量的CO和CO2；CO和CO2能长期积累，成为显著数量。
油碳化生成碳粒的温度在500℃～800℃。
哈斯特（Halsterd）用热动力学平衡理论计算出在热平衡状态下形成的气体与温度的关系。
热平衡下的气体分压-温度关系见附录C（提示的附录）。
4.2固体绝缘材料的分解
纸、层压纸板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。
聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。
CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。
不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表1。
分解出的气体形成气泡在油里经对流、扩散，不断地溶解在油中。
这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。
因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可随时监视故障的发展情况。
在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。
当变压器气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。
表l不同故障类型产生的气体
故障类型
主要气体组分
次要气体组分
油过热
CH4，C2H4
H2，C2H6
油和纸过热
CH4，C2H4，CO，CO2
H2，C2H6
油纸绝缘中局部放电
H2，CH4，CO
C2H2，C2H6，CO2
油中火花放电
H2，C2H2
油中电弧
H2，C2H2
CH4，C2H4，C2H4
油和纸中电弧
H2，C2H2，CO，CO2
CH4，C2H4，C2H4
注：
进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高（见4.3）。
4.3气体的其他来源
在某些有些气体可能情况下，不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气过热的铁心层间油可膜裂解也生成氢。
新的不锈部件中也可能在钢加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。
特别是在温度较高，油中溶解有氧时，设备中某些油漆（醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能生成大量的氢。
某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料也可生成某些气体而溶解于油中。
油在阳光照射下也可以生成某些气体。
设备检修时暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2等。
这时，如果不真空注油，油中CO2的含量则与周围环境的空气有关。
另外，某些操作也可生成故障气体，例如：
有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或极性开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中，或留在经油浸渍的固体绝缘中；设备油箱带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。
这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。
但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分。
5检测周期
5.1出厂设备的检测
66kV及以上的变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后要做一次色谱分析。
制造过程中的色谱分析由用户和制造厂协商决定。
5.2投运前的检测
按表2进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。
如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检测。
制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。
表2运行中设备的定期检测周期
设备名称
设备电压等级和容量
检测周期
变压器和电抗器
电压330kV及以上
容量240MVA及以上
所有发电厂升压变
3个月一次
电压220kV及以上
容量120MVA及以上
6个月一次
电压66kV及以上
容量8MVA及以上
1年一次
电压66kV以下
容量8MVA以下
自行规定
互感器
电压66kV及以上
1～3年一次
套管
必要时
注：
制造厂规定不取样的全密封互感器，一般在保证期内不做检测。
在超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析。
5.3投运时的检测
按表2所规定的新的或大修后的变压器和电抗器至少应在投运后一天（仅对电压330kV及以上的变压器和电抗器、或容量在120MVA及以上的发电厂升压变）、4天、10天、30天各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。
制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。
套管在必要时进行检测。
5.4运行中的定期检测
对运行中设备的定期检测周期按表2的规定进行。
5.5特殊情况下的检测
当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。
6取样
6.1从充油电气设备中取油样
6.1.1概述
取样部位：
应注意所取的油样能代表油箱本体的油。
一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况下，可由不同的取样部位取样。
取样阀门：
设备的取样阀门应适合全密封取样方式的要求。
取样量：
对大油量的变压器、电抗器等可为50mL～80mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。
取样时间：
应充分考虑到气体在油中扩散的影响。
没有强油循环的设备，试验后应停放一段时间后再取样。
6.1.2取油样的容器
应使用经密封检查试验合格的玻璃注射器取油样。
当注射器充有油样时，芯子能按油体积随温度的变化自由滑动，使内外压力平衡。
6.1.3取油样的方法
从设备中取油样的全过程应在全密封的状态下进行，油样不得与空气接触。
一般对电力变压器及电抗器可在运行中取油样。
对需要设备停电取样时，应在停运后尽快取样。
对于可能产生负压的密封设备，禁止在负压下取样，以防止负压进气。
设备的取样阀门应配上带有小嘴的连接器，在小嘴上接软管。
取样前应排除取样管路中及取样阀门内的空气和“死油”，所用的胶管应尽可能的短，同时用设备本体的油冲洗管路（少油量设备可不进行此步骤）。
取油样时油流应平缓。
用注射器取样时，最好在注射器和软管之间接一小型金属三通阀，如图l所示。
按下述步骤取样：
将“死油”经三通阀排掉；转动三通阀使少量油进入注射器；转动三通阀并推压注射器芯子，排除注射器内的空气和油；转动三通阀使油样在静压力作用下自动进入注射器（不应拉注射器芯子，以免吸入空气或对油样脱气）。
当取到足够的油样时，关闭三通阀和取样阀，取下注射器，用小胶头封闭注射器（尽量排尽小胶头内的空气）。
整个操作过程应特别注意保持注射器芯子的干净，以免卡涩。
1—连接管；2—三通阀；3—注射器
图l用注射器取样示意图
6.2从气体继电器放气嘴取气样
6.2.1概述
当气体继电器内有气体聚集时，应取气样进行色谱分析。
这些气体的组分和含量是判断设备是否存在故障及故障性质的重要依据之一。
为减少不同组分有不同回溶率的影响，必须在尽可能短的时间内取出气样，并尽快进行分析。
6.2.2取气样的容器
应使用经密封检查试验合格的玻璃注射器取气样。
取样前应用设备本体油润湿注射器，以保证注射器滑润和密封。
6.2.3取气样的方法
取气样时应在气体继电器的放气嘴上套一小段乳胶管，乳胶管的另一头接一个小型金属三通阀与注射器连接（要注意乳胶管的内径与气体继电器的放气嘴及金属三通阀连接处要密封）。
操作步骤和连接方法如图1所示：
转动三通阀，用气体继电器内的气体冲洗连接管路及注射器（气量少时可不进行此步骤）；转动三通阀，排空注射器；再转动三通阀取气样。
取样后，关闭放气嘴，转动三通阀的方向使之封住注射器口，把注射器连同三通阀和乳胶管一起取下来，然后再取下三通阀，立即改用小胶头封住注射器（尽可能排尽小胶头内的空气）。
对继电器的取气管已引到地面的设备，要注意先排掉取气管内的油再取气样。
取气样时应注意不要让油进入注射器并注意人身安全。
6.3样品的保存和运输
油样和气样应尽快进行分析，为避免气体逸散，油样保存期不得超过4天，气样保存期应更短些。
在运输过程及分析前的放置时间内，必须保证注射器的芯子不卡涩。
油样和气样都必须密封和避光保存，在运输过程中应尽量避免剧烈振荡。
油样和气样空运时要避免气压变化的影响。
6.4样品的标签
取样后的容器应立即贴上标签。
推荐的标签格式见附录A（标准的附录）。
7从油中脱出溶解气体
7.1脱气方法分类
利用气相色谱法分析油中溶解气体必须将溶解的气体从油中脱出来，再注入色谱仪进行组分和含量的分析。
目前常用的脱气方法有溶解平衡法和真空法两种。
真空法由于取得真空的方法不同又分为水银托里拆里真空法和机械真空法两种。
通用的仲裁法是水银托里拆里真空法。
在线监测中也有用薄膜真空脱气法的。
机械真空法属于不完全的脱气方法，在油中溶解度越大的气体脱出率越低，而在恢复常压的过程中气体都有不同程度的回溶。
溶解度越大的组分回溶越多。
不同的脱气装置或同一装置采用不同的真空度，将造成分析结果的差异。
因此使用机械真空法脱气，必须对脱气装置的脱气率进行校核。
7.2脱气装置的密封性
脱气装置应保证良好的密封性，真空泵抽气装置应接入真空计以监视脱气前真空系统的真空度（一般残压不应高于40Pa），要求真空系统在泵停止抽气的情况下，在两倍脱气所需的时间内残压无显著上升。
用于溶解平衡法的玻璃注射器应对其密封性进行检查。
7.3脱气率
为了尽量减少因脱气这一操作环节所造成的分析结果的差异，使用不完全脱气方法时，应测出所使用的脱气装置对每种被测气体的脱气率，并用脱气率将分析结果换算到油中溶解的各种气体的实际含量。
各组分脱气率
的定义是：
………………………………………………………………
（1）
式中：
Ugi——脱出气体中某组分的含量，
L／L；
Uoi——油样中原有某组分的含量，
L／L。
可用已知各组分的浓度的油样来校核脱气装置的脱气率。
因受油的粘度、温度、大气压力等因素的影响，脱气率一般不容易测准。
即使是同一台脱气装置，其脱气率也不会是一个常数，因此，一般采用多次校核的平均值。
7.4常用的脱气方法
7.4.1溶解平衡法——机械振荡法
溶解平衡法目前使用的是机械振荡方式，其重复性和再现性能实用满足要求。
该方法的原理是：
在恒温条件下，油样在和洗脱气体构成的密闭系统内通过机械振荡，使油中溶解气体在气、液两相达到分配平衡。
通过测试气相中各组分浓度，并根据平衡原理导出的奥斯特瓦尔德（Ostwnld）系数计算出油中溶解气体各组分的浓度。
奥斯特瓦尔德系数定义为：
……………………………………………………………
（2）
式中：
Coi——在平衡条件下，溶解在油中组分i的浓度，
L／L；
Cgi——在平衡条件下，气相中组分i的浓度，
L／L；
ki——组分i的奥斯特瓦尔德系数。
各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数见表3。
奥斯特瓦尔德系数与所涉及到的气体组分的实际分压无关，而且假设气相和液相处在相同的温度下。
由此引进的误差将不会影响判断结果。
表3各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数ki
标准
温度，℃
H2
N2
O2
CO
CO2
CH4
C2H2
C2H4
C2H6
GB／T17623—1998*
50
0.06
0.09
0.17
0.12
0.92
0.39
1.02
1.46
2.30
IEC605991999**
20
0.05
0.09
0.17
0.12
1.08
0.43
1.20
1.70
2.40
50
0.05
0.09
0.17
0.12
0.09
0.40
0.90
1.40
1.80
*国产油测试的平均值。
**这是从国际上几种最常用的牌号的变压器油得到的一些数据的平均值。
实际数据与表中的这些数据会有些不同，然而可以使用上面给出的数据，而不影响从计算结果得出的结论。
7.4.2真空法——变径活塞泵全脱气法
真空法——变径活塞泵全脱气法是利用大气压与负压交替对变径活塞施力的特点（活塞的机械运动起了类似托普勒泵中水银反复上下移动多次扩容脱气、压缩集气的作用），借真空与搅拌作用并连续补入少量氮气（或氩气）到脱气室，使油中溶解气体迅速析出的洗脱技术。
连续补入少量氮气（或氩气）可加速气体转移，克服了集气空间死体积对脱出气体收集程度的影响，提高了脱气率、基本上实现了以真空法为基本原理的全脱气。
7.5脱气装置的操作要点
脱气这一环节是油中溶解气体分析结果差异的主要来源。
故要达到本标准8.6所要求的平行试验的一致性，必须首先保证脱气结果的重复性。
因脱气装置的结构不同，容量不同，故用油量不作统一规定，但同一装置的每次试验应尽可能使用同样的油量。
必须测出使用油样的体积和脱出气体的体积，至少精确到两位有效数字。
为了提高脱气效率和降低测试的最小检知浓度，对真空脱气法一般要求脱气室体积和进油样体积相差越大越好。
对溶解平衡法在满足分析进样量要求的前提下，应注意选择最佳的气、液两相体积比。
脱气装置应与取样容器连接可靠，防止进油时带入空气。
气体自油中脱出后应尽快转移到储气瓶或玻璃注射器中去，以免气体与脱过气的油接触时，因各组分有选择性回溶而改变其组成。
脱出的气样应尽快进行分析，避免长时间的储存，而造成气体逸散。
要注意排净前一个油样在脱气装置中的残油和残气，以免故障气体含量较高的油样污染下一个油样。
8气体分析方法
8.1分析对象
从油中得到的溶解气体的气样及从气体继电器所取的气样，均用气相色谱仪进行组分和含量的分析。
分析对象为：
氢（H2）；
甲烷（CH4）；乙烷（C2H6）；乙烯（C2H4）；乙炔（C2H2）；
一氧化碳（CO）；二氧化碳（CO2）。
一般对丙烷（C3H8）、丙烯（C3H6）、丙炔（C3H4）（以上三者统称为C3）不要求做分析。
在计算总烃含量时，不计C3的含量。
如果已经分析出结果来，应做记录，积累数据。
氧（O2）、氮（N2）虽不做判断指标，但可为辅助判断，应尽可能分析。
8.2对气相色谱仪的要求
气相色谱仪应满足下列要求：
a）色谱柱对所检测组分的分离度应满足定量分析要求。
b）仪器基线稳定，有足够的灵敏度。
对制造厂由于新设备含气量较低，所用的色谱仪灵敏度要求较高，对运行中的设备通常含气量较高，不需要和制造厂试验时同样高的灵敏度。
对油中溶解气体各组分的最小检知浓度要求见表4。
表4色谱仪的最小检知浓度
L／L
气体组分
最小检知浓度
出厂试验
运行中试验
C2H2
≤0.1
≤0.1
H2
≤2
≤5
CO
≤25
≤25
CO2
≤25
≤25
c）用转化法在氢火焰离子化检测器上测定CO、CO2时，应对镍触媒将CO、CO2转化为甲烷的转化率做考察。
可能影响转化率的因素是镍触媒的质量、转化温度和色谱柱容量。
推荐适合上述分析要求的气相色谱仪流程图举例见表5。
表5色谱仪流程图举例
序号
流程图
说明
1
一次进样，针阀调节分流比
TCD：
检测H2O2（N2）
FID1：
检测烃类气体
FID2：
检测CO、CO2
2
一次进样，双柱并联二次分流控制
TCD：
检测H2、O2（N2）
FID：
检测CO、CO2和烃类气体
3
一次可进样，利用六通阀自动切换
TCD：
检测H2、O2（N2）
FID：
检测CO、CO2和烃类气体
注：
TCD——热导检测器；FID—氢火焰离子化检测器；Ni—甲烷转化器。
8.3符号标志
本章中使用下述符号标志：
Ai——组分i在积分仪上给出的峰面积，
V·s；
Ais——外标物组分i在积分仪上给出的峰面积，
V·s;
Ci——油中组分i的浓度，
L／L；
Cis——外标物中组分i的浓度，
L／L；
Cig——被测气体中组分i的浓度，
L／L；
ki——组分i的奥斯特瓦尔德系数；
P——脱出气体压力（脱气时的大气压），kPa；
t——试验时的室温，℃；
Vg——脱出气体在压力为101.3kPa，温度为20℃时的体积，mL；
Vg′——脱出气体在试验压力下，温度为t时的实测体积，mL；
Vg″——试验压力下，50℃时的平衡气体体积，mL；
Vo——被脱气油在温度为20℃时的体积，mL；
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