电力干式变压器故障油的气相色谱检测技术
目前，在干式变压器的故障诊断中，仅靠电气试验方法往往难以发现一些局部故障和发热缺陷。然而，干式变压器油中气体色谱分析的化学检测方法对于发现干式变压器中的一些潜在故障及其发展程度的早期诊断是非常敏感和有效的，这已经被大量的故障诊断实践所证明。
油色谱分析的原理是基于任何特定烃类气体的产气率随温度变化，在特定温度下，某一种气体的产气率往往达到较大；随着温度的升高，甲烷、乙烷、乙烯和乙炔依次是产气率较高的气体。也证明了断层温度与溶解气体含量之间存在对应关系。局部过热、电晕和电弧是油浸纸绝缘故障特征气体的主要原因。
干式变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘的逐渐老化和劣化，会分解出极少量的气体(主要包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等气体)。干式变压器发生过热故障、放电故障或绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。
故障类型：
油过热：主要增加――CH4和C2H4其次增加――H2和C2H6
:油纸过热主要增加――CH4、C2H4、CO和CO2次之――H2和C2H6
在油纸中，局部排放：主要增加――H2、CH4、C2H2、CO其次增加――C2H6、CO2
油中火花放电：主要增加-C2H2，H2
油中电弧：主要增加-H2，C2H2其次增加-CH4，C2H4，C2H6
油纸中的电弧：主要增加C2H2、C2H2、CO和CO2其次增加——CH4、C2H4、C2H6、
潮湿或油泡：主要增加-H2
石油中气体的各种成分含量与断层的性质和程度直接相关。因此，在设备运行过程中，定期测量油中溶解气体的成分和含量，对早期发现充油电力设备的潜在故障具有重要意义和实际效果。
电力干式变压器的内部故障主要包括过热故障、放电故障和绝缘受潮。过热故障：分接开关接触不良、铁芯多点接地、局部短路或磁环电流泄漏、导线过热、接头不良或紧固件松动导致过热等故障，如局部油路堵塞导致局部散热不良导致过热故障。电弧放电主要由绕组匝和层间绝缘击穿引起，其次是导线断裂或对地闪络和分接开关电弧放电。火花放电常见于套管引线放电至套管导电管和电位不固定的均压环；导线局部接触不良或铁芯接地板接触不良引起的放电；分接开关叉或金属螺钉等潜在悬挂引起的放电。
根据色谱分析数据，干式变压器内部故障诊断应包括：
(1)分析气体产生的原因和变化。
(2)确定是否有故障，故障类型。如过热、电弧放电、火花放电、局部放电等。
(3)判断故障情况。如热点温度(322 lg2h 4/C2 h6 525)、故障电路严重程度、发展趋势等。
(4)提出相应的处理措施。如是否能继续运行，运行中的技术安全措施和监测手段，或是否需要停电检修等。如果需要加强监测，应缩短周期。 #p#分页标题#e#
1.1干式变压器特征气体变化与内部故障的关系
(一)根据气体含量的变化进行分析和判断
(1)氢的变化。当干式变压器在中高温下过热时，氢气通常占总氢烃的27%以下。随着温度的升高，H2的绝对含量增加，但其比例相对降低。无论是热故障还是电气故障，干式变压器较终都会导致绝缘介质开裂，产生各种特征气体。由于碳和氢键之间的键能低，产生的热量少，H2总是在绝缘的分解过程中形成，所以H2是其中之一
干式变压器内部的阻尼水是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。客观上，如果通过色谱分析发现H2含量超标，但其他成分没有增加，则可以粗略判断该设备先含水。为了进一步判断，可以分析油中的微水含量。从水中分解H2有两种可能：一是水与铁的化学反应；二是水本身在高电场作用下分解。设备潮湿时，固体绝缘材料的含水量比油大100倍以上，H2含量高，主要是因为油和纸绝缘含有气体和水分。因此，当设备在现场潮湿时，仅仅采用真空滤油的方法并不能永久降低设备的含水率，因为真空滤油对设备整体的含水率影响很小。
另外还有一个误判的情况，就是气相色谱仪异常。由于分离柱使用时间较长，特别是油已经经过振荡脱气法脱气吸附，当吸附达到一定程度后，会在一定阈值下释放，造成分析误差。
(2)乙炔变化
乙炔与放电故障有关。干式变压器发生电弧放电时，C2H2占总烃的20-70%，H2占总氢烃的30-90%，大多数情况下C2H4含量高于CH4。当C2H2含量为主要成分且超标时，很可能是设备绕组短路或分接开关切换引起的电弧放电造成的。如果其他成分未超标，但C2H2超标且增速较快，则可能是设备内部存在高能放电故障。
(3)甲烷和乙烯的变化。过热故障时，当只分解热源处的绝缘油时，特征气体甲烷和乙烯之和一般可占总烃的80%以上，C2H4的比例也随着故障点温度的升高而增加。
此外，丁腈橡胶材料可能会在干式变压器油中产生大量CH4。干式变压器油中丁腈生产甲烷的本质是橡胶释放油中含有的CH4，而不是将油催化裂解成CH4。
硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂，其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量取决于硫化条件。(4)一氧化碳和二氧化碳变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。
《干式变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也只对CO含量正常值提出了参考意见：开放式干式变压器CO含量的正常值一般应在300ppm以下，若总烃含量超过150ppm，CO含量超过300ppm,则设备有可能存在固体绝缘过热性故障;若CO含量虽超过300ppm，但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式干式变压器，溶于油中的CO含量一般均高于开放式干式变压器，其正常值约800ppm，但在突发性绝缘击穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们忽视。由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障，而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CO、CO2含量的变化。#p#分页标题#e#
1)绝缘老化时产生的CO、CO2。正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些非气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等，其中碳的氧化物CO、CO2含量较高。油中CO、CO2含量与设备运行年限有关，例如CO的产气速率，外有人提出与运行年限关系的经验公式。CO2含量变化的规律性不强，除与运行年限有关外，还与干式变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及油保护方式等有密切关系。
1 来源：北极星整理
