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[摘要] 从技术和专业管理的角度叙述变电站变压器、互感器内油的气相色谱分析，以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。文章详细介绍了绝缘油、纸热解产气的理化过程。并对油样的提取要点进行了论述。最后根据本地区的电网等实际情况，举例说明故障后设备油中气体成份的分析判断。在研究、分析的基础上，论证了色谱分析与电气试验的关系。
[关键词] 变压器 色谱 油分析
0 引言
随着地方经济迅速发展，及电气设备的不断更新换代的需要，给我们供电部门不论是从设备上还是技术上提出了更高的要求。为保证供给足够的优质电能，减少停电时间在采取原有的状态检修基础上，进一步实行在线监测。变压器类设备是变电站最关键的设备，它不仅是因为价值昂贵，最重要的是它发生事故后，影响面广，给工农业生产造成巨大的损失。目前对此类设备的安全运行给予高度的重视，而对变压器、互感器等用油的电气设备类最好的监测手段之一，就是对设备内的油进行气相色谱分析，以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。所以油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。我们公司从上世纪80年代中期就对220kV、110kV及35kV8000kVA及以上的主变压器、电流互感器、电压互感器、充油套管进行色谱分析，并发现了部分设备存在缺陷，及时处理保证了设备安全正常运行。
1 绝缘油、纸热解产气的理化过程
变压器的绝缘材料主要是油、纸组合绝缘，变压器内部潜伏性故障产生的气体主要是来源于油和纸的热裂解。热解产气特征与材料的化学结构有着密切的关系，矿物质绝缘油的化学组成是石油烃类；绝缘纸的化学成分是纤维素。在它们的分子结构上有不同类型的化学键，键能越高，分子越稳定，由于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的不同稳定性，因此需要了解一下绝缘油热裂解产气的一般规律，即产生的烃类气体的不饱和度是随裂解能量密度(温度)的增加而增加的。随着热裂解温度增高的过程裂解的顺序是：烷烃—烯烃—炔烃—焦炭。
不同性质的故障，产生气体组份的特征不一样，例如局部放电时产生氢；较高温度过热时产生甲烷与乙烯，当严重过热时也会产生少量的乙炔；电弧故障时产生乙炔和氢气。另外，不同性质和不同能源大小的故障，产气量和产气速度也不一样。初始阶段的潜伏性故障产气少，产气速度慢；故障源温度高、面积大的故障产气多、产气速度快。要明白这个道理，必须对绝缘油、纸在故障下热裂解产气的化学原理有一个基本了解，这对我们分析和判断变压器类设备的故障有所帮助。
绝缘油、纸热裂解产气过程所涉及的化学原理主要有：绝缘油、纸的化学结构，热解产气过程的化学反应及其热力动力学。当然还涉及到其他理、化机理如气体的析气、溶解和扩散作用等问题。
2 简述
变压器内部故障，主要是局部过热和局部放电。这些故障都会使故障点周围的绝缘油和固体绝缘材料氧化分解而产生气体，这些气体大部分溶解于绝缘油中或悬浮在绝缘材料的气隙中。油的色谱分析法就是对运行中油样进行溶解气体的成分及含量的分析，根据其气体成份及含量判断变压器的潜伏性故障及其性质，从而采取有效措施，将各种隐患消灭在萌芽状态之中，从而预防重大事故的发生。
运行经验及有关资料表明，对变压器油进行气相色谱分析，就要对运行中的变压器内部可能有局部过热或局部放电两种形式的故障进行分析，来判断变压器内存在潜伏故障的性质和严重性。《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定：对于高电压、大容量的电力变压器及高压互感器在投运前应进行绝缘油的气相色谱分析。因此，我们在新、扩建的变电站，在设备投入运行前都要进行油的气相色谱分析，并且在运行中要定期对变压器、互感器中的绝缘油进行气相色谱分析，以便及时发现和解决问题。
3 油样的提取
在对变压器油中溶解气体进行色谱分析时，至关重要的一步是取油样，所取油样要有足够代表性，如何取样才不致于使油中溶解气体散失?理想的取样应满足以下条件。
(1)所使用的玻璃注射器严密性要好。
(2)取样时能完全隔绝空气，取样后不要向外跑气或吸入空气。
(3)材质化学性稳定且不易破损，便于保存和运输。
(4)实际取油样时，一般选用容积为100ml全玻璃注射器。
(5)取样前将注射器清洗干净并烘干，注射器芯塞应能自由滑动，无卡涩。
(6) 应从设备底部的取样阀放油取样。
(7)取样阀中的残存油应尽量排除，阀体周围污物擦干净。
(8)取样连接方式可靠，连接系统无漏油或漏气缺陷。
(9)取样前应设法将取样容器和连接系统中的空气排尽。
(10)取样过程中，油样应平缓流入容器，不产生冲击、飞溅或起泡沫。
(11)取完油样后，先关闭放油阀门，取下注射器，并封闭端口，贴上标签，尽快进行色谱分析。
4 油中气体成份的分析判断
气相色谱法检测变压器故障在判断上的首要任务是判明故障的性质类型：是过热性故障还是放电性故障，故障的大体部位是在裸金属还是介入了固体绝缘。通过前述对绝缘油、纸热解产气化学原理的讨论，我们知道故障源的局部能量密度(或温度)与产生烃类气体的不饱和度之间有密切的关系，即由故障产气的组份特征便能判断故障的性质。因此采用气体特征判断法是比较简便的，它对实际判明故障的大体性质很有帮助。
变压器正常运行时，绝缘油和固体绝缘材料在电磁场和温度的作用下，会逐步氧化分解，产生微量的氢(H2)、低分子烃类气体和碳的氧化物等气体。气相色谱分析就是根据上述气体在绝缘油中含量的多少，来判断其故障类型。
变压器内部故障大体上可归纳为过热性故障和放电性故障两大类。过热性故障分为裸金属过热和固体绝缘材料过热两种，下面就各种故障所产生的气体说明如下：
(1)过热性故障
1)裸金属过热：包括分接开关接触不良、引线和分接开关的连接处焊接不牢，铁心多点接地或局部短路等。产生的气体主要有：CH4、C2H4、H2等，当严重过热时也会产生少量的C2H2。
2)固体绝缘过热：是指变压器长期过负荷或其他原因使绕组的固体绝缘大面积过热。产生的气体主要是CO、CO2。
(2)放电故障
1)局部放电故障
局部放电常常发生在油浸纸绝缘中的气体空穴内或悬浮带电体的空间内，产生的特征气体主要是H2、其次 是CH2，当放电能量高时，会产生少量C2H2。
2)电弧放电故障
一般在变压器、套管、互感器内部发生，产生气体的特征主要是H2、C2H4，其次是C2H4、CH4。若涉及到固体绝缘时，还有较多的CO产生。
当试验结果为“异常”值时，应缩短化验周期，查明原因或追踪分析，并根据气体组分的变化及产气速率判断有无内部故障。当其中某项达到“故障”值时，一般可认为内部已发生故障，应及时处理。
例：2005年，35kV道北变电站1号主变在运行中，主变差动保护动作，经我们取样进行色谱分析，发现该变压器的乙炔含量超标。经我们初步分析，该主变内部可能存在着电弧放电或放电火花，有可能造成该主变匝间、层间短路。经吊芯检查发现该变压器C相存在匝间短路缺陷。
3)火花放电故障
火花放电是一种间歇性放电故障，产生的特征气体是C2H2、H2，由于故障能量小，总烃一般不会高。
例：2007年4月，在220kV平墩变电站2610号流变检修中取样进行气相色谱分析时，发现B相氢气、乙炔超标。经分析该流变有可能存在轻微的电弧放电现象，由于总烃没有超标，很可能是火花放电。于是我们及时采取措施，现场进行了吊芯检查，发现该流变的零屏接线处绝缘包扎纸脱离，运行中产生火花放电，与我们通过色谱分析的结果基本一样，经处理后投入了运行并进行了跟踪分析，目前运行正常。
(3)变压器进水故障
变压器内部进水受潮时，油中水份和固体绝缘中存在气隙空洞而发生局部放电，产生大量的氢(H2)。因此，变压器内部进水时氢(H2)的含量较高。
(4)意外情况
有的设备内部并不存在故障，由于其它原因，在油中也会出现乙炔C2H2超标。
例：我公司1997年在110kV新沂变电站802号CT更换放油阀时，是带油补焊，1998年对该CT油样色谱分析中发现乙炔C2H2含量超标，经过近两年的跟踪始终居高不下，经分析决定换油处理，后C2H2含量逐步恢复正常。另外，有载调压开关中的油渗入本体，也会引起油中含气量增加，一定要根据运行经验和检修状态进行综合分析。
(5)油中气体组分及含量判断
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》SDl87-86规定，变压器油中气体含量超过“正常”值时，应立即采取相应措施。
绝缘油色谱分析试验能够最迅速、最灵敏地反映充油设备主绝缘方面的潜伏性故障，是高压充油设备主绝缘的重点测试项目，历年来的实践证明：这项检测技术能十分有效地检测设备内部的绝缘缺陷及其它故障，且不需要停电亦能进行，它可不受外界电场的干扰，定期地对运行设备内部状况进行诊断，将事故消灭在无形之中，这是其它绝缘监督手段所无法比拟的。所以新的“电力设备预防性试验规程”把色谱分析技术摆在很重要的位置，为设备状态检修提供了可靠的依据。
5 色谱分析与电气试验的关系
色谱诊断技术是保证变压器、互感器等充油设备安全运行的重要手段之一，油中气体分析对运行设备内部早期故障诊断虽然很灵，但由于它的技术特点在故障诊断上还有不足之处，对有的故障部位判断还不够准确，有时还是易造成误判。
因此电气试验也是对电气设备绝缘进行监督的重要手段，它和绝缘油气相色谱分析相辅相成，缺一不可。在对电气设备进行故障判断时，还需结合电气试验进行综合分析，应尽量收集各种资料，设备运行情况及设备检修情况、色谱数据、电气试验数据，对故障的部位、原因、部件的损坏程度等作出准确的判断，进行综合分析才能得到正确的数据，从而制定出适当的措施，来保证设备的安全运行。
[关键词] 变压器 色谱 油分析
0 引言
随着地方经济迅速发展，及电气设备的不断更新换代的需要，给我们供电部门不论是从设备上还是技术上提出了更高的要求。为保证供给足够的优质电能，减少停电时间在采取原有的状态检修基础上，进一步实行在线监测。变压器类设备是变电站最关键的设备，它不仅是因为价值昂贵，最重要的是它发生事故后，影响面广，给工农业生产造成巨大的损失。目前对此类设备的安全运行给予高度的重视，而对变压器、互感器等用油的电气设备类最好的监测手段之一，就是对设备内的油进行气相色谱分析，以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。所以油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。我们公司从上世纪80年代中期就对220kV、110kV及35kV8000kVA及以上的主变压器、电流互感器、电压互感器、充油套管进行色谱分析，并发现了部分设备存在缺陷，及时处理保证了设备安全正常运行。
1 绝缘油、纸热解产气的理化过程
变压器的绝缘材料主要是油、纸组合绝缘，变压器内部潜伏性故障产生的气体主要是来源于油和纸的热裂解。热解产气特征与材料的化学结构有着密切的关系，矿物质绝缘油的化学组成是石油烃类；绝缘纸的化学成分是纤维素。在它们的分子结构上有不同类型的化学键，键能越高，分子越稳定，由于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的不同稳定性，因此需要了解一下绝缘油热裂解产气的一般规律，即产生的烃类气体的不饱和度是随裂解能量密度(温度)的增加而增加的。随着热裂解温度增高的过程裂解的顺序是：烷烃—烯烃—炔烃—焦炭。
不同性质的故障，产生气体组份的特征不一样，例如局部放电时产生氢；较高温度过热时产生甲烷与乙烯，当严重过热时也会产生少量的乙炔；电弧故障时产生乙炔和氢气。另外，不同性质和不同能源大小的故障，产气量和产气速度也不一样。初始阶段的潜伏性故障产气少，产气速度慢；故障源温度高、面积大的故障产气多、产气速度快。要明白这个道理，必须对绝缘油、纸在故障下热裂解产气的化学原理有一个基本了解，这对我们分析和判断变压器类设备的故障有所帮助。
绝缘油、纸热裂解产气过程所涉及的化学原理主要有：绝缘油、纸的化学结构，热解产气过程的化学反应及其热力动力学。当然还涉及到其他理、化机理如气体的析气、溶解和扩散作用等问题。
2 简述
变压器内部故障，主要是局部过热和局部放电。这些故障都会使故障点周围的绝缘油和固体绝缘材料氧化分解而产生气体，这些气体大部分溶解于绝缘油中或悬浮在绝缘材料的气隙中。油的色谱分析法就是对运行中油样进行溶解气体的成分及含量的分析，根据其气体成份及含量判断变压器的潜伏性故障及其性质，从而采取有效措施，将各种隐患消灭在萌芽状态之中，从而预防重大事故的发生。
运行经验及有关资料表明，对变压器油进行气相色谱分析，就要对运行中的变压器内部可能有局部过热或局部放电两种形式的故障进行分析，来判断变压器内存在潜伏故障的性质和严重性。《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定：对于高电压、大容量的电力变压器及高压互感器在投运前应进行绝缘油的气相色谱分析。因此，我们在新、扩建的变电站，在设备投入运行前都要进行油的气相色谱分析，并且在运行中要定期对变压器、互感器中的绝缘油进行气相色谱分析，以便及时发现和解决问题。
3 油样的提取
在对变压器油中溶解气体进行色谱分析时，至关重要的一步是取油样，所取油样要有足够代表性，如何取样才不致于使油中溶解气体散失?理想的取样应满足以下条件。
(1)所使用的玻璃注射器严密性要好。
(2)取样时能完全隔绝空气，取样后不要向外跑气或吸入空气。
(3)材质化学性稳定且不易破损，便于保存和运输。
(4)实际取油样时，一般选用容积为100ml全玻璃注射器。
(5)取样前将注射器清洗干净并烘干，注射器芯塞应能自由滑动，无卡涩。
(6) 应从设备底部的取样阀放油取样。
(7)取样阀中的残存油应尽量排除，阀体周围污物擦干净。
(8)取样连接方式可靠，连接系统无漏油或漏气缺陷。
(9)取样前应设法将取样容器和连接系统中的空气排尽。
(10)取样过程中，油样应平缓流入容器，不产生冲击、飞溅或起泡沫。
(11)取完油样后，先关闭放油阀门，取下注射器，并封闭端口，贴上标签，尽快进行色谱分析。
4 油中气体成份的分析判断
气相色谱法检测变压器故障在判断上的首要任务是判明故障的性质类型：是过热性故障还是放电性故障，故障的大体部位是在裸金属还是介入了固体绝缘。通过前述对绝缘油、纸热解产气化学原理的讨论，我们知道故障源的局部能量密度(或温度)与产生烃类气体的不饱和度之间有密切的关系，即由故障产气的组份特征便能判断故障的性质。因此采用气体特征判断法是比较简便的，它对实际判明故障的大体性质很有帮助。
变压器正常运行时，绝缘油和固体绝缘材料在电磁场和温度的作用下，会逐步氧化分解，产生微量的氢(H2)、低分子烃类气体和碳的氧化物等气体。气相色谱分析就是根据上述气体在绝缘油中含量的多少，来判断其故障类型。
变压器内部故障大体上可归纳为过热性故障和放电性故障两大类。过热性故障分为裸金属过热和固体绝缘材料过热两种，下面就各种故障所产生的气体说明如下：
(1)过热性故障
1)裸金属过热：包括分接开关接触不良、引线和分接开关的连接处焊接不牢，铁心多点接地或局部短路等。产生的气体主要有：CH4、C2H4、H2等，当严重过热时也会产生少量的C2H2。
2)固体绝缘过热：是指变压器长期过负荷或其他原因使绕组的固体绝缘大面积过热。产生的气体主要是CO、CO2。
(2)放电故障
1)局部放电故障
局部放电常常发生在油浸纸绝缘中的气体空穴内或悬浮带电体的空间内，产生的特征气体主要是H2、其次 是CH2，当放电能量高时，会产生少量C2H2。
2)电弧放电故障
一般在变压器、套管、互感器内部发生，产生气体的特征主要是H2、C2H4，其次是C2H4、CH4。若涉及到固体绝缘时，还有较多的CO产生。
当试验结果为“异常”值时，应缩短化验周期，查明原因或追踪分析，并根据气体组分的变化及产气速率判断有无内部故障。当其中某项达到“故障”值时，一般可认为内部已发生故障，应及时处理。
例：2005年，35kV道北变电站1号主变在运行中，主变差动保护动作，经我们取样进行色谱分析，发现该变压器的乙炔含量超标。经我们初步分析，该主变内部可能存在着电弧放电或放电火花，有可能造成该主变匝间、层间短路。经吊芯检查发现该变压器C相存在匝间短路缺陷。
3)火花放电故障
火花放电是一种间歇性放电故障，产生的特征气体是C2H2、H2，由于故障能量小，总烃一般不会高。
例：2007年4月，在220kV平墩变电站2610号流变检修中取样进行气相色谱分析时，发现B相氢气、乙炔超标。经分析该流变有可能存在轻微的电弧放电现象，由于总烃没有超标，很可能是火花放电。于是我们及时采取措施，现场进行了吊芯检查，发现该流变的零屏接线处绝缘包扎纸脱离，运行中产生火花放电，与我们通过色谱分析的结果基本一样，经处理后投入了运行并进行了跟踪分析，目前运行正常。
(3)变压器进水故障
变压器内部进水受潮时，油中水份和固体绝缘中存在气隙空洞而发生局部放电，产生大量的氢(H2)。因此，变压器内部进水时氢(H2)的含量较高。
(4)意外情况
有的设备内部并不存在故障，由于其它原因，在油中也会出现乙炔C2H2超标。
例：我公司1997年在110kV新沂变电站802号CT更换放油阀时，是带油补焊，1998年对该CT油样色谱分析中发现乙炔C2H2含量超标，经过近两年的跟踪始终居高不下，经分析决定换油处理，后C2H2含量逐步恢复正常。另外，有载调压开关中的油渗入本体，也会引起油中含气量增加，一定要根据运行经验和检修状态进行综合分析。
(5)油中气体组分及含量判断
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》SDl87-86规定，变压器油中气体含量超过“正常”值时，应立即采取相应措施。
绝缘油色谱分析试验能够最迅速、最灵敏地反映充油设备主绝缘方面的潜伏性故障，是高压充油设备主绝缘的重点测试项目，历年来的实践证明：这项检测技术能十分有效地检测设备内部的绝缘缺陷及其它故障，且不需要停电亦能进行，它可不受外界电场的干扰，定期地对运行设备内部状况进行诊断，将事故消灭在无形之中，这是其它绝缘监督手段所无法比拟的。所以新的“电力设备预防性试验规程”把色谱分析技术摆在很重要的位置，为设备状态检修提供了可靠的依据。
5 色谱分析与电气试验的关系
色谱诊断技术是保证变压器、互感器等充油设备安全运行的重要手段之一，油中气体分析对运行设备内部早期故障诊断虽然很灵，但由于它的技术特点在故障诊断上还有不足之处，对有的故障部位判断还不够准确，有时还是易造成误判。
因此电气试验也是对电气设备绝缘进行监督的重要手段，它和绝缘油气相色谱分析相辅相成，缺一不可。在对电气设备进行故障判断时，还需结合电气试验进行综合分析，应尽量收集各种资料，设备运行情况及设备检修情况、色谱数据、电气试验数据，对故障的部位、原因、部件的损坏程度等作出准确的判断，进行综合分析才能得到正确的数据，从而制定出适当的措施，来保证设备的安全运行。