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【摘 要】绝缘油色谱分析是一项对于设备进行诊断的有效方法，通过色谱分析技术分析绝缘油中溶解气量含量，通过此方法可以有效的判断出充油电气设备内部产生的故障以及故障的严重程度，这可以有效的确保充油电气设备的稳定安全的运行，该方法也是发现设备内部早期故障十分有效的方法，对于因为损害而导致电网事故的预防十分有效。本文就绝缘油色谱色谱分析故障断定、设备各个部件绝缘油色谱表现特征并结合具体实例进行探讨分析。
【关键词】绝缘油；色谱分析；故障诊断
绝缘油是一种混合物，由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成。在运行过程中，充油电气设备由于受到磁场、电厂、金属以及氧气和热辐射的作用下，绝缘油就会发生碳化、裂解以及氧化，这就造成了碳氢键和碳键断裂，在化学反应过程中，会伴随不稳定的碳氢化合物与少量活泼的氢原子，而这些断裂的自由基和氢原子经过复杂的化学反应进行了重新组合，形成了各种气体，CO、H2、CO2、C2H6、CH4、C2H2、C2H4等，而这些充油设备内部故障的类型和严重程度就与这些气体产气的速率以及气体组成有着直接关系，故障的原因与故障时产生的气体有着很大的联系。烃类的产生是由于舌部局部过热导致油过热产生的，但是一般情况下没有乙炔的产生；乙炔和氢的产生由于金属放电产生的；CO和CO2是由于固体绝缘纤维素热分解产生的，在此过程中，CO比CO2 少的多。
一、绝缘油色谱色谱分析故障断定
产生氢气的判断，对于充油电气设备发生了故障时就会产生氢气；但是油中溶解气体的氢气出现含量较大，设备就不一定出现故障。例如：油中水分与铁反应生成氢，过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢；油在活性金属（起触媒的作用）的催化作用下，起到了脱氧反应，造成氢单值增高；新的不锈钢中也可能在加工过程中吸附氢而又慢慢释放到油中。一些气体的产生容易对设备产生误判，特别是在油中有溶解氧或者温度比较高时，设备中的一些油漆在一些不锈钢的催化下，就会产生大量的氢气，容易造成误判。对于放电性故障的排查时间的断定，当油中的溶解气达到注意值时，一般处理方法为将色谱分析的试验周期缩短一半，其故障可以更短，但是不能小于一周的时间；与此同时，需要注意的是：
（1）查询相关资料显示，对于一个油量有十三吨的设备，判断故障的标准是通过乙炔的含量进行断定，然而，每月乙炔含量达到至少增加1μL/L或者总烃15 μL/L时，才能有效的断定出存在的故障，对于周期短，气体增量比较低。色谱分析通常就无法进行鉴别。
（2）对于慢性故障色谱的分析达到时，可以鉴别一到三天的气体增量的精度。
对于变压器内部关于C2H2 单值高而并不存在故障的原因可能有两个方面内容：一方面是有载调压开关油渗入变压器本体，C2H4与H2浓度近似相等， CH4浓度小于C2H2溶解度时，就容易溶解到油中，并且渗漏到变压器本体中；另一方面是变压器本身渗入了套管油。
资料显示，C2H2 的注意值为5 μL/L，从这点分析可以知道渗漏到变压器油中总烃虽大于乙炔，但离注意值很远，而乙炔则大大超过了注意值。单纯C2H2 高，如果本体外围设备均无渗漏到本体的现象，就应怀疑内部产生电弧放电，因此除了追踪色谱分析，考察产气速率外，还要结合电气试验进行综合分析。
二、设备各个部件绝缘油色谱表现特征
现场的投运前数据不能用于出厂实验数据，残气由于变压器用油量比较多在出厂前就已经大量稀析，而且油因为需要运输和内部检查而放出，指导现场安装时需要再次重新注油，这就是造成残气浓度较低的原因。正相反的是，由于少油设备拥有量比较少，现场一般不会换油，这就会造成油中残气浓度比较高。由于套管发生的故障在于放电性故障，这使得甲烷比总烃放电特征更加明显，因此，在套管油中溶解气体的注意值采用的是甲烷，而不是总烃含量。套管主要是受电应力作用，而受热应力的作用就不是很重要，对于套管投运前油中甲烷和氢含量往往较高，在出厂试验时，可能更多地在其内部产生并残留氢和甲烷。套管在运行阶段会受到高电压作用，这就会可能发生局部放电，产生甲烷和氢气，而且，由于套管具有很好的封闭性以及油量少，大气不能直接供给油进行呼吸，气体就会有较小的损失这就会造成在运行的套管中甲烷和氢气含量较高。互感器是一种特殊变压器，温度低，电流小，故障源温度较低，故障时油裂解的气体往往是甲烷、乙烷高，乙烯相对低。电流互感器故障原因受潮或者放电，由于过热产生的故障比较少，如果发生内部有过热性故障就是由于严重过热产生的，而且涉及到固体绝缘。
然而，设备故障仅仅凭借色谱分析进行结果断定故障部位是不全面的，主要是由于设备故障与油中溶解气体相对来说关系比较复杂，还需要综合其他手段进行故障诊断，例如：电气试验、运行、检修、附属设备、负荷等各方面的情况，通过具体问题进行具体分析，找出变化规律，预测出确切的故障部位以及故障损害的严重程度，综合方法也是对电力设备的安全稳定运行提供了有利保障。
三、实例分析
某电厂5号主变故障诊断结果
其中氢气和总烃都远远超过注意值150 μL/L，按照ICE 特征气体的“三比值”法，判断属于022编码，是高于700 ℃的高温热故障；另外由于油中总烃含量高达9000μL/L，CH4和C2H4是主要成分，C2H2含量较少占总烃的5.5%以下，H2占氢烃总量的27%以下，根据改进的特征气体法，由此判断变压器内部存在严重的热故障，属于CH4 和C2H4主导型的过热型。根据特征气体中主要成分与变压器异常情况的关系，我认为变压器内部故障的具体情况可能是：首先，绝缘不良；其次，连接部分松动；最后，分接开关接触不良。后来#5 主变大修时检查发现，低压侧引线连接出线套管B和C相的螺丝严重发黑，螺丝松动，接触不良。处理故障后重新投运，我们加强了对变压器油的色谱分析，可以看出，#5 主变油中总烃稳定在230 μL/L 左右，这些气体应该是原来内部材料吸收故障气体，大修时油处理不彻底而在运行中释放的缘故，如今电厂#5 主变运行正常。
小结
通过色谱分析技术分析绝缘油中溶解气量含量，通过此方法可以有效的判断出充油电气设备内部产生的故障以及故障的严重程度，这可以有效的确保充油电气设备的稳定安全的运行，该方法也是发现设备内部早期故障十分有效的方法，对于因为损害而导致电网事故的预防十分有效，该手段也是电力系统化化学实验人员对于充油设备进行技术监督，也是保障电网安全可靠运行的十分重要的手段。
参考文献：
[1]杨帆.变压器在线监测与故障诊断的研究[D]，华北电力大学，2008.
[2]刘海萍.电力变压器在线监测与故障诊断的研究[D]，江苏大学，2007.
[3]廖国文.电力变压器内部故障早期发现与诊断技术的研究[D]，浙江大学，2011.
【关键词】绝缘油；色谱分析；故障诊断
绝缘油是一种混合物，由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成。在运行过程中，充油电气设备由于受到磁场、电厂、金属以及氧气和热辐射的作用下，绝缘油就会发生碳化、裂解以及氧化，这就造成了碳氢键和碳键断裂，在化学反应过程中，会伴随不稳定的碳氢化合物与少量活泼的氢原子，而这些断裂的自由基和氢原子经过复杂的化学反应进行了重新组合，形成了各种气体，CO、H2、CO2、C2H6、CH4、C2H2、C2H4等，而这些充油设备内部故障的类型和严重程度就与这些气体产气的速率以及气体组成有着直接关系，故障的原因与故障时产生的气体有着很大的联系。烃类的产生是由于舌部局部过热导致油过热产生的，但是一般情况下没有乙炔的产生；乙炔和氢的产生由于金属放电产生的；CO和CO2是由于固体绝缘纤维素热分解产生的，在此过程中，CO比CO2 少的多。
一、绝缘油色谱色谱分析故障断定
产生氢气的判断，对于充油电气设备发生了故障时就会产生氢气；但是油中溶解气体的氢气出现含量较大，设备就不一定出现故障。例如：油中水分与铁反应生成氢，过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢；油在活性金属（起触媒的作用）的催化作用下，起到了脱氧反应，造成氢单值增高；新的不锈钢中也可能在加工过程中吸附氢而又慢慢释放到油中。一些气体的产生容易对设备产生误判，特别是在油中有溶解氧或者温度比较高时，设备中的一些油漆在一些不锈钢的催化下，就会产生大量的氢气，容易造成误判。对于放电性故障的排查时间的断定，当油中的溶解气达到注意值时，一般处理方法为将色谱分析的试验周期缩短一半，其故障可以更短，但是不能小于一周的时间；与此同时，需要注意的是：
（1）查询相关资料显示，对于一个油量有十三吨的设备，判断故障的标准是通过乙炔的含量进行断定，然而，每月乙炔含量达到至少增加1μL/L或者总烃15 μL/L时，才能有效的断定出存在的故障，对于周期短，气体增量比较低。色谱分析通常就无法进行鉴别。
（2）对于慢性故障色谱的分析达到时，可以鉴别一到三天的气体增量的精度。
对于变压器内部关于C2H2 单值高而并不存在故障的原因可能有两个方面内容：一方面是有载调压开关油渗入变压器本体，C2H4与H2浓度近似相等， CH4浓度小于C2H2溶解度时，就容易溶解到油中，并且渗漏到变压器本体中；另一方面是变压器本身渗入了套管油。
资料显示，C2H2 的注意值为5 μL/L，从这点分析可以知道渗漏到变压器油中总烃虽大于乙炔，但离注意值很远，而乙炔则大大超过了注意值。单纯C2H2 高，如果本体外围设备均无渗漏到本体的现象，就应怀疑内部产生电弧放电，因此除了追踪色谱分析，考察产气速率外，还要结合电气试验进行综合分析。
二、设备各个部件绝缘油色谱表现特征
现场的投运前数据不能用于出厂实验数据，残气由于变压器用油量比较多在出厂前就已经大量稀析，而且油因为需要运输和内部检查而放出，指导现场安装时需要再次重新注油，这就是造成残气浓度较低的原因。正相反的是，由于少油设备拥有量比较少，现场一般不会换油，这就会造成油中残气浓度比较高。由于套管发生的故障在于放电性故障，这使得甲烷比总烃放电特征更加明显，因此，在套管油中溶解气体的注意值采用的是甲烷，而不是总烃含量。套管主要是受电应力作用，而受热应力的作用就不是很重要，对于套管投运前油中甲烷和氢含量往往较高，在出厂试验时，可能更多地在其内部产生并残留氢和甲烷。套管在运行阶段会受到高电压作用，这就会可能发生局部放电，产生甲烷和氢气，而且，由于套管具有很好的封闭性以及油量少，大气不能直接供给油进行呼吸，气体就会有较小的损失这就会造成在运行的套管中甲烷和氢气含量较高。互感器是一种特殊变压器，温度低，电流小，故障源温度较低，故障时油裂解的气体往往是甲烷、乙烷高，乙烯相对低。电流互感器故障原因受潮或者放电，由于过热产生的故障比较少，如果发生内部有过热性故障就是由于严重过热产生的，而且涉及到固体绝缘。
然而，设备故障仅仅凭借色谱分析进行结果断定故障部位是不全面的，主要是由于设备故障与油中溶解气体相对来说关系比较复杂，还需要综合其他手段进行故障诊断，例如：电气试验、运行、检修、附属设备、负荷等各方面的情况，通过具体问题进行具体分析，找出变化规律，预测出确切的故障部位以及故障损害的严重程度，综合方法也是对电力设备的安全稳定运行提供了有利保障。
三、实例分析
某电厂5号主变故障诊断结果
其中氢气和总烃都远远超过注意值150 μL/L，按照ICE 特征气体的“三比值”法，判断属于022编码，是高于700 ℃的高温热故障；另外由于油中总烃含量高达9000μL/L，CH4和C2H4是主要成分，C2H2含量较少占总烃的5.5%以下，H2占氢烃总量的27%以下，根据改进的特征气体法，由此判断变压器内部存在严重的热故障，属于CH4 和C2H4主导型的过热型。根据特征气体中主要成分与变压器异常情况的关系，我认为变压器内部故障的具体情况可能是：首先，绝缘不良；其次，连接部分松动；最后，分接开关接触不良。后来#5 主变大修时检查发现，低压侧引线连接出线套管B和C相的螺丝严重发黑，螺丝松动，接触不良。处理故障后重新投运，我们加强了对变压器油的色谱分析，可以看出，#5 主变油中总烃稳定在230 μL/L 左右，这些气体应该是原来内部材料吸收故障气体，大修时油处理不彻底而在运行中释放的缘故，如今电厂#5 主变运行正常。
小结
通过色谱分析技术分析绝缘油中溶解气量含量，通过此方法可以有效的判断出充油电气设备内部产生的故障以及故障的严重程度，这可以有效的确保充油电气设备的稳定安全的运行，该方法也是发现设备内部早期故障十分有效的方法，对于因为损害而导致电网事故的预防十分有效，该手段也是电力系统化化学实验人员对于充油设备进行技术监督，也是保障电网安全可靠运行的十分重要的手段。
参考文献：
[1]杨帆.变压器在线监测与故障诊断的研究[D]，华北电力大学，2008.
[2]刘海萍.电力变压器在线监测与故障诊断的研究[D]，江苏大学，2007.
[3]廖国文.电力变压器内部故障早期发现与诊断技术的研究[D]，浙江大学，2011.