電力干式變壓器故障油的氣相色譜檢測技術
目前，在干式變壓器的故障診斷中，僅靠電氣試驗方法往往難以發現一些局部故障和發熱缺陷。然而，干式變壓器油中氣體色譜分析的化學檢測方法對于發現干式變壓器中的一些潛在故障及其發展程度的早期診斷是非常敏感和有效的，這已經被大量的故障診斷實踐所證明。
油色譜分析的原理是基于任何特定烴類氣體的產氣率隨溫度變化，在特定溫度下，某一種氣體的產氣率往往達到較大；隨著溫度的升高，甲烷、乙烷、乙烯和乙炔依次是產氣率較高的氣體。也證明了斷層溫度與溶解氣體含量之間存在對應關系。局部過熱、電暈和電弧是油浸紙絕緣故障特征氣體的主要原因。
干式變壓器在正常運行狀態下，由于油和固體絕緣的逐漸老化和劣化，會分解出極少量的氣體(主要包括氫氣、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等氣體)。干式變壓器發生過熱故障、放電故障或絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。
故障類型：
油過熱：主要增加――CH4和C2H4其次增加――H2和C2H6
:油紙過熱主要增加――CH4、C2H4、CO和CO2次之――H2和C2H6
在油紙中，局部排放：主要增加――H2、CH4、C2H2、CO其次增加――C2H6、CO2
油中火花放電：主要增加-C2H2，H2
油中電弧：主要增加-H2，C2H2其次增加-CH4，C2H4，C2H6
油紙中的電弧：主要增加C2H2、C2H2、CO和CO2其次增加——CH4、C2H4、C2H6、
潮濕或油泡：主要增加-H2
石油中氣體的各種成分含量與斷層的性質和程度直接相關。因此，在設備運行過程中，定期測量油中溶解氣體的成分和含量，對早期發現充油電力設備的潛在故障具有重要意義和實際效果。
電力干式變壓器的內部故障主要包括過熱故障、放電故障和絕緣受潮。過熱故障：分接開關接觸不良、鐵芯多點接地、局部短路或磁環電流泄漏、導線過熱、接頭不良或緊固件松動導致過熱等故障，如局部油路堵塞導致局部散熱不良導致過熱故障。電弧放電主要由繞組匝和層間絕緣擊穿引起，其次是導線斷裂或對地閃絡和分接開關電弧放電。火花放電常見于套管引線放電至套管導電管和電位不固定的均壓環；導線局部接觸不良或鐵芯接地板接觸不良引起的放電；分接開關叉或金屬螺釘等潛在懸掛引起的放電。
根據色譜分析數據，干式變壓器內部故障診斷應包括：
(1)分析氣體產生的原因和變化。
(2)確定是否有故障，故障類型。如過熱、電弧放電、火花放電、局部放電等。
(3)判斷故障情況。如熱點溫度(322 lg2h 4/C2 h6 525)、故障電路嚴重程度、發展趨勢等。
(4)提出相應的處理措施。如是否能繼續運行，運行中的技術安全措施和監測手段，或是否需要停電檢修等。如果需要加強監測，應縮短周期。 #p#分頁標題#e#
1.1干式變壓器特征氣體變化與內部故障的關系
(一)根據氣體含量的變化進行分析和判斷
(1)氫的變化。當干式變壓器在中高溫下過熱時，氫氣通常占總氫烴的27%以下。隨著溫度的升高，H2的絕對含量增加，但其比例相對降低。無論是熱故障還是電氣故障，干式變壓器較終都會導致絕緣介質開裂，產生各種特征氣體。由于碳和氫鍵之間的鍵能低，產生的熱量少，H2總是在絕緣的分解過程中形成，所以H2是其中之一
干式變壓器內部的阻尼水是一種內部潛伏性故障，其特征氣體H2含量很高。客觀上，如果通過色譜分析發現H2含量超標，但其他成分沒有增加，則可以粗略判斷該設備先含水。為了進一步判斷，可以分析油中的微水含量。從水中分解H2有兩種可能：一是水與鐵的化學反應；二是水本身在高電場作用下分解。設備潮濕時，固體絕緣材料的含水量比油大100倍以上，H2含量高，主要是因為油和紙絕緣含有氣體和水分。因此，當設備在現場潮濕時，僅僅采用真空濾油的方法并不能永久降低設備的含水率，因為真空濾油對設備整體的含水率影響很小。
另外還有一個誤判的情況，就是氣相色譜儀異常。由于分離柱使用時間較長，特別是油已經經過振蕩脫氣法脫氣吸附，當吸附達到一定程度后，會在一定閾值下釋放，造成分析誤差。
(2)乙炔變化
乙炔與放電故障有關。干式變壓器發生電弧放電時，C2H2占總烴的20-70%，H2占總氫烴的30-90%，大多數情況下C2H4含量高于CH4。當C2H2含量為主要成分且超標時，很可能是設備繞組短路或分接開關切換引起的電弧放電造成的。如果其他成分未超標，但C2H2超標且增速較快，則可能是設備內部存在高能放電故障。
(3)甲烷和乙烯的變化。過熱故障時，當只分解熱源處的絕緣油時，特征氣體甲烷和乙烯之和一般可占總烴的80%以上，C2H4的比例也隨著故障點溫度的升高而增加。
此外，丁腈橡膠材料可能會在干式變壓器油中產生大量CH4。干式變壓器油中丁腈生產甲烷的本質是橡膠釋放油中含有的CH4，而不是將油催化裂解成CH4。
硫化丁腈橡膠在油中釋放CH4的主要成分是硫化劑，其次是增塑劑、硬脂酸等含甲基的物質，而釋放量取決于硫化條件。(4)一氧化碳和二氧化碳變化。無論何種放電形式，除了產生氫烴類氣體外，與過熱故障一樣，只要有固體絕緣介入，都會產生CO和CO2。但從總體上來說，過熱性故障的產氣速率比放電性故障慢。
《干式變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中也只對CO含量正常值提出了參考意見：開放式干式變壓器CO含量的正常值一般應在300ppm以下，若總烴含量超過150ppm，CO含量超過300ppm,則設備有可能存在固體絕緣過熱性故障;若CO含量雖超過300ppm，但總烴含量在正常范圍，可認為正常。密封式干式變壓器，溶于油中的CO含量一般均高于開放式干式變壓器，其正常值約800ppm，但在突發性絕緣擊穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量變化常被人們忽視。由于CO、CO2氣體含量的變化反映了設備內部絕緣材料老化或故障，而固體絕緣材料決定了充油設備的壽命。因此必須重視絕緣油中CO、CO2含量的變化。#p#分頁標題#e#
1)絕緣老化時產生的CO、CO2。正常運行中的設備內部絕緣油和固體絕緣材料由于受到電場、熱度、濕度及氧的作用，隨運行時間而發生速度緩慢的老化現象，除產生一些非氣態的劣化產物外，還會產生少量的氧、低分子烴類氣體和碳的氧化物等，其中碳的氧化物CO、CO2含量較高。油中CO、CO2含量與設備運行年限有關，例如CO的產氣速率，外有人提出與運行年限關系的經驗公式。CO2含量變化的規律性不強，除與運行年限有關外，還與干式變壓器結構、絕緣材料性質、運行負荷以及油保護方式等有密切關系。
1 來源：北極星整理
