庞志强
安徽电力工程监理有限公司
【摘要】变压器油，是指用于变压器等充油电气设备，起绝缘、冷却和灭弧作用的一类绝缘油品。应用色谱法测油中溶解气体含量，并结合电气、化学试验，综合判断潜伏性故障，可以及时发现设备隐患，确保其安全经济运行。
【关键词】变压器油 特征气体 产气率
1.概述
绝缘油中溶解气体的气相色谱分析是对变压器运行状况进行有效监控的一种灵敏和有效的重要手段，因为绝缘油中气体含量及其变化是变压器内部发生故障的第一信号。而在变压器现场安装过程中，按照交接试验规程对变压器绝缘油进行取样分析，对变压器的安装质量至关重要。
2.变压器油的气体来源分析
2.1 故障情况下的产气特征
变压器油是变压器绝缘系统非常重要的组成部分，主要是由碳氢化合物组成（烷烃CnH2n+2，环烷烃CnH2n或CnH2n-2 ，芳香烃CnH2n-6。
在新变压器油的溶解气体中，通常除了含有约70%的氮气和30%的氧气以及0.3%左右的二氧化碳气体外，并不含有C1、C2之类的低分子烃。由于一些油的加热处理设备存在死角，可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。正常运行的变压器油，由于油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量的一氧化碳、二氧化碳和微量的低分子烃气体。
由电和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，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，也能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-石蜡）。
故障初期，所形成的气体溶于油中；当故障能量较大时，也能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备内部。低能放电，如局部放电，能过离子反应促使最弱的键C-H键断裂，主要重新化合成氢气。随着放电能量越来越高，如火花放电、电弧放电，能使C-C断裂，然后迅速以C-C键、C=C键、C≡C键的形式重新化合成烃类气体。大约油温在150℃时，就能产生甲烷；150-500℃左右时产生乙烷；大约500℃时产生乙烯，随着温度的逐渐升高，乙烯占总烃的比例越来越大；800-1200℃左右时产生乙炔。生成碳粒的温度约在500-800℃左右。
2.2 绝缘纸的分解
绝缘纸的成分主要是碳水化合物（C6H10O6）。纸、层压板或木块等固体绝缘材料分解时，主要产生CO、CO2，当怀疑故障涉及固体绝缘时，一般CO2/C0<3。固体绝缘材料分解时产生的液体特征分子是糠醛，纤维素老化会降解出D-葡萄糖单糖，易分解出呋喃衍生物；糠醛（C4H3OCHO）仅为其中的一种。
2.3 其它气体的来源
如分接开关油室向主油箱渗漏（C2H2高）；设备油箱带油补焊（C2H2高）；潜油泵出故障（是高速泵，轴和轴瓦产生磨擦，C2H2高，应改为低速泵）；变压器油中含水（H2高）；本体受潮（H2高）等均可产生气体。
3.变压器油中溶解气体分析和判断
3.1 特征气体
1) C2H2
乙炔是放电性故障的特征气体。正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，因此，当发现乙炔从无到有时，就应引起重视，进行跟踪。规程中规定500kV变压器乙炔的注意值为1μL/L。计算乙炔的产气速率，是在于了解放电能量的大小及变化，便于掌握故障发展速度和分析可能产生放电的部位。
2) H2
H2是放电性故障中的主要成分之一，但在过热性故障时也会产生，因此，它只能作为一种故障信息。在取油时氢气最容易散逸，加之分析过程中有些仪器对氢的反映不敏感，均会引起氢气测试结果的分散性，利用半透膜的油中氢气探测器，可以避免这些误差。当色谱分析到单独氢的含量相对较高，或发现其与其他气体含量有非同步的增长时，应排除是否下列因素所致：油中含有水，可以与铁作用生成氢气；新的不锈钢可能在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，油箱内部某些油漆，在不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。
3)CO和 CO2
当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2的明显增长。当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO>7。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（>200℃），CO2/CO可能<3。
4）O2和N2
在变压器油中，反映空气的组成。考虑到O2和N2的不同溶解度，其O2和N2的比值有可能接近0.5。当O2/N2<0.3时，一般认为是氧被极度消耗的迹象。当内部存在故障时，随着故障的严重化，高浓度的故障特征气体还会将油中的部分氧置换出来加速氧化，因氧气很难通过油来补充，导致油中氧含量进一步降低。实践证明，故障持续的时间越长，油中总含气量越高，氧的含量就会越低。
3.2 根据特征气体判断故障类型
不同故障时产生不同的特征气体。一般规律是：产生烃类气体的不饱和度是随着裂解温度的增加而增加的，依次为烷烃→烯烃→炔烃。
过热故障：单独油裂解产生的气体包括乙烯和甲烷，少量的氢和乙烷；如故障温度不高，则氢、甲烷、乙烷较多；假如故障严重，或者因为电场效应，也会生成痕量的乙炔。主要气体是乙烯，其数量可占总可燃气的60%以上。
电故障：低能量放电产生氢、甲烷和少量的乙烯和乙炔。当涉及到固体纤维素绝缘时也可产生一氧化碳和少量二氧化碳。主要气体是氢气，其数量可占总可燃气的85%以上。
在高能量的电弧放电时产生大量的氢气和乙炔，以及相当数量的甲烷和乙烯，假如故障涉及到固体绝缘，可生成一氧化碳和二氧化碳，纸和油可能被碳化。主要气体是乙炔，其数量可占总可燃气的30%，同时有相当数量的氢气。
3.3 小结
正因为变压器油在不同故障情况下产生气体成分有所不同，具有特征性，故对变压器油中气体成分进行分析具有重要意义。因色谱分析是对变压器油中气体进行分析的主要有效途径。因此对于变压器，特别是安装阶段未投入运行的变压器，油色谱分析是准确反映其故障状态的最有力手段。
4.现场变压器油的色谱分析检验
4.1 变压器油现场检验方式
变压器现场安装过程中应按如下试验项目和程序进行油的试验验收。
（1）检查和接收出厂新油参数：
（2）现场安装单位必须按规程的规定，重新做绝缘油试验，试验项目包括油中溶解气体的色谱分析、微量水分的测量、含气量的测量等内容。试验的目的是检查验证制造厂或配油中心来的新油是否合格及运输过程各环节对油质性能有无影响。
（3）安装完成后，对注到变压器内的油，要重新进行试验，试验的目的是检验注油过程中的油务工作是否正常设备及管路内部是否清洁，最后认定注入到变压器内部的油是否合格。
（4）变压器试验后投运前的油试验，试验的项目就是油色谱分析，试验目的主要是检验变压器的局部放电试验对油指标有无影响。
4.2 变压器油现场油色谱分析具体要求
1）关于取样次数的要求
GB 50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》要求：在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。
Q/GDW 310-2009《1000kV电气装置安装工程电气设备交接试验规程》要求：在注油前、注油后 24h、外施交流耐压试验和局部放电试验 24h 后、冲击合闸后及额定电压运行24h后，各进行一次油中溶解气体的色谱分析。
《国网交流公司关于进一步加强皖电东送工程后续设备交接试验管理的通知》(国网交流工程〔2013〕151号)要求： 为了缩短对比分析的时间间距，准确定位故障异常发生的时间段。外施交流耐压试验和局部放电试验前增加一次油样分析。
表1 三种规定的统计情况
2）关于色谱分析的试验要求
按照GB/T 7252《变压器油中溶解气体分析和判断导则》标准中的有关规定进行。
3）判定依据
其中总烃指的是CH4、C2H6、C2H4和C2H2的总和。
4.3 小结
正因为油色谱分析的重要作用，变压器安装阶段油色谱分析的频度和要求，都随着变压器设备重要程度而有所提高，从常规设备的3次，增加到特高压设备的4次，以至于在要求情况下检验5次，以便通过对变压器油的溶解气体分析更加准确的把握变压器设备的状态。
根据变压器绝缘油的分解产气特性，可能发生分解产气的最低温度约为150℃。在变压器现场安装阶段，绝缘油的储存、热油循环过程中其温度都远达不到此温度，距离产生乙炔的800-1200℃温度范围更是相去甚远，均不会产生各类故障性特征气体。变压器安装阶段唯一可能产生故障性气体（特别是乙炔）的阶段即是变压器耐压及局放试验阶段。原则上，为了判定变压器在耐压和局放试验过程中是否发生放电，那么只需在耐压和局放之前、之后两个时间区间各进行一次油色谱试验分析，即可满足要求，这也是常规变压器设备对油色谱分析的取样试验要求。
对于特高压变压器设备，特别是在工期相对紧张的安装阶段，通过增加安装阶段的油色谱分析次数，缩短色谱分析取样周期，精确把握不同安装阶段油中气体成分的变化规律，进而为准确判断和确认变压器状态具有重要价值，争取安装工期、确保安装质量。
5.总结
（1）变压器油不同故障情况下产生气体成分有所不同，具有特征性，因此对于变压器，特别是安装阶段未投入运行的变压器，油色谱分析是准确反映其故障状态的最有力手段。安装阶段，必须严格按照规程要求进行油样色谱分析。
（2）原则上在变压器安装阶段，未进行耐压和局放试验前，变压器绝缘油不应分解产生乙炔等故障特征气体，特征气体含量不应发生变化。常规情况下，试验前仅取一次油样（特高压设备取二次）是完全可以满足实际要求的。
（3）注油前、注油后、试验前三次油样色谱分析结果应基本一致，否则应重点关注并查出原因。
（4）变压器耐压及局放试验是安装阶段唯一可能产生放电故障的环节，因此试验前后变压器油中气体含量的色谱对比分析至关重要。
（5）在特高压工程建设的特殊关键阶段，为确保对变压器状态的准备把握和及时判断，在实验前增加一次油样色谱分析，增加油样备份，从而缩短对比分析的时间间距，准确定位故障异常发生的时间段，是有其必要性的。