第四章-绝缘油的气相色谱分析解析课件

第四章-绝缘油的气相色谱分析解析课件第四章绝缘油的气相色谱分析第一节充油电气设备内部主要绝缘材料的性能充油电气设备的绝缘材料主要是绝缘油和油浸纸。一、变压器油的性能绝缘油的性能一般指变压器油的性能，它是天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各种碳氢化合物所组成的混合物。碳、氢两种元素占其全部重量的95%~99%，其他为硫、氮、氧及极少量的金属元素等。石油基碳氢化合物有烷烃、环烷烃、芳香烃和烯烃等。变压器油的耐电强度、传热性及热量都比空气好得多，因此目前国内外的电气设备，特别是大中型电力变压器和电抗器、电流互感器、电压互感器等基本上都采用油浸式结构，并且变压器油起着绝缘和散热的双重作用。第四章绝缘油的气相色谱分析第一节充油电气设备内部主要绝缘运行中的变压器油质量标准如表4－1所示。表4－1运行中变压器油质量标准运行中的变压器油质量标准如表4－1所示。表4－1运行中变压运行中变压器油的质量随着老化程度与所含杂质等条件不同而变化很大，除能判断变压器故障的项目（如油中溶解气体色谱分析等）外，通常不能单凭任何一种试验项目作为评价油质状态的依据，应根据几种主要特性指标进行综合分析，并随变压器电压等级和容量不同而有所区别。表4－2为运行中变压器油常规检验周期及检验项目。

运行中变压器油的质量随着老化程度与所含杂质等条件不同表4－2运行中变压器油常规检验周期及检验项目由于充油电气设备容量和运行条件的不同，油质老化的速度也不一样。当变压器油的PH值接近4.4或颜色骤然变深，其他某项指标接近允许值或不合格时，应缩短检验周期，增加检验项目，必要时采取有效处理措施。表4－2运行中变压器油常规检验周期及检验项目由于充油电气二、固体绝缘材料的性能

充油电气设备的内绝缘常采用油纸绝缘结构。所用的绝缘纸、绝缘纸板等都以木浆为原料，从化学组成来看，是由纤维素、木质素、半纤维素及各种微量金属等物质所组成，其中主要成分是纤维素。电气设备用的绝缘纸是尽量除去极性物质的高质量纸，其杂质如木质、糖类、无机盐等的总量不超过百分之几。常用植物纤维纸及其制品包含电缆纸、电话纸、皱纹纸、金属皱纹纸、点胶绝缘纸、绝缘纸板等。1、绝缘纸纸的分子结构有羟基，宏观上为多孔结构，极易吸引水分，在正常大气条件下含水分为7%~9%，饱含时可达15%。纸易被干燥，即使在空气中加热也可干燥至含水分仅0.1%，而在真空中可大大提高干燥速度。由于纸和水的亲和力较油和水的亲和力强，因此，一般纸都从油中吸收水分，并且纸吸收水分后不会与油平均分担水分而影响耐电强度、绝缘老化和机械强度。同时还应指出，纸在干燥过程中不仅很难驱出纸层中的最后残存水分（约0.1%），而且一般在干燥的最后阶段极易伴有热老化分解而放出的水分，两者难以直接区分。二、固体绝缘材料的性能

充油电气设备的内绝缘常采用油纸受热能分解放出气体的比例约为H2O：CO：CO2=70：12：18，其中CO、CO2是由纸纤维焦化所致。由于变压器绝缘中纤维上承担的工作场强并不高，通常不需要干燥到含0.1%水分这一危险临界值。实际上，不仅纸的热老化与水分和氧的存在有关，也与其他参数有非常复杂的关系。一般说来，除非纸被油完全浸透，否则纸中都会有空气或其他气体的空隙。空隙所分担的电压比纸高得多，如果空隙发生局部放电，将会使油纸绝缘逐渐腐蚀绝缘而最终导致损坏。（1）电缆纸。电缆纸是充油变压器主要绝缘材料之一，一般是由未漂白硫酸盐纸浆经抄纸而制成。在充油电力变压器中，一般采用DLZ-08和DLZ-12型电缆纸，其厚度分别为0.08mm和0.12mm。电缆纸主要用作导线绝缘、纸圈层间绝缘和引线包扎绝缘等。对于超大型高压电力变压器，为了提高纸圈匝绝缘的电气强度，可采用高气密性、高均匀性的绝缘纸，如厚度为0.075mm和0.045mm的纸圈匝绝缘纸。0.075mm绝缘纸的冲击和工频击穿场强比DLZ-08型电缆纸提高27.6%~36%。为了提高绝缘纸的耐热性，近年来国内外研制成了多种改性的耐热绝缘纸，如将纸浆在有碱性触媒下使纤维素与氰乙烯起化学反应，以氰乙基换普通纤维分子中最容易老化的第一羟基，经氰化处理后的使用温度可提高20℃。如果使用温度不变，氰化纸可延长使用寿命，并能减轻变压器的重量。纸受热能分解放出气体的比例约为H2O：CO：CO2=（2）电话纸。电话纸由硫酸盐纸浆制成，主要用作线圈导线绝缘和线圈端的端绝缘。在充油电力变压器中采用型号为DH-50型的电话纸，其厚度为0.5±5%mm，卷成宽度为500±10mm纸卷。（3）皱纹纸。皱纹纸是将底纸为纤维绝缘纸的绝缘纸经加工而成。各种皱纹纸的引申率分别为15%，20%，30%，50%，100%，200%和300%，目前采用的皱纹纸型号为JW-50，底纸分低密度和高密度两种。以高密度纤维绝缘纸为底纸和单方向引伸率为20%的皱纹纸，一般用作匝绝缘。底纸厚度为0.075~0.125mm，并有两种不同的颜色。当第二层与第一层匝间绝缘颜色不同时，容易发现第一层绝缘纸有无跑层现象。以高密度纤维绝缘纸为底纸和具有双方向引伸率的皱纹纸，一般用作引线绝缘。这种皱纸的底纸厚0.1mm，包括皱纹高度为0.45mm，长度方向引申率为50%，垂直于长度方向引申率为20%。由于它可使引线弯曲时最小半径小于绝缘后引线外径的4倍，加之浸油性能好，抗张强度、撕裂强度和伸长率都比电缆纸高，因此，目前在变压器线圈的引线中已广泛采用这种皱纹纸包扎绝缘。（2）电话纸。电话纸由硫酸盐纸浆制成，主要用作线圈导线绝缘和（4）金属皱纹纸。在底纸为0.075mm的纤维绝缘纸一面上粘0.0075mm的铝箔，可制成0.5mm厚的金属皱纹纸。它的引申率至少为60%，可用作电屏蔽材料。由于它有较高的引申率和柔软性，可制成任意形状的光滑表面，即可制成宽度为1000mm的大张金属皱纹纸带，也可制成宽度为12.5，20，25，30，40，50，75，100mm等的金属皱纹纸带。（5）点胶绝缘纸。如在底纸厚度为0.08~0.5mm纤维绝缘纸的单面或双面涂以环氧树脂胶点，可制成胶层厚度为0.0125~0.025mm、黏合强度达450kPa的点胶绝缘纸，可作为层间绝缘。这种纸在120℃或150℃分别烘焙80min或40min后，胶层固化而使各层纸粘固在一起，机械强度增加，当用作中小型变压器层式线圈的层间绝缘时，可使抗短路机械力的能力有所提高。同时，由于绝缘纸上的树脂涂层是呈点胶状，涂层在溶化与固化过程中仅有微量树脂渗透于纤维纸中，从而可保证绝缘材料中气体的排出和油的浸入，可将局部放电对绝缘的损坏程度减少到最小。（4）金属皱纹纸。在底纸为0.075mm的纤维绝缘纸一面上粘2、绝缘纸板它由木质纤维或掺有适量棉纤维的混合纸浆经抄纸、压光而制成。目前有木质纤维和棉纤维各占一半的50/50型和不掺棉纤维的100/100型两种纸板。从表4－3中的纤维程度可以看出，棉纤维中含99%以上纯α纤维素，而木纤维中的α纤维素只占80%左右，并还含一定的β纤维素和木质。易吸收水分的β纤维素和木质混合在一起将增加吸湿能力，同时也增强纤维的结构作用。木质具有离子交换树脂的作用，对热稳定较差的β纤维素的电离现象可起到催化作用，即：

(4-1)2、绝缘纸板它由木质纤维或掺有适量棉纤维的混合表4-3棉木纤维物理性能比较由于β纤维素和木质的存在，基于上述化学反应中电离现象的催化作用，连锁反应将促进热分解，因此木纤维热性能不够稳定。在变压器绝缘中，绝缘纸板被广泛用作主绝缘的隔板（纸筒）、线圈间支撑条、垫块、线圈的支撑绝缘和铁轭绝缘。在110kV级以上变压器中用作隔板、角环等的绝缘纸板，通常采用型号为100/100，其厚度有0.5、1.0、1.5、2.5和3mm，目前已开始采用4~8mm的厚纸板。表4-3棉木纤维物理性能比较由于β纤维素和木质的存随着制造超高压和特高压大型及特大型充油电力变压器的需要，国内外都在不断的提高绝缘纸板的性能，如瑞士Weidmann公司的T系列绝缘纸板、美国Dubeent公司的芳香族聚酰胺纸板都显示良好的高耐热性和机械性能。由于绝缘纸和绝缘纸板的介电系数为4.5左右，变压器油的介电系数仅为2.2，而油纸绝缘在交流电压下纸层的场强Ey按：=：分布，油隙是油纸绝缘结构的薄弱环节。因此，在木质纤维中适当掺合低介电系数（2.1~3.8）组分的合成树脂纤维的纸板，在超高压大容量变压器制造中有良好的应用前景。同时，由于采用纸浆成型的绝缘件稳定性好，强度适中，可以提高绝缘结构的可靠性。因此，国内已研制出各种由纸浆成型的绝缘件，以此来解决超高压电力变压器绝缘结构和引线绝缘问题。随着制造超高压和特高压大型及特大型充油电力变压器的需要，国内变压器油与绝缘纸相结合构成的油纸绝缘结构具有很高的耐电强度，比两者分开单独的（油或纸）任何一种材料都高得多。由于油的绝缘强度和介电系数低于纤维质，油承受较大的电场强度，因此，用纸把油分成一定数量的小油隙，既可以消除油中纤维杂质的积累而不易形成“小桥”，又可以使电场均匀，提高绝缘的电气强度。油纸绝缘的缺点是油和纸两者均易被污染，只要含百分之几的杂质，影响就相当严重。因此，在工艺过程中要尽可能地获得较纯净的油和纸，并根据此选择合适的工作场强，才能保证变压器绝缘结构的可靠性。变压器油与绝缘纸相结合构成的油纸绝缘第二节变压器油中气体的产生机理

绝缘油和纸是充油电气设备的主要绝缘材料，绝缘油中气体的产生与绝缘材料的性能、设备的运行状态等各种因素有关。一、变压器油产气机理变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各种碳氢化合物所组成的混合物，其中，碳、氢两元素占其全部重量的95%~99%，其他为硫、氮、氧及极少量金属元素等。石油基碳氢化合物有环烷烃（CnH2n）、烷烃（CnH2n+2）、芳香烃（CnH2n-m）以及其他一些成分。一般新变压器油的分子量在270~310之间，每个分子的碳原子数在19~23之间，其化学组成包含50%以上的烷烃、10%~40%的环烷烃和5%~15%的芳香烃。表4-4列出了部分国产变压器油的成分分析结果。第二节变压器油中气体的产生机理

表4-4部分国产变压器油的成分分析表4-4部分国产变压器油的成分分析环烷烃具有较好的化学稳定性和介电稳定性，黏度随温度的变化小。芳香烃化学稳定性和介电稳定性也较好，在电场作用下不易析出气体，而且能吸收气体。变压器油中芳香烃含量高，则油的吸气性强，反之则吸气性差。但芳香烃在电弧作用下生成碳粒较多，又会降低油的电气性能；芳香烃易燃，且随其含量增加，油的比重和黏度增大，凝固点升高。环烷烃中的石蜡烃具有较好的化学稳定性和易使油凝固，在电场作用下易发生电离而析出气体，并形成树枝状的X腊，影响油的导热性。变压器油在运行中因受温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用，发生氧化、裂解与碳化等反应，生成某些氧化产物及其缩合物——油泥，产生氢及低分子烃类气体和固体X腊等。绝缘油劣化反应过程如下：

RH+e→R*+H*(4-2)环烷烃具有较好的化学稳定性和介电稳定性，黏度式中，e为作用于油分子RH的能量，R*和H*分别为R和H的游离基。游离基是极其活泼的基团，与溶解于油中的氧作用生成更活泼的过氧化游离基，即R*+O2→ROO*(过氧化基)(4-3)H*+H*→H2(4-4)过氧化氢继续对烃类作用，生产过氧化氢物，即：ROO*+RH→ROOH+R*(4-5)过氧化氢也是极不稳定的，可分解成ROO*和OH*两个游离基，使氧化反应继续下去。上述ROO*、R*仍会继续反应，过氧化物再经一系列反应，最终生成醇（ROH）、醛（RCHO）、酮（RCOR）、有机酸（RCOOH）等中间氧化物，同时生成H2O、CO2及氢和碳链较短的低分子烃类。此外，在无氧气参加反应时，RH也会生成低分子烃类，以C3H8为例，即：C3H8→C2H4+CH4

(4-6)2C3H8→2C2H6+C2H4

(4-7)式中，e为作用于油分子RH的能量，R*和H*分变压器油一旦开始劣化，即使外界不供给能量，绝缘油本身也能把以游离基为活化中心的链式反应自动持续下去，而且反应速度越来越快。这时，只有加入抗氧化剂（惰性气体），依靠抗氧化剂的分子和氧化剂中的自由基相互作用，使氧化反应链中断才能抑制变压器油的老化。实验证明：绝缘油未加抗氧化剂时产气速率若为100%，则有抗氧化剂时的产气速率仅为26.9%，这就证明，抗氧化剂对链式反应是有很好的抑制的。在变压器油中加抗氧化剂对延缓变压器油老化有明显效果；此外，如加1，2，3苯并三唑（BTA）还可抑制油流带电现象。通常，在油未开始氧化时加氨基比林，在氧化初期加氨基比林或烷基酚等，在油激烈氧化阶段加邻位氨基苯酚都能有效抑制变压器油老化。变压器油一旦开始劣化，即使外界不供给能量，绝变压器油在受高电场能量的作用时，即使温度较低，也会分解产气。在场强为130kV/cm时，变压器油在25~30℃时的产气成分如表4-5所示。表4-5场强130kV/cm作用下变压器油的产气组分（体积，%）变压器油在受高电场能量的作用时，即使温度较低，绝缘油电劣化产气机理，仍基于电场能量使油中发生和发展游离基链式反应理论，绝缘油中溶解的气体在电场作用下将发生电离，释放出的高能电子与油分子发生碰撞，使C─H或C─C键断裂，把其中的H原子或CH3原子团游离出来而形成游离基，促使产生二次气泡。若以e表示电场能量，则：CH4+e→CH3*+H*(4-8)CH3*+CnH2n+2→CH4+CnH2n+1H*+H*→H2(4-9)2CnH2n+1→CnH2n+2+CnH2n

(4-10)当电场能量足够时即可发生上述反应。上述反应的产气速率取决于化学键强度，键强度越高，产气速率越低。同时产气速率还与电场强弱、液相表面气体的压力有关，可用经验关系式描述，即：绝缘油电劣化产气机理，仍基于电场能量使油中发（4-11）式中

——产气速率；K——常数，取0.06；U——工作电压，kV；Us——析气时的起始电压，一般为3±0.5kV；P——油面气体压力；N——常数，取1.82；Γ——常数，取0.16。总之，在热、电、氧的作用下，变压器油的劣化过程以游离基链式反应进行。反应速率随着温度的上升而增加。氧和水分的存在及其含量高低对反应影响很大，铜和铁等金属也起触媒作用使反应加速，老化后所生成的酸、H2O及油泥等物质危及油的绝缘特性。（4-11）式中——产气速率；K——常数，取0.二、固体绝缘材料产气机理

纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和吠喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。概括上述要点，不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表4-6。分解出的气体形成气泡，在油里经对流、扩散，不断地溶解在油中。这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障的发展状况。二、固体绝缘材料产气机理

纸、层压板或木块等固表4-6不同故障类型产生的气体在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气休，同样有助于对设备的状况做出判断。

表4-6不同故障类型产生的气体在变压器里，当三、油中气体的其他来源

在某些情况下，有些气体可能不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢。过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢。新的不锈钢中也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、油中有溶解氧时，设备中某些油漆(醇酸树脂)，在某些不锈钢的催化下甚至可能生成大量的氢。某些改型的聚酞亚胺型的绝缘材料也可生成某此气体而溶解于油中。油在阳光照射下也可以生成某些气体。设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2等。这时，如果不真空滤油，油中CO2的含量约为300μL/L(与周围环境的空气有关)。另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱带油补焊；原注人的油就含有某些气体等。这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分。三、油中气体的其他来源

在某些情况下，有些气体第三节气相色谱分析理论及应用

一、色谱分析理论1、色谱分析原理色谱分析是一种物理分离技术，于1903年由俄国植物学家茨维特（M.S.Tswett）提出。茨维特当时将植物干叶子色素的石油醚抽提液从一根填充油碳酸钙颗粒的玻璃管顶端注入，结果在玻璃管上部出线了几个不同的色带。接着用纯石油醚加以冲洗，随着冲洗机的自由流下，色带以不同的速度向下运动，使相互重叠的色带分离开来。他当时就把这种分离方法命名为色谱法。这里所用的玻璃管就成为色谱柱，柱内的填充剂称为固定相，冲洗机称为流动相，色带称为色谱图。这一分离技术的研究，解决了在分析化学中，物质在鉴定之前要对混合物进行分析最困难的问题。为了说明茨维特这个实验的分离原理，需先介绍一下分配系数K的概念。K亦称平衡系数，系指物质在两相间分配达到平衡时，它在两相浓度的比值，即：

K=在固定相中的物质浓度/在流动相中的物质浓度（4-12）

第三节气相色谱分析理论及应用

一、色谱分析理论1、色谱分析茨维特的实验说明，当不同物质处在相对运动的不同的两相之中时，会被分离开来。其原因是混合物（即试样）被流动相携带通过色谱柱时，试样分子与固定相分子之间发生了相互作用（如被吸附、解吸等）。从而使试样分子在两相之间进行分配。由于试样中各组分的物理化学性质的不同，所以各自在相对运动的两相间的分配系数K也不同，因此各组分沿着色谱柱运动的速度也就不同。当通过适当长度的色谱柱之后，由于这种分配反复进行了多次，于是即使分配系数只有微小的差异的组分，彼此之间也可以拉开一定的距离，按先后次序从柱后流出。然后，通过鉴定器把浓度变成电信号，经过放大后，在记录仪上记录下来，样品通过色谱柱的分离过程如图4-1所示。在正常情况下，每个组分在一定的位置上就出现一个相应的色谱峰。茨维特的实验说明，当不同物质处在相对运动的不图4-1样品通过色谱柱分离过程示意图现代色谱法已经大大发展。它已不限于用液体作冲洗机了，也可以用气体冲洗；色谱柱也不限于用管状柱，已经发展到采用平面纸色谱、分层色谱了；至于固定相，现在不仅吸附剂的种类很多，而且还可以用液体作为固定相。在分离、鉴定、检测方面，最初用肉眼观察，现在已采用高灵敏度的鉴定器，把物质浓度转变为电信号，并从开始用记录仪自动记录下来发展到用数据处理装置直接打印出分析数据，直到后来普遍采用带屏幕显示装置的计算机系统，以及自动化和智能化的数据处理色谱工作站，这样，不仅能准确定性，而且可以准确地进行定量分析和分析结果的处理。在色谱操作条件选择方面，有的已经采用智能化的程序控制系统。图4-1样品通过色谱柱分离过程示意图现代色谱法已经大2、色谱法的优点色谱法有许多化学分析无可比拟的优点：（1）选择性好，分离效能高。选择性好事指对性质极为相近的物质，如有机物中的同分异构体等的分离和分析能力，分离效能是指对组分极为复杂的混合物，如石油成分的分离和分析；（2）速度快。用几分钟或几十分钟就可以完成一项含有几个或几十个组分的样品分析；（3）样品用量少。对气体样品一般只需1~3mL甚至更少，即可完成一个全分析；（4）灵敏度高。通常样品中有十万分之几或百万分之几的杂质也能很容易的鉴别出来；（5）适用范围广。它不仅可以分析气体，而且也可以分析液体和固体以及能包含在固体中的气体。基于上述特点，色谱分析技术已经在农业生产、国防、科研、医药、食品卫生等过领域得到广泛应用。目前这项技术2、色谱法的优点色谱法有许多化学分析无可比拟的优点：3、色谱法的分类色谱分类按分离原理可分为吸附色谱、分配色谱；按固定相的形式及性质分可分为柱色谱、纸色谱和薄层色谱；而按两相所处的状态则可分为如下色谱法液相色谱气相色谱液固色谱液液色谱气液色谱气固色谱由此说明：①色谱流动相有气体或液体，于是可分为两大类。流动相为液体的叫液相色谱；流动相为气体的叫气相色谱；②色谱的固定相有固体或液体，因此气相色谱中又分成气固色谱和气液色谱，而液相色谱中则分成为液固色谱和液液色谱。色谱中沿用的展示方法，即驱使样品通过色谱柱的方式有三种，即冲洗法、前沿法和置换法。其中应用最广的是冲洗法，因此我们将仅限于考虑冲洗法气相色谱。3、色谱法的分类色谱分类按分离原理二、气相色谱分析方法

1、取样取样包括从设备内部取出油样和当气体继电器内有气体聚集时，从气体继电器中取出气样。取油样是整个油中气体分析过程中的一个重要环节。对于变压器油中气体分析的取油样方法应该满足如下要求：（1）油样能代表变压器本体内的油；（2）从取样到分析的整个过程中，油中溶解气体尽可能保持不变；（3）取样方法简单易行。对电力变压器及电抗器，一般可在运行中取油样。需要设备停电取样时，应在停运后尽快取样。对可能产生负压的密封设备，禁止在负压下取样，以防止负压进气。取油样的部位一般在变压器油箱下部放油阀处，这只要溶解气体是均匀的，就不会造成误差。而且根据实际经验，潜伏性故障产生的气体一般都是扩散均匀的，特殊情况下可在不同的取样部位取样。根据DL/T722-2000规定，对大油量的变压器、电抗器等的取样可为50~80mL，对于少油量的设备尽量少取，以够用为限。二、气相色谱分析方法

1、取样（1）油样能代表变压器本体内的理想的取油样容器应满足如下要求：（1）由于运行时油温高于环境温度，因此要求取样后当油温降低，油体积缩小时，容器内不产生负压空腔；（2）取样容器内部不残存气泡；（3）器壁不吸收或向外透气；（4）取样时能与空气完全隔绝，取样后不向外逸气；（5）容器透明，但又要便于避光保存；（6）便于与脱气装置连接，便于运输，不易破损。实际工作中，要完全满足上述要求的容器是困难的，IEC建议使用注射器、铝壶、取气管三种容器，而注射器是作为仲裁法优先使用的容器，其他两种则用于常规分析。理想的取油样容器应满足如下要求：由于要分析的对象是变压器油中溶解的气体，而不是变压器油本身，因此取样方法应不同于传统的油质劣化取样方法。一般应注意如下事项：（1）油样应能代表本设备的取样方法，放油阀中的残存油应尽量排除；（2）取样的连接方式可靠，尽量采用不使油中溶解气体可能逸散和空气可能混入的连接装置；（3）取样容器和连接管道中的空气要完全排去；（4）取样过程中，油样应平静地流入容器中，而不产生气泡；（5）应出去放油阀和链接装置等处的污物，防止油样污染；（6）注意设备在负压状态下取样时，可能有外表空气进入油箱内，特别是冬季负荷较低时更应当注意。采用注射器取油样时，先要排掉放油阀处的死油，然后用注射器取少量油冲洗器筒内壁和芯塞1~2次，以增强润滑和密封性。取油样过程中油应该在静压力作用下，自动流入注射器，不得抽动注射器芯塞，以免造成负压空腔而吸入空气或使油脱气。此外应特别注意保护注射器筒与芯塞之间清洁，以免卡塞。

由于要分析的对象是变压器油中溶解的气体，而不是变压器油本身，对于气体继电器已经动作的变压器，除取油样分析油中溶解气体之外，为了更好地判断变压器内部有无异常和气体继电器动作的原因，应同时取气样分析。必须注意的是气体继电器动作后，在没有完成对游离气体取样之前，千万不要轻易放掉气体继电器内的积存气体。因为这些气体的组分和含量是判断设备是否存在故障机故障性质的重要依据之一。为减少不同组分对油有不同回溶率的影响，必须在尽可能短的时间内取出气样。取气样的方法过去大多采用排水集气法收集于气样瓶中，该方法的最大缺点是当变压器处于负压时，有把水带入变压器内部的危险。IEC也推荐了好几种方法。鉴于做色谱分析用的气样很少，DL/T722-2000建议用注射器取气样。在取气样时应注意不要将油吸入注射器内，同时应该注意人身安全。

对于气体继电器已经动作的变压器，除取油样分析2、脱气利用气相色谱法分析油中溶解气体，必须将溶解的气体从油中脱出来，再注入色谱仪进行组分和含量的分析。从油中取出溶解气体也是控制气相色谱分析误差的重要环节。（1）对脱气装置和脱气方法的要求1）必须尽可能完全从油中脱出溶解气体，特别是特征气体的各组分；2）采用真空脱气法时，其装置应保证有较高的真空度和良好的密封性；3）气体从油中脱出后应尽量不让这些气体组分有选择地对油样回溶；4）脱出气体在注入气相色谱仪之前，应保持混合均匀，并尽快进行进样分析；5）脱气后应能完全排净残油和残气，保证无残油残气对新油样污染；6）脱气装置应与取样容器连接可靠，防止油样注入脱气装置时带入空气；7）脱气时必须尽可能准确地测出被脱气油样体积和脱出气体的体积；8）如果使用不完全脱气法时，应测出所使用的脱气装置对各被测组分的脱气率；（2）目前常用的脱气方法有溶解平衡法和真空法两种。根据取得真空的方法不同，真空法又分为水银托里拆利真空法和机械真空法两种，常用的是机械真空法。2、脱气利用气相色谱法分析油中溶解气体，必须将1）溶解平衡法又称机械振荡法，是在部分脱气法的基础上发展起来的一种新的脱气方法。它基于溶解平衡原理，具体作法是在恒温条件下，加入一定量的油样和洗脱气体所构成的密闭系统的容器中，通过充分的机械振荡，使油中溶解的各种气体在气液两相间达到分配平衡。这时分析气相中各组分的含量，利用根据溶解平衡原理导出的奥斯特瓦尔德系数计算出油中溶解气体各组分的浓度。即由式（4-13）导出（4-13）式中Ki——组分i的奥斯特瓦尔德系数；

Cil——油中i组分气体的浓度，μL/L；

Cig——振荡平衡条件下，测出的i组分气体在气相中的浓度，μL/L；

Vg——振荡平衡条件下气相体积，mL；

Vl——振荡平衡条件下油的体积，mL。根据GB/T17623-1998要求，实施机械振荡脱气法时，应按如下操作步骤进行。1）溶解平衡法又称机械振荡法，是在部分脱气法的基础上发展起来①贮气玻璃注射器的准备：取5mL玻璃注射器A，抽取少量试油冲洗器筒内壁1~2次后，吸入约0.5mL试油，套上橡胶封冒，插入双头针（见图4-2），针头垂直向上。将注射器内的空气和试油慢慢排出，使试油充满注射器内壁缝隙而不致残存空气。

图4-2双头针头示意图

图4-3加气操作示意图

②试油体积调节：将100mL玻璃注射器B中油样推出部分，准确调节注射器芯至40.0mL刻度（Vl），立即用橡胶封帽将注射器出口密封。为了排除封帽子凹内部空气，可用试油填充其凹部或在密封时先用手指压扁封帽挤出凹部空气后进行密封，操作过程中应注意防止空气气泡进入油样注射器B内。①贮气玻璃注射器的准备：取5mL玻璃注射器A，抽取少量③加平衡载气：如图4-3所示，取5mL玻璃注射器C，用氮气（或氩气），然后将注射器C内气体缓缓注入有试油的注射器B内。含气量低的试油，可适当增加注入平衡载气体积，但平衡后气相体积应不超过5mL。一般分析时，采用氮气做平衡载气，如需要测定氮气组分，则要改用氩气做平衡载气。④振荡平衡：将注射器B放入恒温定时振荡盘上。注射器放置后，注射器头部要高于尾部约5°，且注射器出口在下部（振荡盘按此要求设计制造）。启动振荡器操作钮，连续振荡20min，然后静止10min,。若室温在10℃以下时，振荡前，注射器B应适当预热后，再进行振荡。⑤转移平衡气体：将注射器B从振荡盘中取出，并立即将其中平衡气体通过双头针头转移到注射器A内。室温下放置2min，准确读出其体积Vg（准确至0.1mL），以备色谱分析用。为了使平衡气体完全转移，也不吸入空气，应采用微正压法转移，即微压注射器B的芯塞，使气体通过双头针头进入注射器A。不允许使用抽拉注射器A芯塞的方法转移平衡气。注射器芯塞应洁净，以保证其活动灵活，转移气体时，如发现注射器A芯塞卡住时，可轻轻旋动注射器A的芯塞。③加平衡载气：如图4-3所示，取5mL玻璃注射器C，用氮气2）机械真空法又称变径活塞泵全脱气法，是一种全真脱气法，对故障特征气体中溶解度最大的C2H6气体脱气率大于95%，对其余的气体脱气率接近100%。该方法的原理是用真空泵将脱气室和集气室抽成真空，油样注入脱气室，利用大气压与负压交替对变径活塞施力的特点，在密封的脱气室内，借真空与搅拌作用并连续补充少量氮气到脱气室，使油中溶解气体迅速析出的洗脱技术。其工作原理图如图4-4。GB/T17623-1998对变径活塞泵全脱气法的操作步骤做了明确的规定，亦即（参见图4-4）。图4-4变径活塞泵脱气原理结构示意图图中：1、2、3、4、5—电磁阀；6—油杯（脱气室）；7—搅拌马达；8—进排油手阀；9—限量洗气管；10—集气室；11—变径活塞；12—缸体；13—真空泵；a—取气注射器；b—油样注射器。2）机械真空法又称变径活塞泵全脱气法，是一种全真脱气法，对故①试油、取气注射器连接：油样注射器b与进排油手阀8前的进油管连接。取气口插入5mL取样注射器a。②进油管排气：慢慢旋开进排油手阀8，使油样注射器b中的油样缓缓沿进油管上升，排除管内空气至略有油沫进入脱气室6，立即关上进排油手阀8，记下注射器上刻度值V1（mL）。③进油脱气：抽真空结束后，在揿一下操作钮。接着慢慢旋开进排油手阀8，让有样喷入脱气室约20mL即关上。再次记下油样注射器上刻度值V2（mL），应掌握进油阀开度，不要进油太快，以免产生的油沫从脱气室进入集气室和注射器a内。④样气收集：装置自动进行多次脱气、集气，把油样中脱出的气体逐次合并收集在5mL取气注射器a内。⑤油样、气样的计量：计量脱出的气体体积Vg（准确至0.1mL），并由V1、V2的差得到进油体积Vl（准确至0.5mL）。仲载测定时也可根据重量法，由进样质量与油的密度得到进油体积。⑥残油排放：接通排油N2气或按捏压气球，排净脱气后油样。

两种脱气方法的脱气率都很高，都达到了全脱气水平，变径活塞全脱气法的峰高灵敏度明显高于机械振荡法。这对于要求含气量很低，特别是要求不应含有C2H2气体的超高压充油电气设备油中气体检测是十分有利的。①试油、取气注射器连接：油样注射器b与进排油手阀8前的进油3、利用气相色谱仪分析变压器绝缘监督要求色谱分析能准确的发现变压器内部早期故障，防止事故，确保供电安全可靠。在满足此一要求的前提下，应尽可能地使DGA分析设备简单，分析手续简便、迅速。DL/T722-2000规定，用于绝缘油中溶解气体分析的气相色谱仪应满足下列要求：（1）色谱柱对所检测组分的分离度应满足定量分析的要求；（2）气相色谱仪的基线稳定，灵敏度应足够高，对油中溶解气体各组分的最小检知浓度必须达到表4-7所示要求；表4-7气相色谱仪的最小检知浓度μL/L（3）用转化法在氢火焰离子化检测器上测定CO、CO2转化为CH4的转化率进行考察，确保转化率满足分析要求。3、利用气相色谱仪分析变压器绝缘监督要求色谱目前国内所使用的气相色谱仪一般都能达到这些要求。根据这些要求，国内采用的气相色谱分析流程很多，如HP、北分3430型气相色谱仪，采用切换多柱分析流程；上分102G-D气相色谱仪采用双齐鲁双柱两次进样流程；广东地区还有的采用三气路三柱三次进样流程；鲁南采用一次进样分流多路多柱流程；上海计算机研究所则是双氢焰鉴定器采用一次进样分流多路多柱分析流程；深圳型一次进样色谱柱一次进样可在8min时间内分离H2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等油中溶解的故障特征气体；河南中分GC-900AD气相色谱仪可提供三种流程选择，即两次进样双柱并联流程和一次进样双柱分流流程以及依次进样三柱分析流程等等。显然，在确保待测组分分离要求的条件下，一次进样因为极大简化了操作手续，缩短了分析时间，所以在国内DGA分析工作中得到广泛的推广应用。

目前国内所使用的气相色谱仪一般都能达到这些要资通的ZTC型色谱柱已经在电力系统HP、北分、上分、岛津等各型色谱仪上应用。气分析流程和色谱图如图4-5所示。显然，该色谱柱的使用，可以简化仪器的分析操作流程。

图4-5采用ZTC-1型柱的分析流程和色谱图资通的ZTC型色谱柱已经在电力系统HP、北分DL/T722-2000根据多年来全国实践的经验，推荐适合上述分析要求的气相色谱仪流程如表4-8所示。其中序号3流程适合于自动进样分析色谱仪。此外，GB/T17623-1998还推荐一种两次进样流程（如图4-6）。其中进样I由FID检测C1~C2，进样II由TCD检测H2、O2（N2）、CO、CO2、经镍触媒转化器转化为CH4，由FID予以检测。此流程适合于一般气相色谱仪，应用比较普遍。图4-6两次进样流程进样1（FID）—测C1~C2；进样2（TCD）测H2、O2（N2），（FID）测CO、CO2；Ni—镍触媒转化器；Air、N2、Ar、H2—空气、氮气、氩气氢气DL/T722-2000根据多年来全国实践的表4-8DL/T722-2000推荐的气相色谱仪流程如举例一次进样，针阀调节分流比TCD：检测H2、O2（N2）FID：检测烃类气体FID2：检测CO、CO2

一次进样，双柱并联二次分流控制TCD：检测H2、O2（N2）FID：检测CO、CO2和烃类气体一次进样，利用六通阀自动切换TCD：检测H2、O2（N2）FID：检测CO、CO2和烃类气体典型流程图

说明

序号1

2

3表4-8DL/T722-2000推荐的气相色谱仪流程三、电气设备有无故障的判断

判断电气设备有无潜伏性故障发生，一股是根据油中溶解气体的浓度有无达到注意值，DL/T722—2000和GB/T7252—2001根据全国各地统计分析结果，对出厂和新投运的变压器和电抗器提出的要求是：出厂试验前后的两次试验结果，以及投运前后的两次试验结果不应有明显区别；还规定了出厂和新投运设备的各种充油电气设备内部油中溶解气体浓度的注意值。表4--9出厂和新投运设备油中溶解气体浓度要求三、电气设备有无故障的判断

判断电气设备有无潜表4--10油中溶解气体浓度注意值表4—11电流、电压互感器油中溶解气体注意值表4--10油中溶解气体浓度注意值表4—11电流、电压互感器导则除了规定了溶解气体相对浓度的注意值外，还规定了产气率的注意值，1、绝对产气率，即每运行日产生某种气体的平均值，其计算公式为（4--14）

式中：为绝对产气率，（ml/天）；Ci1为第一次取样得的油的组分i气体浓度（µL/L）；Ci2为第二次取样测得油的组分，i气体浓度（µL/L）；Δt为两次取样间隔的实际运行时间（天）；m为设备油的总量（T）；ρ为油的密度（T/m3）。2、相对产气率，即每个月某种气体含量增加原有值的百分数平均值。

导则除了规定了溶解气体相对浓度的注意值外，还规定了产气率的注2、相对产气率，即每个月某种气体含量增加原有值的百分数平均值。（4--15）

式中：

为相对产气率，（%/月）；Ci1为第一次取样得的油的组分i气体浓度（µL/L）；Ci2为第二次取样测得油的组分i气体浓度（µL/L）；Δt为两次取样间隔中的实际运行时间（月）。2、相对产气率，即每个月某种气体含量增加原有值的百分数平均值表4—12变压器油中特征气体绝对产气率统计结果表4—13变压器和电抗器油中气体绝对产气率注意值（ml/天）

表4—12变压器油中特征气体绝对产气率统计结果表4—13变压实际工作中判断有无故障，我们把气体浓度绝对值和产气率结合起来诊断故障的严重程度。当浓度超过表4—9、4—10注意值的5倍时，可判为较严重的故障。使用产气率时应注意：（1）追踪分析时间间隔要适中，一般以1—3个月为宜，必须采用同一方法进行气体分析。（2）考察产气率期间设备不得停运，并且负荷应尽可能平稳，如欲考察产气率与负荷的相互关系则可以有计划地改变负荷进行考察。（3）考察产气率时如果设备进行了脱气处理，或设备运行时间不长以及油中气体含量较低时，采用相对产气率会带来较大误差，不宜采用。实际工作中判断有无故障，我们把气体浓度绝对值和四、电气设备内部故障与油中特征气体的关系

充油电气设备内部故障模式主要是机械、热和电三种类型，而又以后两种为主，并且机械性故障常以热的或电的故障形式表现出来。国内对359台故障变压器的故障类型进行统计的结果得出，运行中充油电气设备的故障主要有过热性故障和高能放电性故障。根据模拟试验和大量的现场试验，电弧放电的电弧电流大，变压器主要分解出乙炔、氢及较少的甲烷；局部放电的电流较小，变压器油主要分解出氢和甲烷；变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙烯、丙烯等，而纸和某些绝缘材料过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等气体。四、电气设备内部故障与油中特征气体的关系

充第四节三比值法的基本原理及方法

大量的实践证明，采用特征气体法结合可燃气体含量法，可做出对故障性质的判断，但还必须找出故障产气组分含量的相对比值与故障点温度或电场力的依赖关系及其变化规律。为此，人们在用特征气体法等进行充油电气设备故障诊断的过程中，经不断的总结和改良，国际电工委员会（IEC）在热力动力学原理和实践的基础上，相继推荐了三比值法和改良的三比值法。我国现行的DL/T722-2000《导则》推荐的也是改良的三比值法。一、三比值法的原理通过大量的研究证明，充油电气设备的故障诊断也不能只依赖于油中溶解气体的组分含量，还应取决于气体的相对含量。通过绝缘油的热力学研究结果表明，随着故障点温度的升高，变压器油裂解产生烃类气体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序推移，并且H2是低温时由局部放电的离子碰撞游离所产生。基于上述观点，罗杰斯（R.R.Rogers）根据英国1000多台变压器，提出了以CH4/H2，C2H6/CH4，C2H4/C2H6，C2H2/C2H4的比值为基础的四比值法。由于在四比值法中C2H6/CH4的比值只能有限地反映热分解的温度范围，无助于进一步诊断故障，为简化判断，于是IEC将其删去而推荐采用三比值法。随后，在人们大量应用三比值法的基础上，IEC对与编码相应的比值范围、编码组合及故障类别做了改良，得到目前推荐的改良三比值法（以下简称三比值法）。第四节三比值法的基本原理及方法

大量的实践证由此可见，三比值法的原理是：根据充油电气设备内部绝缘材料在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从5种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示；根据表4-14的编码规则和表4-15的故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响，使判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。表4-14和表4-15是我国DL/T722-2000《导则》推荐的改良的三比值法（类似于IEC推荐的改良的三比值法）的编码规则和故障类型的判断方法。由此可见，三比值法的原理是：根据充油电气设备内表4-14三比值法编码规则表4-14三比值法编码规则表4-15故障类型的判断表4-15故障类型的判断同时，DL/T722-2000《导则》还提示利用三对比值的另一种判断故障类型的方法，即溶解气体分析解释表（表4-16）和解释简表（表4-17）。表4-16是将所有故障类型分为6种情况，这6种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型，可稍有不同；表4-16显示D1和D2两种故障类型之间既有重叠又有区别，这说明放电的能量有所不同，必须对设备采取不同的措施。表4-17给出了粗略的解释，对于局部放电，低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。同时，DL/T722-2000《导则》还提示利表4-16溶解气体分析解释表注：1．上述比值在不同地区可稍有不同；2．以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常值增长速率时才增长有效；3．在互感器中CH4/H2＜0.2时为局部放电。在套管中CH4/H2＜0.7为局部放电；4．气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征时，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。表4-16溶解气体分析解释表注：1．上述比值在不同地区可稍有（1）NS表示无论什么数值均无意义；（2）C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000℃。表4-17溶解气体分析解释简表（1）NS表示无论什么数值均无意义；表4-17溶解气体分二、三比值法的应用原则及诊断步骤

1、三比值法的应用原则DL/T722-2000《导则》提出了应用三比值法的三项原则（1）只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是最有效的，并应予以计算。对气体含量正常，且无增长趋势的设备，比值没有意义。（2）假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠或正常老化上。为了得到仅仅相对于新故障的气体比值，要从最后一次分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值（尤其在CO和CO2含量较大的情况下）。在进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下在相同的位置取样。（3）由于溶解气体分析本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。利用DL/T722-2000《导则》所述的方法，分析油中溶解气体结果的重复性和再现性。对气体浓度大于10μL/L的气体，两次的测试误差不应大于平均值的10%，而在计算气体比值时，误差提高到20%。当气体浓度低于10μL/L时，误差会更大，使比值的精确度迅速降低。因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素。尤其是对正常值较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。二、三比值法的应用原则及诊断步骤

1、三比值法的应用原则DL2、三比值法诊断故障的步骤我国DL/T711-2000《导则》指出，对出厂的设备，按《导则》规定的注意值进行比较，并注意积累数据；当根据试验结果怀疑有故障时，应结合其他检查性试验进行综合诊断。对运行中的变压器，按下述步骤进行故障诊断：（1）将试验结果的几项主要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢）与充油电气设备产气速率注意值作比较。短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超标的数据，也可诊断为内部有异常状况；有的设备因某种原因使气体含量基值较高，但增长速率低于产气率注意值的，仍可认为是正常设备。（2）当认为设备内部存在故障时，可用特征气体法、三比值法和其他方法并参考溶解气体分析解释表和气体比值的图示法，对故障类型进行诊断。（3）对CO和CO2进行诊断。（4）在气体继电器内出现气体的情况下，应将继电器内气体的分析结果按本节所述的方法进行诊断。（5）根据上述结果以及其他检查性试验（如测量绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等）的结果，并结合该设备的结构、运行、检修等情况进行综合分析，诊断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短试验周期，加强监视，限制负荷，近期安排内部检查，立即停止运行等）。总之如上所述，在诊断设备内部故障类型时，主要按照DL/T722—2000推荐的三比值法诊断。当碰到有不确定的诊断时，可以参考其他方法综合判断。2、三比值法诊断故障的步骤我国DL/T711-三、三比值法的不足

通过大量的实践，发现三比值法存在以下不足：1、由于充油电气设备内部故障非常复杂，有典型事故统计分析得到的三比值法推荐的编码组合，在实际应用中常常出现不包括表4-15范围内的编码组合对应的故障。如表中编码组合202的故障类型为低能放电，但实际在装有带负荷调压分解开关的变压器中，由于分解开关筒里的电弧分解物渗入变压器油箱内，一般是过热与放电同时存在；对编码组合010，通常是H2组分含量较高，但引起H2高的原因甚多，一般难以作出正确无误的判断。2、只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法判断故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能对正常的变压器造成误判断。3、在实际应用中，当有多种故障联合作用时，可能在表中找不到相对应的比值组合；同时，在三比值编码边界模糊的比值区间内的故障，往往易误判。4、在实际中可能出现的故障没有包括在表4-15比值组合对应的故障类型中，例如，编码组合202或201在表中为低能放电故障，但对于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器本体油箱渗漏的情况。此时要用比值C2H2/H2配合诊断。三、三比值法的不足

通过大量的实践，发现三比值法存在以5、三比值法不适用于气体继电器里收集到的气体分析诊断故障类型。6、当故障涉及固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解时，将引起CO和CO2含量明显增长，表4-15中无此编码组合。此时要利用下述的比值CO2/CO配合诊断。7、由于故障分类存在模糊性，一种故障状态可能引起多种故障特征，而一种故障特征也可在不同程度上反映多种故障状态，因此三比值法不能全面反映故障状况。同时，对油中各种气体组分含量正常的变压器，其比值没有意义。

总之，由于故障分类本身存在模糊性，每一组编码与故障类型之间也具有模糊性，三比值还未能包括和反映变压器内部故障的所有形态，所以，它还在不断的发展的积累经验，并继续进行改良，其发展方向之一是通过把比值法与故障稳定的关系变为模糊关系矩阵来判断，以便更全面的反映故障信息。5、三比值法不适用于气体继电器里收集到的气体分析诊断故障类型第五节无编码比值法的原理及方法

尽管我国现行的DL/T722-2000《导则》中采用了改良的三比值法，提高了诊断故障的可靠性，但三比值法故障编码不多，实际工作中有许多变压器的故障因查不到编码而无法判断，而且判断方法也较复杂。因此，寻求更简单、更精确的诊断技术已成为各国研究的主要课题。我国电力研究者通过10多年收集的全国部分省市变压器故障实例和对国外模拟故障色谱数据的分析研究，提出了用“无编码比值法”分析和诊断变压器故障性质的方法，可以从一个层面解决三比值法故障编码少，有的故障用三比值法难于诊断的问题。第五节无编码比值法的原理及方法

尽管我国现行一、无编码比值法诊断故障类型的原理

如前所述，变压器油和固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电形式下产生的气体也不相同。日本等国通过大量的模拟试验，得到过热、放电分解的不同气体。从试验结果可以看出以下规律：1、在油中发生600℃以下过热时，产生的主要气体是甲烷，其次是乙烯、乙烷和少量氢气。2、在电弧放电时，油产生的气体以氢气和乙炔为主，有少量的甲烷、乙烯；在纸和油中电弧放电时产生的CO是纯油中的10倍多。3、在局部放电时，无乙炔，而且甲烷较多。4、火化放电产生的气体近似于电弧放电。利用上述试验得到的规律，我们可以利用某些特征气体的组分含量和它们之间的相互比值来判断变压器中存在的不同故障类型。如用过热时甲烷过氢气少、放电时氢气多而甲烷少的特点，用甲烷与氢气比率就可区分放电与过热故障。为此，共计算出9种不同组合形式的气体比率值，并按变压器实际故障分类统计，从中找出故障性质相关的量。于是，我们就可以用表4-18与故障性质相关的气体比率来确定故障性质。一、无编码比值法诊断故障类型的原理

如前所述，表4-18气体比值与实际故障性质分类统计表该方法不需要对比值编码，而是直接由两个比值确定一个故障性质，减去了传统的“三比值法”先变法然后由编码查找故障性质的过程，使分析判断方法简化而可操作性又较强。表4-18气体比值与实际故障性质分类统计表该方法不需要对比值二、无编码比值法诊断故障性质的步骤

1、以计算比值诊断根据计算的比值，按表4-19进行诊断，步骤如下：表4-19无编码比值故障性质分析诊断方法二、无编码比值法诊断故障性质的步骤

1、以计算比值诊断表4-（1）以计算的乙炔比乙烯值诊断过热或放电性故障。当计算的比值小于0.1时为过热性故障，大于0.1时为放电性故障。（2）计算乙烯比乙烷的值并以过热温度诊断故障程度。当乙烯比乙烷的计算比值小于1时为低温过热（小于300℃）；大于1小于3为中温过热（300～700℃）；大于3时为高温过热（大于700℃）。（3）以计算的甲烷比氢气值诊断是否放电或过热性故障并存。当甲烷比氢气的计算比值大于1时，为放电兼过热性故障，反之为纯放电性故障。（1）以计算的乙炔比乙烯值诊断过热或放电性故障。当计算的比值2、以故障分区图诊断根据计算的比值，按图4-7的故障分区图进行诊断，其步骤如下：图4-7变压器故障性质分区图（1）以计算的乙炔比乙烯的值判断故障区域。当计算比值小于0.1时为过热性故障，大于0.1时为放电性故障。（2）以计算的乙烯比乙烷值过热故障区域。以左纵坐标为准，查出过热温度，诊断过热故障类型。（3）以计算的甲烷比氢气值判断故障程度。以图4-7的右纵坐标为准，查处该值所对应的故障。求出两对比值后，即可在故障分区图4-7中查到故障性质，因此该图示法具有直观、明了、简单、准确等优点；对于过热故障，还可以看出它的温度变化情况，可用于运行中变压器的色谱追踪分析。2、以故障分区图诊断根据计算的比值，按图4-7的故障分区图进三、无编码比值法的特点

与三比值法相比，无编码比值法具有以下特点：1、可诊断放电兼过热故障对收集到的102台次变压器故障的色谱分析数据进行分析诊断比较如下：（1）按三比值法编码规则编码的台次是：“120”码16台次、“121”码14台次、“122”码65台次、“222”码2台次。（2）吊芯检查确认的实际故障是：放电和过热两种故障同时存在的变压器24台次，如引线焊接不良又有引线对均压环放电，铁芯两点接地又有分解开关故障，围屏放电又有铁芯多点接地等；一种故障显示两种特征的变压器有54台次，如匝间过热后导致击穿放电、引线脱焊等，铁芯接地铜片或穿心螺丝与铁芯多点接触、分接开关接触不良等。纯属放电的变压器13台次，原因不明的12台次。（3）用无编码比值法进行诊断，并将诊断结果与②的实际故障进行比较，其准确判断率为87.3%，而用三比值法诊断的结果与②的实际故障不符合。上述实践证明，无编码比值法运行中确实存在将故障性质划分为放电兼过热故障的这类故障，这对分析变压器故障部位更为有利。三、无编码比值法的特点

与三比值法相比，无编码比值法具有以下２、提高过热性故障诊断的准确率按三比值法，“000”组合编码应诊断为设备绝缘正常老化而无故障，而实际上属“000”组合编码的往往仍有故障。为此，用无编码比值法对收集到的属“000”组合编码的变压器进行了诊断，其结果列于表4-20。从表中可知，无编码比值法诊断为过热性故障，从而提高了热故障诊断的准确率。２、提高过热性故障诊断的准确率按三比值法，“表4-20“000”码故障实例统计表表4-20“000”码故障实例统计表此外，将收集到的全国1300多台次故障变压器分别用三比值法和无编码比值法进行分析诊断，其准确率分别为74%和94%，但无编码比值法不宜用于对纯氢超标的变压器进行诊断。此外，将收集到的全国1300多台次故障变压器分第六节油中气体分析的多种判据对故障进行综合诊断

如前所述，充油变压器在长期运行中，由于变压器的容量、电压等级、结构、运行环境、油质状况、运行参数等的差异，以及每种诊断方法都涉及特定的参数或大量模拟及事故数据分析统计而得出的经验公式或判据，因此在对运行中故障变压器进行故障诊断及故障发展趋势预测时，若仅采用一种判据很难得出正确的诊断结论，甚至会造成误判，造成更大的经济损失。同时，即使是用前述的油中溶解特征气体组分含量和比值法已诊断出变压器的故障类型及性质，但为了进一步预测变压器的故障状况，往往还应考察故障源的温度、功率、绝缘材料的损伤程度、故障危害性，以及故障的发展导致油中溶解气体达到饱和并使瓦斯保护动作等诸因素。第六节油中气体分析的多种判据对故障进行综合诊断

一、电气设备内部故障与油中特征气体的关系

充油电气设备内部故障模式主要是机械、热和电三种类型，而又以后两种为主，并且机械性故障常以热的或电的故障形式表现出来。从表4-21对国内359台故障变压器的故障类型进行统计的结果可以看出，运行中充油电气设备的故障主要有过热性故障和高能放电性故障。根据模拟试验和大量的现场试验，电弧放电的电弧电流大，变压器主要分解出乙炔、氢及较少的甲烷；局部放电的电流较小，变压器油主要分解出氢和甲烷；变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙烯、丙烯等，而纸和某些绝缘材料过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等气体。我国现行的《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T22-2000），将不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳为表4-22。同时，通过对充油变压器在运行中发生的大量事故的诊断和吊心检验，在表4-23和表4-24中列出了电力变压器及其高压引线套管内的典型故障与故障类型的关系。一、电气设备内部故障与油中特征气体的关系

充表4-21充油电气设备故障类型的统计表4-21充油电气设备故障类型的统计表4-22充油电力变压器不同故障类型产生的气体注：进水受潮或油中气泡可使氢含量升高表4-22充油电力变压器不同故障类型产生的气体注：进水受潮表4-23充油电力变压器的典型故障表4-23充油电力变压器的典型故障表4-24充油变压器套管的典型障故表4-24充油变压器套管的典型障故二、综合诊断的辅助方法

1、故障源温度的估算变压器油裂解后的产物与温度有关，温度不同产生的特征气体也不同；反之，如已知故障情况下油中产生的有关各种气体的浓度，可以估算出故障源的温度。比如对于变压器油过热，且当热点温度高于400℃时，可根据月冈淑郎等人推荐的经验公式来估算，即（4-16）

国际电工委员会（IEC）标准指出，若CO2/CO的比值低于3或高于11，则认为可能存在纤维分解故障，即固体绝缘的劣化。当涉及估计绝缘裂解时，绝缘低热点的温度经验公式如下：300℃以下时：

（4-17）300℃以上时：

（4-18）二、综合诊断的辅助方法

1、故障源温度的估算变压器油裂解后2、故障源功率估算变压器油裂解需要的平均活化能约为210kJ/mol，即油热解产生1mol体积（标准状态下为22.4L）的气体需要吸收热能为210kJ，则每升热裂解气所需能量的理论值为：Qi=210/22.4=9.38(kW/L)（4-19）但油裂解时实际消耗的热量要大于理论值。若热解时需要吸收的理论热量为，实际需要吸收的热量为，则热解效率系数为：（4-20）如果已知单位故障时间内的产气量，即可导出故障源功率估算公式为：（4-21）2、故障源功率估算变压器油裂解需要的平均活化能式中P——故障源的功率，kW；——理论热值，9.38kW/L；V——故障时间内的产气量，L；t——故障持续时间，s；ε——为热解效率系数。ε可以查热解效率系数与温度关系的曲线，或用该曲线测定出的近似公式来表示，即：局部放电ε=1.27×10-3铁芯局部过热ε=100.00988T-3线圈层间短路ε=100.000686T-5.33其中，T为热源温度，℃。式中P——故障源的功率，kW；3、油中气体达到饱和状态所需时间的估算在变压器发生故障时，油被裂解的气体逐渐溶解于水中。当油中全部溶解气体（包括O2、N2）的分压总合与外部气体压力相当时，气体将达到饱和状态。据此可在理论上估计气体进入气体继电器所需的时间，即油中气体达到饱和状态所需时间。当设外部气体压力为1atm时，则油中溶解气体的饱和值为：（4-22）

式中——气体成分（包括O2、N2）的浓度，μL/L；——气体成分的溶解度系数，即奥斯特瓦尔德系数。当接近100%，即油中气体接近饱和状态，则达到饱和时所需的时间为（单位：月）（4-23）

3、油中气体达到饱和状态所需时间的估算在变压器发生故障时式中Ci1——i成分第一次分析值，μL/L；Ci2——i成分第二次分析值，μL/L；△t——两次分析间隔的时间，月。由于实际的故障往往是非等速发展，在故障加速发展的情况下估算出的时间可能比油中气体实际达到饱和的时间长，因此在追踪分析期间应随时根据最大产气速率重新进行估算，并修正所得的分析结果。式中Ci1——i成分第一次分析值，μL/L；三、以油中溶解气体分析为依据综合诊断故障的基本过程

如前所述，我们在利用油中溶解气体分析变压器内部故障时，不仅注意油中气体组分含量和特征气体比值的判据，而且还要综合考虑气体一些辅助的诊断判据。为此，我们以一台SFPS3-150000/220主变压器的铁芯多点接地故障诊断为例，说明油中溶解气体分析为依据综合诊断故障的大致全过程。1、以特征气体组分含量判断故障类型。从该台主变压器的色谱分析数据可知，主要气体为CH4、C2H4，次要气体为C2H6、H2，根据表4-25所述，初步诊断故障类型，然后再进行以下诊断：表4-25SFPS3-150000/220主变压器油中溶解气体含量（μL/L）三、以油中溶解气体分析为依据综合诊断故障的基本过程

2、以油中溶解气体绝对产气率和相对产气率判断故障的严重程度；3、以三比值法诊断故障类型（表4-9、表4-10）；4、估算热点温度（式4-12~4-14）；5、估算故障源功率（式4-16）；6、估算油中溶解气体达到饱和态所需时间（式4-19）；7、根据故障在导电回路和磁回路时气体比值特征和C2H2的强弱，判断故障是否发生在磁路上（第四节和第五节）；8、综合分析诊断。根据上述基本步骤地诊断结果，结合铁芯接地电流，铁