絕緣油中溶解氣體色譜分析

一、未嚴格按規定進行檢測

對絕緣油中溶解氣體的色譜03manbetx ，按《導則》規定，新投運的設備及大修後的設備，投運前至少應作一次檢測。如果在現場進行感應耐壓和局部放電試驗，則應在試驗後再作一次檢測。在投運後的第4、10、30天，應各做一次檢測。若無異常，可轉為定期檢測。

但對容量在120MVA及以上的發電廠升壓變壓器，還應在投運後的第一天增加一次。《01manbetx 》中隻對新投運的設備作了上述規定，但對大修後的設備本作規定。對發電廠的升壓變壓器也未作投運後第一天增加一次檢測的規定。但卻增加了對500kV設備在投運後第一天增加一次檢測的規定）。

對運行中的變壓器和電抗器，《01manbetx 》中規定：330kV及以上的變壓器和電抗器（《導則》中還包括容量240MVA及以上，以及所有發電廠的升壓變壓器）3個月檢測一次；220kV變壓器和120MVA及以上的發電廠主變壓器6個月檢測一次；其餘8MVA及以上的變壓器（《導則》中還包括66kV及以上的變壓器）1年檢測一次。

在我們所進行過安全性評價的單位中，沒有一個單位認真執行了上述的所有規定。如新投運和大修後的變壓器，在投運後大都未在第4、10、30天各做一次檢測。一般隻是在投運後3個月或6個月，或1年時才進行檢測。

二、絕緣油中溶解氣體超標

（1）絕緣油中出現溶解氣體超標不及時進行處理。《01manbetx 》規定，運行設備絕緣油中溶解氣體含量超過下列數值時應引起注意：變壓器為：總烴>150ppm，氫>150ppm或乙炔＞5ppm（330kV及以上的變壓器為1ppm）；套管為：氫>500ppm，甲烷>100ppm，對110kV及以下的套管，乙炔＞2ppm，220~500kV的套管，乙炔>1ppm。

某發電廠一台220kV啟動變壓器，A相套管絕緣油中含氫量達1010.5ppm，超標一倍多，乙炔含量達1806ppm，超標近千倍，未及時進行處理。有的單位的主變壓器，上述三項指標均有不同程度的超標。有關人員認為，01manbetx 中隻提出應引起注意，我們已經注意了（實際上是無所作為），不會有什麼問題，因而毫不在意。

此外，《導則》中還規定：對出廠和新投運的設備，變壓器和電抗器絕緣油中含氣量氫<10ppm、乙炔為0、總烴<20ppm；套管油中含氣量氫<150ppm、套管油中含氣量氫<150ppm、乙炔為0、總烴<10PPm。從交接記錄中可以看出，一些單位的設備大都超過了上述數值，在驗收時運行單位未向廠家提出問題。

（2）溶解氣體產氣速率超過規定注意值未采取措施。對運行中的設備，絕緣油中溶解氣體的產氣速率限值，《規程》規定為：開放式設備產氣速率>0.25ml/h，密封式設備產氣速率＞0.5ml／h，或相對產氣速率＞10％／月時，則認為設備有異常。對330kV及以上的電抗器，當出現痕量的乙炔<5ppm時，也應引起注意。《導則》規定：總烴、乙炔、氫、CO和CO2的絕對產氣速率的注意值，開放式的變壓器分別為6、0.1、5、50和100ml／h；隔膜式的分別為12、0.2、10、100和200ml／h。

當運行設備絕緣油中溶解氣體的產氣速率超過上述限值時，應采取跟蹤檢測的辦法，監視其發展趨勢，以便根據情況及時采取措施加以處理。

有的單位變壓器油中總烴和含氫量，從不到100ppm增加到150ppm以上，而且增長速度已超過限值，從未進行過跟蹤檢測。有的單位的3台變壓器，投運6年來變壓器油中總烴含量多次超標，雖幾次脫氣處理後，總烴含量仍然不斷增長直到超標。有的還發生過套管爆炸02manbetx.com 。但該廠除了進行變壓器油色譜03manbetx 和油質試驗外，未進行過認真03manbetx ，對《規程》中規定的其他檢測項目，大都未進行檢測（當某個檢測項目出現問題，無法進行深入的03manbetx 時，通過其他檢測項目的測試結果，進行綜合性分析，往往能揭示問題的所在）。我們認為對電氣設備，尤其是對高壓和超高壓電氣設備，不按規定的項目和周期進行試驗，如不進行介質損試驗、不檢測繞組的直流電阻等，不可能對設備內部的故障情況作進一步的分析和判斷，是很危險的。從技術管理上對設備的技術狀況難於做到心中有數，實際上是讓設備長期處於盲目的運行狀態。

又如某核電廠的500kV主變壓器，在1996年試驗中發現三相總烴雖未超標，但都有增長趨勢。到1997年1月9日試驗時，C相已超過注意值達188.9ppm，1997年2月24日試驗時，又發現B相超標達153.8ppm，A、C兩相繼續增長（A相還未超標、C相增達210ppm）。1997年5月13日進行脫氣處理後測試，A、B、C三相總烴分別下降到68.8、61.6和41ppm。1997年6月18日測試時，三相都普遍增加了，到1997年7月24目測試時，C相已超標達164.7ppm，A、C兩相也增加到接近注意值。1997年10月22日測試時，三相都超過注意值，分別為171.9、189.9和277.8ppm。1998年1月20日測試，三相分別增長到192.6、233.7和304.2ppm。1998年2月26日第二次脫氣後測試，三相分別下降至13.1、8.1和11.1ppm，以後繼續跟蹤測試了8次，三相總烴仍呈逐漸增長趨勢。到1998年9月9日測試時，有兩相已超過注意值，10月29日再次測試時，三相都全都超過注意值，分別為153.2、171.4和190ppm。當年11月，邀請有關專家作技術鑒定。結論為低溫過熱，並提出一些進一步進行跟蹤檢測和研究改進的建議，認為短期內不會發生突發性損壞故障。可是運行不久，C相就發生了爆炸02manbetx.com 。由此說明，變壓器油中溶解氣體總烴、氫或乙炔超標，或增長速率超過限值，僅靠縮短檢測周期跟蹤測試分析和進行脫氣處理是不夠的。有必要認真對待，建議進行大修檢查處理。

有的單位變壓器在曆次試驗中從未發現油中含有乙炔，可是在最近一次試驗中突然出現乙炔，但未超標；有的變壓器在曆次試驗中，雖然油中含有一定量的總烴、氫或乙炔，但均未超標，可是在最近幾次試驗中，發現上述氣體有增長趨勢。有關人員認為沒有超標，就未引起注意，這種麻痹思想是非常危險的。

三、互感器絕緣油中含氫量嚴重超標

在《規程》中，對互感器絕緣油中溶解氣體含量的注意值規定為：總烴100PPm、氫150ppm；110kV以下的電流互感器乙炔為2ppm；220~500kV的電流互感器乙炔為1ppm；各電壓等級的電壓互感器均為2ppm。

互感器中絕緣油中氫氣嚴重超標，也有發生過爆炸02manbetx.com 的。如某台220kV電流互感器含氫量超標，雖然連續進行過兩次脫氣處理，投運後雖然含氮量減少了，但運行不久，含氫量又不斷增長。有關人員對此現象不但沒有提高警惕，反而產生了麻痹情緒，直到含氫量增達1000ppm以上發生爆炸，將附近的變壓器套管和斷路器炸壞了。02manbetx.com 後檢查發現原來是電流互感器油紙絕緣中存在局部放電故障。

四、對變壓器油中出現的CO和CO2含量增長普遍注意不夠

在《導則》中規定了CO和CO2含量的注意值。當CO2／CO>7時，可能設備的固體絕緣材料已出現老化；當CO2／CO<3時，有可能是固體裁絕緣材料的溫度已高於200℃。

在安全性評價中我們發現，從許多單位提供的對絕緣油溶解氣體的檢測數據中，CO和CO2含量已有明顯的增長趨勢，有的甚至使成倍增長，大都毫不在意，聽之任之。

針對上述問題提出以下處理建議：

（1）按規定的項目和周期對絕緣油中的溶解氣體進行檢測，是監視變壓器、電抗器和互感器安全運行的一種重要手段。絕緣油是由許多不同分子量的碳氫化合物分子組成的混合物，這些碳氫化合物由C－C鍵鍵合在一起。由於局部放電或過熱故障的結果，使某些C－H鍵和C－C鍵斷裂，伴隨生成少量活潑的氫原子和不穩定的碳氫化合物自由基。這些氫原子或自由基通過複雜的化學反應迅速重新化合，形成氫氣和低分子烴類氣體，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等。當故障能量較大時，也可能聚集成遊離氣體。低能量故障，如局部放電，通過離子反應，促使最弱的C－H鍵斷裂，重新化合成氫氣而積累。乙炔一般是在800～1200℃下生成。大量乙炔是在電弧的弧道中產生的。因此，可以說乙炔是放電性故障的特征氣體。

這些從油中分解出的故障氣體，形成氣泡，通過對流、擴散，不斷地溶解在油中。其組成和含量，與故障的類型及其嚴重程度有密切關係。因此，定期對變壓器油中溶解的氣體進行色譜分析，能及時發現設備內部存在的潛伏性故障，並可隨時監視故障的發展狀況。

在變壓器中能造成過熱性故障的原因，是由於在導電回路中分接開關接觸不良、引線接頭焊接或接觸不良、低壓繞組股間漏磁不均、在焊接接頭處造成的電位差及其渦流和匝間短路等，以及在磁路上鐵芯短路、鐵芯多點接地、漏磁或主磁通在某些部件上（如穿芯螺栓）引起的渦流發熱等造成。

能造成放電性故障的原因，是由於處在電場集中處的局部放電、某些應接地而未接地的金屬部件上的懸浮電位放電以及變壓器受潮等原因引起的圍屏或撐條上的樹技狀放電、油流靜電放電等。

紙、層壓板或木塊等固體絕緣材料分子內含有大量的無水右旋糖環和弱的C-O鍵及葡萄糖式鍵，其熱穩定性比油中的碳氫鍵要弱，並能在較低的溫度下重新化合。聚合物裂解的有效溫度高於105℃，完全裂解和碳化高於300℃，在生成水的同時，生成大量的CO和CO2及少量的烴類氣體，同時油被氧化。CO和CO2的形成不僅隨溫度而且隨油中氧的含量和紙的濕度增加而增加。所以，當絕緣油中出現大量的CO和CO2時，可判斷設備中已出現低溫過熱現象。

（2）當絕緣油中溶解氣體含量出現增長趨勢或超過注意值時，說明變壓器已出現異常，都要認真對待，尤其是突然發現乙炔時，說明在變壓器內部已出現放電性故障，應給予高度重視，及時組織技術分析，找出真實原因加以處理。一般當溶解氣體出現變化就應進行跟蹤檢測，並適當縮短檢測周期。若係過熱性故障，產氣速度不高，應堅持每3個月跟蹤檢測分析一次。若發現各分組氣體的產氣速率已超過注意值或乙炔含量有增長趨勢時，還應進一步縮短檢測分析周期，並加強監視，觀察產氣率。並根據三比值法或其他經驗，初步判斷是否存在過熱或放電性故障。

（3）通過作繞組直流電阻、鐵芯接地電流、鐵芯對地絕緣電阻測定和空載試驗、負荷試驗等查找造成過熱性故障的原因。

（4）通過局部放電試驗查找造成放電性故障的原因。造成放電性故障的原因已如上所述。按GB 1094.3規定，220kV及以上電壓等級的變壓器，在安裝後交接試驗時和大修後都應進行局部放電試驗。

（5）潛油泵的故障、有載分接開關小油箱漏油，可引起色譜分析數據異常，常被誤認為內部有放電性故障，因此有必要檢查潛油泵內部有無磨損或其他問題；對裝有有載分接開關的油箱，在大修時進行抽真空檢查，發現滲漏及時進行處理，以免造成誤判斷。

（6）通過上述檢測分析，若能找到真實原因和故障點，即應進行處理。若原因不明，可對變壓器油進行脫氣處理，投運後再繼續進行跟蹤試驗分析，直至將原因找出或氣體不再產生，或產氣平穩不再增加為止。在脫氣處理中，應嚴格按規定進行真空注油。

（7）對變壓器中出現大量CO和CO2的處理（美國西屋公司規定：CO2含量400ppm為合格，若達到1000ppm時，可能有缺陷）。由於變壓器油能從空氣中吸收CO2，開放式變壓器油中溶解空氣的飽和量可達10％，設備裏可能含有來自空氣中的300mL／L的CO2。

在封閉的設備裏，空氣也可能通過泄漏處進入變壓器油中。因此用這種方法來判斷固體絕緣問題，準確性較差。必要時應從最後一次測試結果中減去上一次的測試數據，重新計算比值，以確定故障是否涉及到了固體絕緣。當懷疑紙或紙板是否過度老化時，可用分析油中糠醛的含量來作這方麵的輔助判斷。必要時可取紙樣做聚合度測量，進行絕緣老化鑒定。某發電廠一台500kV變壓器，自1996年投運後，到1999年先後做了20次色譜分析，有12次總烴超標，CO2／CO比值超過3的有17次，超過7的有10次；脫氣處理後，到2000年4月，連續測試了10次，總烴含量雖有所下降，但呈現緩慢增長趨勢，到最後兩次都超過了注意值，CO2／CO的比值都大於3，有4次大於7；再次脫氣處理後，從2000年9月到2001年8月又先後做了20次測試，有18次總烴含量超過注意值，CO2／CO的比值都大於3，有1次大於是7。2001年9月委托中國電科院高壓研究所做糠酸含量測試，糠醛含量為0.14mg／L。電科院高壓研究所對這次檢測分析的評價為：“糠醛含量已超過國內同期運行變壓器的水平，該設備固體絕緣存在局部或整體的非正常老化”。根據以上分析，可以認為該變壓器存在低溫過熱故障，固體絕緣（主要是紙）可能已經出現老化現象。

（8）對電流互感器絕緣油中含氫量超標的處理。若確認是由於油質不合格，應及時更換，更換後仍應繼續跟蹤檢測分析。若產氧的原因無法確定，應在跟蹤分析的基礎上進行脫氣處理，然後再繼續跟蹤檢測分析。情況嚴重的應創造條件吊芯檢查。

用金屬膨脹器密封的互感器，由於金屬膨脹器未進行除氫處理，氫氣含量較大，雖然達到注意值，如果數據穩定，即沒有增長趨勢。但當氫氣含量接近注意值，且與過去對比有明顯增長時，則應引起注意。如某單位一台 220kV的電流互感器，在一次絕緣油檢測中氫氣含量為75ppm。第二年檢測增加到650ppm，到第三年運行中就發生了爆炸。事故後檢查係因端部密封不良，進水所致。