（国网新疆电力公司新疆电力科学研究院乌鲁木齐830011）
摘要：变压器在电力输送过程中起着至关重要的作用，及时发现并消除其故障，是保障电网安全运行的基础。通过气相色谱对油中溶解气体含量进行分析，可以及早的发现故障，并推测故障的类型及发展趋势。本文主要介绍了气相色谱在油中溶解气体分析中应用的原理及变压器故障判据的方法，并结合具体实例加以说明。
关键词：气相色谱；油中溶解气体分析；故障分析
引言
变压器是电力输送的枢纽设备，它的安全运行是电网安全运行的基础。故障通常发生在变压器内部，我们很难直观的发现故障的产生。如何及时发现故障并作出相应的处理，是广大油务工作者的工作重点。故障产生的高能量，会使绝缘油、绝缘纸等遭到破坏，使其分解，产生故障气体。因此，我们可以通过分析故障气体的含量及变化，对设备的运行状态进行判断。
气相色谱具有分析时间短、灵敏度高、可定性及定量检测的优点[1]，目前已广泛用于油中溶解气体分析。利用气相色谱，可以在不停电的情况下开展工作，在长期使用中被证明是一种行之有效的检测方法。通过建立设备的色谱分析台账，对色谱数据分析，我们可以及早的发现设备中的潜伏性故障，分析出故障的类型及严重程度，有利于消除早期隐患，避免故障事态进一步扩大[2，3]。
1气相色谱分析原理
气相色谱是二十世纪五十年代出现的一项重大科学技术成就，一经出现，便得到了广泛的应用。它是以分离叶绿素的原理为启发而衍生出来的一种分离手段。混合气体在载气的推动下流经色谱柱，利用不同物质在固定相与流动相间具有不同的分配系数，混合气体在两相中不断的多次分配，从而将各组分分离开来。色谱一般由载气系统、分离系统和检测系统组成[4]。常见的用于油中溶解气体分析的色谱流程如图1所示。从油中脱出的气体由进样口1注入仪器，经过分流器将注入的气体等分为两路气体，一路气体直接经过色谱柱分离，由氢火焰离子化检测器1检测出甲烷、乙烯、乙烷和乙炔组分，另一路气体经色谱柱分离后，氢气和氧气的组分被热导检测器检测出，分离出的CO、CO2组分经镍触酶转化炉加氢后，以甲烷的形式被氢火焰离子化检测器2检测出。镍触酶转化器的转化机理如下：
图1ZF301B色谱分离流程
2特征气体产生的种类及方式
变压器的内部绝缘主要由绝缘油和绝缘纸构成[5]，当设备不正常运行时，如发生放电或过热时，绝缘油和绝缘纸会裂解，生成一些特征气体[6]。绝缘纸是由纤维素组成的，纤维素的分子式为（C6H10O5）n。因此，一般来说涉及固体绝缘材料的故障会产生较多的CO和CO2，涉及绝缘油的故障会产生H2、CH4、C2H4、C2H6和C2H2等特征气体。
变压器在运行中，长期受到温度、电场等因素的影响而慢慢老化，产生CO和CO2，在变压器密封条件良好的情况下，CO和CO2不会扩散至外界，外界CO2也不会侵入设备，因此，可以通过CO和CO2含量的变化趋势来大致了解绝缘纸的老化趋势。当CO2比CO的比值小于3或者大于10时，可以怀疑绝缘纸存在非正常老化。
在电或热的作用下，绝缘油分子中的某些C-H键和C-C键断裂，生成少量的活泼氢原子或烷烃自由基，绝缘油裂解产气的难易程度按H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2的顺序逐渐上升。绝缘油的裂解可由设备过热及设备放电产生。
过热故障可以分为低温过热（300℃以下）、中温过热（300℃—700℃）和高温过热（700℃以上），其产气的主要组分是CH4和C2H4，二者之和一般占总烃的80%以上。当过热温度在800℃以上时，也可产生少量的C2H2气体。
放电故障可分为高能量放电（电弧放电）、低能量放电（火花放电）和局部放电（气隙性和气泡性）。由于放电能量很高，因此，主要以C2H2和H2为主要产气成分，局部放电由于能量相对较低，主要产生H2，其次为甲烷。
当设备受潮时，容易引起局部放电而产生H2。在电场作用下，水与铁反应，也可产生大量氢气。
3故障判断的基本步骤
特征气体主要是绝缘油和绝缘纸的裂化产生的，但是，油中含有特征气体并不代表设备有故障，应结合特征气体法、注意值法、产气速率法及三比值法进行判断。
色谱分析后，将分析数据与注意值进行比较，同时分析各种气体的产气速率是否在合格的范围内。若数据未超过注意值但产气速率很大，则可认为设备有故障，若数据超过注意值，但是数据长期稳定，则可以认为设备正常。
判断设备故障后，应对设备的色谱数据进行跟踪分析，并根据数据的特征，采用特征气体法和三比值法对故障的类型进行判断。
结合其他电气试验及油试验，设备的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障的性质及部位，并采取相应处理措施。
4案例分析
4.1设备情况介绍
库车750kV变电站库阿一线高抗B相：变压器生产厂家为特变电工衡阳变压器有限公司。2015年2月出厂，2015年10月22日投运。2016年2月17日进行周期性取样时，发现开始产生微量乙炔。在三个月的时间内呈逐渐增长的趋势。至2016年6月14日时，乙炔含量达到1.17uL/L，超过标准值1uL/L。氢气含量也呈较快的发展趋势。对设备进行跟踪取样分析，其数据如表6所示。
4.2故障分析
①从数据中，我们可以看出组分变化较大的为H2和C2H2，根据特征气体法，可以判断出故障性质为放电。
②计算绝对产气速率
H2的绝对产气速率：（173.60-145.84）×32.50/（23×0.87）＝44.80mL/天＞10mL/天；
C2H2的绝对产气速率：（1.48-1.27）×32.50/（23×0.87）＝0.34mL/天＞0.2mL/天；
③根据三比值法找出对应编码
表6750千伏库阿一线高抗B相色谱分析数据（单位uL/L）
C2H2/C2H4（1.48-1.27）/（11.47-9.72）=0.12；≥0.1～<1；编码为1；
CH4/H2（35.83-30.19）/（173.60-145.84）=0.20；≥0.1～<1；编码为0；
C2H4/C2H6（11.47-9.72）/（6.33-5.41）=1.90；≥1～<3；编码为1；
三比值的编码为101，因此判断故障为电弧放电。
2017年6月16日，在相关单位的共同见证下，对750kV库阿一线B相电抗器高压套管进行解体，发现有很明显的放电痕迹。专家分析认为，该油纸电容穿杆式套管结构存在缺陷，即导电杆与电容芯铝管内壁之间未设计绝缘措施。
5结束语
本文介绍了气相色谱的原理，油中溶解气体组分气相色谱分析流程，通过色谱数据推断油中溶解气体含量的算法，变压器故障的类型及产气特征，诊断故障的方法及流程，并结合具体实例加以说明。采用气相色谱对油中溶解气体含量进行分析，可以诊断出设备故障的早期存在，确定故障的性质及发展趋势，在保障电网安全运行方面起着重要的地位。
参考文献：
[1]程郁，220kV主变油色谱异常原因分析[J].变压器，2009
[2]叶爱民，500kV南昌变电站高压电抗器烃气超标原因浅析及处理[J].高压电器，2009
[3]李明，变压器内部潜伏性故障的分析和判断实例[J].变压器，2011
[4]陈朝辉，气相色谱测定绝缘油中溶解气体组份含量的实践[J].现代科学仪器，2002
[5]张若飞，电力变压器绝缘系统的色谱诊断法[J].绝缘材料，2010
[6]董其国，电力变压器故障与诊断[M].北京：中国电力出版社，2005