电力变压器主要采用充油式绝缘。判断变压器内部故障，普通采用的是绝缘特性试验；其缺点是不能在运行中连续检测，对设备内部的放电与热点等早期潜伏性故障很难发现。变压器出现故障时，绝缘油裂解产生气体，只有当油中气体饱和后，才能从瓦斯继电器反映出来。按过去沿用的瓦斯气点燃检查法，往往不能确定故障原因，造成误判断。用色谱分析法判断变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析气体各特征气体浓度的大小来确定变压器内部是否有故障。我国对变压器内部故障气体各特征气体浓度的标准值有规定，超过这个值要用三比值法进行分析，判定出故障原因。由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位所含气体各特征气体浓度不同。应用气体扩散原理，在故障变压器的关键部位抽取油样，分析各个取样点的气体浓度，判断变压器内部故障部位。对于在运行中的强迫油循环变压器，通过色谱分析检查出早期故障时，特征气体微有增长或稳定在一定范围时，采用气体追踪分析的方法监控设备。当特征气体增长很快或含量达到一定值时，说明故障发展迅速，必须立即停止运行，对变压器进行吊罩，查找故障部位。 1.1变压器油中特征气体扩散分析特征气体在液体中的扩散是在整台变压器油中，从密度大的区域向密度小的区域转移；其扩散速度愈快，说明该组特征气体浓度愈高。根据这一理论，可以推出一个规律：故障点的特征气体含量高，扩散的速度越快；距离故障点越远，特征气体含量越低，扩散速度也越慢。 1.2 油中溶解气体的监测和诊断 充油变压器采用油浸纸绝缘。在放电和过热作用下矿物油和绝缘纸将裂解，产生如H2，CH4，C2H6，C2H4，C2H2，CO，CO2等气体。分析油中溶解气体的成分和相互比例可以判断潜伏性故障和故障类型。采用气相色谱仪进行分析的流程为： 1.2.1取得油样； 1.2.2从油中脱出气体； 1.2.3脱出的气体由载气(惰性气体)推动下通过色谱仪，各组份气体由于运行速度不同而分离； 1.2.4测定气体的成分和浓度。气相色谱仪属于精密分析仪器，因而油样分析需要在专门的实验室内进行。若采用在现场进行分析及实时监测的仪器。其流程如下。脱气： ① 渗透膜脱气法； ② 鼓泡脱气法。气体分离： ① 只监测H2时采用渗透膜脱气法； ② 如需监测多种气体，通常仍需采用色谱柱分离不通成分，此时常采用鼓泡脱气法并用空气作为载气。气体鉴定： ① 半导体气敏传感器； ② 燃料电池； ③ 热导池鉴定器。可根据国家标准GB7252－87“变压器油中溶解气体分析和判断导则”进行故障诊断。国家标准推荐用5种气体的浓度的三个比值(C2H2 / C2H4、CH4/ H2、C2H4 / C2H6) 编码判断故障的性质。 2. 油色谱分析工程应用 例1：某110kV变电站1#主变（63000Kva） 2001年2月6日在对该主变进行油色谱分析时，发现CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2含量均有明显上升趋势，尤其是CH4、C2H4含量上升幅度较大，C2H2含量达到2mL/L，说明变压器内部很有可能已出现了电弧放电故障。 2.1分析与论证 在2001年2月6日、8日与10日做了3次变压器油气相色谱分析，气相色谱检测值及三比值如表1所示。  从表中可以看出，CH4/H2与C2H4/C2H6的比值均等于2，而C2H2/C2H4的比值为0。根据GB/T7552-1987《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中判断故障性质的三比值法，022表示该变压器内部已经存在高于700℃高温范围的热故障。这种故障的位置很可能是在铁心接地部位或夹件接地部位，并很有可能是一种悬浮搭接的流动物。也有一种可能是由于电磁振动，使变压器器身上的一此结构裸金属联接件松动，导致接触不良，产生循环电流，引起局部温度升高乃至高温过热，使变压器油局部油分子加速化学分解直至xx分解，形成上述各种气体。 2.2检查、试验及处理 为进一步确定故障点的部位，把该主变停运并进行必要的试验检查。在用1000V兆欧表测量时发现其铁心对地绝缘电阻为零，用万用表测量其阻值极小。详细检查过程如下： 2.2.1用直接检查法查找铁心多点接地故障处。钟罩吊开之后，再次用1000V兆欧表测量铁心绝缘电阻，其阻值仍为零。由于铁心夹件绝缘电阻良好，说明故障点就在下节油箱与铁心之间。因为该台变压器为槽式油箱结构，如图1所示，在现场不可能把铁心从油箱中吊出，所以只能沿油箱长、短轴各个方向仔细查找故障点。由于油箱与夹件间隙过小，只好采用小镜片反光照射及手摸、拉刮等方法来查找故障点。经反复查找都没有找到故障部位，因此认为该故障点在变压器下节油箱中的更隐蔽处。 2.2.2 用加电压法查找铁心多点接地故障处。试验原理如图2所示，先将铁心接地引线解开并悬空，将220V电源地线接在变压器下节油箱上，然后通过调压器TY升压，经试验变压器B将电容器C上的电压升至6KV，把绝缘杆M搭到E处，对电容C充电。充电后，再将绝缘杆M从E点处断开，绝缘杆N搭到F点，对铁心接地引线放电。此时变压器四周要有专人分布在各个可疑点处，仔细倾听异常响声和观察是否有异物冒烟。当绝缘杆对铁心接地引线放电时，现场工作人员立即听到在低压侧靠C相处铁心下有响声，并发现在变压器油箱底部有一缕青烟逸出。这就证明该处变压器铁心多点接地故障处。{dy}次放电后，测得的绝缘电阻为0.5MΩ，第二次放电后测得的绝缘电阻值为280MΩ，证明该变压器的多点接地故障已处理好。例2：某110kV变电站4#主变（50000kVA） 2001年5月4日在对该主变进行油色谱分析时，C2H2含量超过5ppm，主变内部高温过热。5月10日后，采取主变滤油措施，在色谱分析数据反映出气体含量逐步下降。通过对比H2、C2H2和总烃含量的变化趋势，在脱气前色谱分析数据的总烃较大，脱气后色谱分析数据为总烃变小，能够反映出变压器内的油中溶解气体含量变化情况。 5月14日，在次色谱分析得到数据的总烃达到了100.6ppm，C2H2含量超过5ppm，与此相近时间（5月4日）的色谱分析数据总烃也较大，为100ppm，C2H2含量超标。两者分析的三比值编码均为002码，综合故障判别方法，诊断结论为≥700度高温过热。 针对4#主变压器油中气体C2H2数据超过规程5.0ppm的情况，利用大修机会，于2001年6月10日，对4#主变压器进行了吊芯检查，发现4#主变压器铁芯底部垫板与铁芯间的6块绝缘纸板上有部分铁屑堆积成线状，6块绝缘纸板上均有程度不同的过热痕迹，其它绝缘状况良好，因此表明了4#主变压器内的C2H2是因为铁屑形成了铁芯短路过热引起，过热温度偏高。 3.根据油流循环来定位故障点 3.1定位方法油在变压器中强制流动，形成环状流。分析油样取自两个带电体之间且流动方向一致，即在油泵出、入口上取油样，要求在同样位置取等量的油样。通过以上方法取若干组油样，将这些油样的分析值与变压器油门油样的分析值比较，可以判断故障点的位置，判断过程如下： 3.1.1变压器油门的油样分析值(下文简称油门值)与油泵出口油样的{zg}值相减，得正时，为油泵电机无故障；得负时，为油泵电机有故障。油门值与油泵入口油样的{zg}值相减得正时，为变压器此油道内无故障；得负时，为变压器此油道内有故障。 3.1.2油泵出口油样值(简称泵出口值)与油泵入口油样值(简称泵入口值)相减，得正时，为循环泵电机故障；得负时，为油泵入口方向故障即变压器绕组故障。 3.1.3油门值此次值与前次值相减，得正时，为故障有发展；得负时，为故障没有发展。 3.1.4通过变压器绕组带负荷工况，判定变压器故障绕组的电压等级。 3.2应用实例 3.2.1 1999年2月某110kV变电站3#主变(31500kVA)在运行中取油样，色谱分析结果见表2。用油流分析定位法判断如下：变压器底部油门值减去4号泵出口值为344.5-382.1=-37.6μL/L蘈 4号泵出口值减去4号泵入口值为382.1-347.0=35.1μL/L蘈确定故障位置在4号泵电机，经检查是由于电机定子引线端子螺丝松动，引起过热故障。因泵与电机是油浸型式，故障油扩散到变压器本体。 3.2.2 2001年6月，1号变压器在运行中取样，色谱分析结果见表3。故障分析如下：变压器底部油门值减去2号泵放口值为399.2-457.6=-58.4μL/L；2号泵出口值减去2号泵入口值为371.2-457.6=-86.4μL/L判定此故障指向变压器内部，2号泵油循环流过A相绕组，取样时变压器带负荷工况为10 kV负荷 。因此，判断故障在A相10kV绕组底层。应用油流定位法，可以判断变压器故障部位是潜油泵电机故障，还是变压器绕组故障；也能确定故障有无发展趋势。这种方法对色谱分析三比值法起到了辅助作用，可增加变压器故障判断的准确性、可靠性。但需要加以注意的是特征气体的分析数据有分散性，当不同取油部分分析的总烃量相差太小时，不能作为判断的依据。
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