E38
备案号：7782—2000
中华人民共和国电力行业标准
变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/ T722—2000
Guide to the analysis and the diagnosis of gases dissolved in transformer oil
2000—11—03 发布 2001—01—01 实施
中华人民共和国国家经济贸易委员会 发布
前 言
分析油中溶解气体的组分和含量是监视充油电气设备安全运行的最有效的措施之一。利用气相色谱法分析油中溶解气体来监视充油电气设备的安全运行，在我国已有30多年的使用经验。自1986年以来，由原水利电力部颁发的SD187—86《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，在电力安全生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的实践经验。随着电力生产的发展和科学技术水平的提高，对所使用的分析方法和分析结果的判断及解释均需要加以补充和修订。1998年，在广泛函调征求意见的基础上，写出了征求意见稿，于1998年11月召开全国范围的讨论修订会，并组成标准起草小组，根据讨论会的意见，整理出初稿。1999年，参考新出版的IEC 60599—1999，又对上述初稿进行了反复的修改，并征求了有关专家的意见，制定了本导则。
本导则自生效之日起，代替原水利电力部颁发的SD187—86《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。
本导则的附录A和附录B是标准的附录。
本导则的附录C、附录D、附录E、附录F和附录G是提示的附录。 本导则由电力行业电力变压器标准化委员会提出并归口。
本导则起草单位：中国电力科学研究院，辽宁省电力科学研究院，华东电力试验研究院，吉林省电力科学研究院。
本导则的主要起草人：贾瑞君、范玉华、薛辰东、钱之银、张士诚。 本导则由中国电力科学研究院负责解释。
目 次
前 言 1 范围 2 引用标准 3 定义 4 产气原理 5 检测周期 6 取样
7 从油中脱出溶解气体 8 气体分析方法 9 故障的识别
10 故障类型的判断
11 在气体继电器中的游离气体上的应用 12 设备档案卡片
附录A(标准的附录) 样品的标签格式 附录B(标准的附录) 设备档案卡片格式
附录C(提示的附录) 哈斯特气体分压—温度关系 附录D(提示的附录) 标准混合气的适用浓度 附录E(提示的附录) 溶解气体分析解释表 附录F(提示的附录) 气体比值的图示法
附录G(提示的附录) 充油电气设备的典型故障
中华人民共和国电力行业标准
DL/ T722—2000 代替 SD`187—86
变压器油中溶解气体分析和判断导则
Guide to the analysis and the diagnosis of gases dissolved in transformer oil
1 范围
本导则推荐了利用气相色谱法分析溶解气体和游离气体的浓度，以判断充油电气设备运行状况的方法以及建议应进一步采取的措施。
本导则适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为绝缘材料的电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器和油纸套管等。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 7597—87 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
GB／T 17623—1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 DL／T 596—1996 电力设备预防性试验规程
IEC 567—1992 从充油电气设备取气样和油样及分析游离气体和溶解气体的导则 IEC 60599—1999 运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则
3 定义
本导则采用下列定义。
3.1 特征气体 characteristic gases
对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)。 3.2 总烃 total hydrocarbon
烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。 3.3 游离气体 free gases
非溶解于油中的气体。
4 产气原理
4.1 绝缘油的分解
绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3*、CH2* 和CH*化学基团，并由C—C键键合在一起。由电或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，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物(X-蜡)。故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。
低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C—H键(338kJ／mol)断裂，主要重新化合成氢气而积累。对C—C键的断裂需要较高的温度(较多的能量)，然后迅速以C—C键(607kJ／mol)、C＝C键(720kJ／mol)和C≡C键(960kJ／mol)的形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。
乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度(大约为500℃)下生成的(虽然在较低的温度时也有少量生成)。乙炔一般在800℃～1200℃的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。当然在较低的温度下(低于800℃)也会有少量乙炔生成。
油起氧化反应时，伴随生成少量CO和CO2，并且CO和CO2能长期积累，成为数量显著的特征气体。
油碳化生成碳粒的温度在500℃～800℃。
哈斯特(Halsterd)用热动力学平衡理论计算出在热平衡状态下形成的气体与温度的关系。热平衡下的气体分压—温度关系见附录C(提示的附录)。 4.2 固体绝缘材料的分解
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键及葡萄糖甙键，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及少量烃类气体和呋喃化合物，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。 概括上述的要点，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1。
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。
表1 不同故障类型产生的气体 故 障 类 型 油过热 油和纸过热 油纸绝缘中局部放电 油中火花放电 油中电弧 油和纸中电弧 主要气体组分 CH4，C2H4 CH4，C2H4，CO，CO2 H2，CH4，CO H2，C2H2 H2，C2H2 H2，C2H2，CO，CO2 CH4，C2H4，C2H6 CH4，C2H4，C2H6 次要气体组分 H2，C2H6 H2，C2H6 C2H2，C2H6，CO2 注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高(见4.3)。
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，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。 4.3 气体的其它来源
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。某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料也可生成某些气体而溶解于油中。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，则油中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；原注入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。
5 检测周期
5.1 投运前的检测
按表2进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少作一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后再作一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测。 5.2 投运时的检测
按表2所规定的新的或大修后的变压器和电抗器至少应在投运后1d(仅对电压330kV及以上的变压器和电抗器、容量在120MVA及以上的发电厂升压变压器)、4d、10d、30d各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测。套管在必要时进行检测。
表2 运行中设备的定期检测周期 设 备 名 称 设备电压等级和容量 电压330kV及以上 容量240MVA及以上 所有发电厂升压变压器 电压220kV及以上 容量120MVA及以上 电压66kV及以上 容量8MVA及以上
检 测 周 期 3个月一次 6个月一次 1年一次 变压器 和 电抗器
电压66kV及以下 容量8MVA以下 互感器 套 管 电压66kV及以上 自行规定 1年～3年一次 必要时 注：制造厂规定不取样的全密封互感器，一般在保证期内不做检测。在超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析。
5.3 运行中的定期检测
运行中设备的定期检测周期按表2的规定进行。 5.4 特殊情况下的检测
当设备出现异常情况时(如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等)，或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。
6 取样
6.1 从充油电气设备中取油样 6.1.1 概述
取样部位应注意所取的油样能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况下，可在不同的取样部位取样。
取样量，对大油量的变压器、电抗器等可为50mL～80mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。
6.1.2 取油样的容器
应使用密封良好的玻璃注射器取油样。当注射器充有油样时，芯子能按油体积随温度的变化自由滑动，使内外压力平衡。 6.1.3 取油样的方法
从设备中取油样的全过程应在全密封的状态下进行，油样不得与空气接触。
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。
设备的取样阀门应配上带有小嘴的连接器，在小嘴上接软管。取样前应排除取样管路中及取样阀门内的空气和“死油”，所用的胶管应尽可能的短，同时用设备本体的油冲洗管路(少油量设备可不进行此步骤)。取油样时油流应平缓。
用注射器取样时，最好在注射器与软管之间接一小型金属三通阀，如图1所示。按下述步骤取样：将“死油”经三通阀排掉；转动三通阀使少量油进入注射器；转动三通阀并推压注射器芯子，排除注射器内的空气和油；转动三通阀使油样在静压力作用下自动进入注射器(不应拉注射器芯子，以免吸入空气或对油样脱气)。当取到足够的油样时，关闭三通阀和取样阀，取下注射器，用小胶头封闭注射器(尽量排尽小胶头内的空气)。整个操作过程应特别注意保持注射器芯子的干净，以免卡涩。
变压器油中溶解体分析判断导则DLT—
