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1、表 7 变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值 LL 设 备 气体组分 含 量 330 kV 及以上 220 kV 及以卜 变压器和电抗器 总烃 150 150 乙炔 1 5 氢 150 150 一氧化碳（见 10.3）（见 10.3）二氧化碳（见 10.3）（见 10.3）套 管 甲烷 100 100 乙炔 1 2 氢 500 500 注 1 该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样（见第 11 章）。2 关于电抗器的判断方法见 9.3.1 b）。表 8 互感器油中溶解气体含量的注意值 LL 设 备 气体组分 含 量 220 kV 及以上 110 kV 及以下 电流互感器 总烃
2、 100 100 乙炔 l 2 氢 150 150 电压互感器 总烃 100 100 乙炔 2 3 氢 150 150 在识别设备是否存在故障时，不仅要考虑油中溶解气体含量的绝对值，还应注意：a）注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度达到注意值时，应进行追踪分析，查明原因。b）对 330 kV 及以上的电抗器，当出现小于 1LL 乙炔时也应引起注意；如气体分析虽己出现异常，但判断不至于危及绕组和铁心安全时，可在超过注意值较大的情况下运行。c）影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多（见 4.3），有的氢气含量虽低于表中的数值，有增长趋势，也应引起注意；有的只有氢气含量超过表中
3、数值，若无明显增长趋势，也可判断为正常。d）注意区别非故障情况下的气体来源，进行综合分析（见 4.3）。9.3.2 设备中气体增长率注意值 仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断的。因为故障常常以低能量的潜伏性故障开始，若不及时采取相应的措施，可能会发展成较严重的高能量的故障。因此，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率。产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。推荐下列两种方式来表示产气速率（未考虑气体损失）：a）绝对产气速率：即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算：aCCtGii21（12）式中：a绝对产气速率，mLd；Ci2第二次取
4、样测得油中某气体浓度，LL；Ci1第一次取样测得油中某气体浓度，LL；t二次取样时间间隔中的实际运行时间（日），d；G设备总油量，t；油的密度，tm3。变压器和电抗器绝对产气速率的注意值如表 9 所示。表 9 变压器和电抗器的绝对产气速率的注意值 mLd 气体组分 开 放 式 隔 膜 式 总烃 6 12 乙炔 0.1 0.2 氢 5 10 一氧化碳 50 100 二氧化碳 100 200 注：当产气速率达到注意值时，应缩短枪测周期，进行追踪分析。b）相对产气速率：即每运行月（或折算到月）某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，按下式计算：r(%)CCCtiii2111100（13）式中：r相对
5、产气速率，月；Ci2第二次取样测得油中某气体浓度，LL；Ci1第一次取样测得油中某气体浓度，LL；t二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备不宜采用此判据。产气速率在很大程度上依赖于设备类型、负荷情况、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度。应结合这些情况进行综合分析。判断设备状况时还应考虑到呼吸系统对气体的逸散作用。对于发现气体含量有缓慢增长趋势的设备，应适当缩短检测周期，以便监视故障发展趋势。10 故障类型判断 10.1 特征气体法 根据第4章所述的基本原理和表1所列的不同故障类
6、型产生的气体可推断没备的故障类型。10.2 三比值法 10.2.1 在热动力学和实践的基础上，推荐改良三比值法作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用五种气体的三对比值以不同的编码表示，编码规则和故障类型判断方法见表 10 和表 11。表 10 编码规则 气体比值范围 比值范围的编码 C2H2C2H4 CH4H2 C2H4C2H4 0.1 0 1 0 0.11 1 0 0 13 l 2 1 3 2 2 2 表 11 故障类型判断方法 编 码 组 合 故障类型判断 故 障 实 例（参考）C2H2C2H4 CH4H2 C2H4C2H6 0 0 1 低温过热（低于 150）绝缘导线过
7、热，注意 CO 和 CO2含量和 CO2CO 值 2 0 低温过热（150300）分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接等 2 1 中温过热（300700）0，l，2 2 高温过热（高于 700）1 0 局部放电 高湿度，高含气量引起油中低能量密度的局部放电 1 0，1 0，1，2 低能放电 引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电 2 0，l，2 低能放电兼过热 2 0，1 0，1，2 电弧放电 线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、
8、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等 2 0，1，2 电弧放电兼过热 利用三对比值的另一种判断故障类型的方法，是溶解气体分析解释表和解释简表，见表 12 和表 13。表 12 是将所有故障类型分为六种情况，这六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 12 中还显示了 D1 和D2 之间的某些重叠，而又有区别，这说明放电的能量有所不同，因而必须对设备采取不同的措施。表 13 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。表 12 溶解气体分析解释表 情 况 特 征 故
9、 障 C2H2C2H4 CH4H2 C2H4C2H6 PD D1 D2 T1 T2 T3 局部放电（见注 3）低能量局部放电 高能量局部放电 热故障 t300 热故障 300t700 热故障 t700 NS1）1 0.62.5 NS1）0.1 0.22）0.1 0.10.5 0.11 1 但 NS1）1 1 1 0.2 1 2 1 14 4 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 1 000。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增长率时计算才有效（见 10.2.2）。3 在互感器中 CH4HH20.
10、2 时为局部放电。在套管中 CH4H20.7 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，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（见 10.2.2）。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用附录 E 中的图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。表 13 溶解气体分析解释简表 情 况 特 征 故 障 C2H2C2H4 CH4H2 C2H4C2H6 PD D T 局部放电 低能量或高能量放电 热故障 0.2 0.2 0.2 10.2.2 气体含量比值的应用原则：应用比值法判断设备故障类型时应注意：a）只有根据气体各组分含量的注意值
11、或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是有效的，并应予计算。对气体含量正常，且无增长趋势的没备，比值没有意义。b）假如气体的比值和以前的不同，可能有新的故障重叠在老故障或正常老化上。为了得到仅仅相应于新故障的气体比值，要从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值（尤其是在 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并在相同的位置取样。d）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。利用本标准所述的方法分析油中溶解气体结果的重复性和再现性见 8.6。对气体浓度高于10LL 的气体，两次的测试误差不
12、应大于平均值的 10，而在计算气体比值时，误差将提高到 20%。当气体浓度低于 10LL 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没备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素。尤其是对正常值普遍较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。10.3 对一氧化碳和二氧化碳的判断 当故障涉及到固体绝缘时，会引起 CO 和 CO2的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中 CO 和 CO2含量上，一般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸收的 CO2、固体绝缘老化及油的长期氧化形成 CO 和 CO2的基值过高造
13、成的。开放式变压器溶解空气的饱和量为 10，设备里可以含有来自空气中的 300LL 的 CO2。在密封设备里空气也可能经泄漏而进入设备油中，这样，油中的 CO2浓度将以空气的比率存在。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般 CO2CO7。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（高于 200），可能 CO2CO3，必要时，应从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体绝缘。对运行中的设备，随着油和固体绝缘材料的老化，CO 和 CO2会呈现有规律的增长，当这一增长趋势发生突变时，应与其他气体（CH4、C2H2及总烃）的变化情况进行综合分析，以判断故障是否涉及到
14、了固体绝缘。当怀疑纸或纸板过度老化时，应测试油中糠醛含量，或在可能的情况下测试纸样的聚合度。10.4 判断故障类型的其他方法 10.4.1 比值 O2N2 一般在油中都溶解有 O2和 N2，这是在开放式设备的储油罐中与空气作用的结果，或密封设备通过泄漏的结果。在设备里，考虑到 O2和 N2的相对溶解度，油中 O2N2的比值反映空气的组成，接近 0.5。运行中由于油的氧化或纸的老化，这个比值可能降低。因为O2的消耗比扩散更迅速。负荷和保护系统也可影响这个比值。但当 O2N20.3 时，一般认为是氧被极度消耗的迹象。10.4.2 比值 C2H2H2 在电力变压器中，有载调压操作产生的气体和低能量放
15、电情况相符。假如某些油或气体在有载调压油箱和主油箱相通，或各自的储油罐之间相通，这些气体可能污染主油箱的油，并导致误判断。主油箱中 C2H2H22，认为是有载调压污染的迹象。这种情况能利用比较主油箱和储油罐的油中溶解气体浓度来确定。气体比值和乙炔浓度值依赖于有载调压的操作次数和产生污染的方式（通过油或气）。10.4.3 气体比值的图示法：利用气体的三对比值，在立体坐标图上建立的立体图示法可方便地直观不同类型故障的发展趋势。利用 CH4、C2H2和 C2H4的相对含量，在三角形坐标图上判断故障类型的方法也可辅助这种判断。见附录 E（提示的附录）。10.5 判断故障的步骤 10.5.1 出厂前的设
16、备 按 9.2 的规定进行比较，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判断。10.5.2 运行中的设备 a）将试验结果的几项主要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢）与表 7 列出的油中溶解气体含量注意值作比较，同时注意产气速率，与表 8 列出的产气速率注意值作比较。短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超过表 7 中的数值，也可判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，超过表 7 的注意值，但增长速率低于表 8 产气速率的注意值，仍可认为是正常设备。b）当认为设备内部存在故障时，可用 10.1，10.2 和 10.4 所述的方法并参考附录 C、附录 E 和附录 F（均为提示的附录），对故障的类型进行判断。c）对一氧化碳和二氧化碳的判断按 10.3 进行。d）当气体继电器内出现气体时，应将继电器内气样的分析结果按第 11 章所述的方法进行判断。e）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，综合分析，判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）。10.6 充油电气设备典型故障 典型故障实例见附录 F（提示的附录）。