变压器油油质检测的溶解气体分析方法与故障类型判断

变压器油作为电力设备的绝缘与冷却介质，其油质状态直接关系到变压器的运行安全。溶解气体分析（DGA）是油质检测中判断内部故障的核心手段——通过检测油中溶解的氢气（H₂）、甲烷（CH₄）、乙烯（C₂H₄）、乙炔（C₂H₂）等气体组分及浓度，可反推设备内部的过热、放电、受潮等故障类型。本文结合电力行业实践，详细讲解DGA的方法逻辑、操作要点及故障判断规则，为设备运维提供可落地的技术参考。

溶解气体分析的基本原理

变压器内部发生故障时，故障点的高温或放电会导致绝缘油（主要成分为碳氢化合物）及绝缘材料（纸、纸板）分解，产生各类气体。这些气体由于浓度差会逐渐溶解到变压器油中，且溶解量与故障的严重程度、持续时间正相关。溶解气体分析的核心逻辑，就是通过提取油中溶解的特征气体，还原故障的“化学指纹”——不同故障类型对应特定的气体组分组合，因此可通过气体的种类、浓度及增长速率，判断故障的性质与位置。

需要明确的是，变压器油的正常老化也会产生少量气体（如CH₄、CO），但这类气体的增长速率缓慢（通常每年增长几至几十ppm）。而故障导致的气体增长具有“突发性”——例如电弧放电会在短时间内产生大量C₂H₂，过热故障会使C₂H₄浓度快速上升。因此，DGA不仅要关注气体浓度绝对值，更要对比历史数据的“变化趋势”。

此外，气体在油中的溶解度遵循亨利定律：在一定温度下，气体在油中的溶解量与气相中该气体的分压成正比。因此，检测前需通过脱气将溶解态气体转为气相中，便于检测——这是DGA方法的关键前置步骤。

变压器油中特征气体的来源与含义

变压器油及绝缘材料分解产生的气体主要分为两类：烃类气体（CH₄、C₂H₄、C₂H₂、C₂H₆）与非烃类气体（H₂、CO、CO₂）。每类气体对应不同的故障或老化机制，是判断故障类型的“核心线索”。

氢气（H₂）的主要来源有三种：一是变压器油受潮后，水与铁发生电化学反应（Fe + H₂O → Fe₃O₄ + H₂）；二是局部放电（如绝缘油中气泡击穿）导致的油分子裂解；三是绝缘纸的水解反应。正常运行的变压器油中H₂浓度通常低于50ppm，若超过100ppm需重点关注受潮或局部放电风险。

烃类气体均来自绝缘油的热裂解：CH₄（甲烷）产生于低温过热（150-300℃，如铁芯局部短路导致的缓慢升温）；C₂H₆（乙烷）对应稍高温度（200-400℃）；C₂H₄（乙烯）是中温过热（300-700℃，如绕组绝缘层老化引起的热故障）的典型产物；C₂H₂（乙炔）则仅在电弧放电（温度>1000℃，如绕组间短路、分接开关放电）时大量产生——若油中C₂H₂浓度超过5ppm，通常可判定存在放电故障。

CO与CO₂主要来自绝缘纸（纤维素）的分解：正常运行中，绝缘纸缓慢氧化会产生少量CO（浓度<500ppm）与CO₂（<5000ppm）；若发生绝缘纸过热（如绕组热点温度>150℃），CO浓度会快速上升，且CO/CO₂比值通常大于0.3（正常氧化时比值<0.3）。因此，通过CO与CO₂的比值，可区分绝缘纸的正常老化与故障性过热。

油样采集与预处理的关键要点

油样的采集与预处理是DGA结果准确性的基础——若采样过程混入空气，或脱气不彻底，会直接导致检测数据偏差，甚至误判故障。

采样环节需遵循“密封、避光、避免扰动”原则：采样容器优先选择100ml玻璃注射器（带橡胶密封塞）或不锈钢采样瓶（耐压≥1MPa）；采样点应选在变压器底部放油阀（确保油样代表设备内部整体状态）；采样前需排尽放油阀内的积油（约500ml），避免管道内的污染油进入样品；采样时缓慢拉动注射器推杆，避免产生气泡（气泡会带入空气）；采样后立即用橡胶塞密封注射器（需排尽针筒内的空气），并标注采样时间、设备编号、油温和环境温度。

预处理的核心是“脱气”——将油中溶解的气体转移至气相中，便于检测。电力行业常用的脱气方法有三种：顶空法、真空法与渗透法。顶空法操作最简单：取20ml油样注入顶空瓶，密封后置于60℃恒温箱中平衡30分钟（使气体在油相与气相中达到平衡），然后用注射器抽取5ml气相样品进样。优点是设备要求低、重复性好，缺点是对低浓度气体的检测灵敏度稍低（适用于气体浓度>10ppm的情况）。

真空法是更精准的脱气方式：将油样放入真空脱气装置，抽真空至<10Pa，使油中溶解的气体完全析出；再用载气（如氮气）将析出的气体转移至采样袋。这种方法的脱气效率可达95%以上，适用于低浓度气体检测，但设备成本高、操作复杂，多用于实验室精准分析。

需注意的是，无论哪种脱气方法，都需控制温度与时间：顶空法的恒温温度需稳定在60±1℃（温度波动会影响气体溶解度）；真空法的脱气时间需≥15分钟（确保气体完全析出）。此外，脱气后的气体样品需在2小时内检测，避免气体重新溶解回油中。

主流溶解气体检测方法——气相色谱法

气相色谱法（GC）是目前变压器油溶解气体检测的“金标准”，其原理是利用不同气体在色谱柱中的保留时间差异，实现组分分离，再通过检测器定量分析浓度。

色谱柱选择是分离效果的关键：分离H₂需用5A分子筛柱（孔径0.5nm，可吸附小分子气体）；分离烃类气体（CH₄、C₂H₄、C₂H₂、C₂H₆）需用Porapak Q柱（聚苯乙烯-二乙烯苯共聚物，极性适中）；分离CO与CO₂则需用GDX-103柱（高分子多孔微球）。实际应用中，常采用“双柱系统”——一根分子筛柱分离H₂、O₂、N₂，另一根Porapak Q柱分离烃类与CO₂，可同时检测7-8种特征气体。

检测器配置需匹配气体类型：H₂、O₂、N₂用热导检测器（TCD）——基于气体导热系数差异检测，灵敏度适中（最低检测限约1ppm）；烃类气体（CH₄、C₂H₄等）用火焰离子化检测器（FID）——通过氢气火焰电离气体分子，灵敏度极高（最低检测限约0.1ppm）；CO与CO₂需先通过镍转化炉（350℃）转化为CH₄，再用FID检测（因FID对CO无响应）。

检测流程可概括为四步：①进样：用注射器将50-100μl气相样品注入色谱仪进样口（温度150℃）；②分离：样品随载气（氮气或氦气，流速5-10ml/min）进入色谱柱，不同气体因保留时间不同依次流出；③检测：流出的气体进入对应检测器，产生电信号；④数据处理：色谱工作站将电信号转化为峰面积，结合标准气体的校准曲线，计算各气体的浓度。

需注意的是，气相色谱法的准确性依赖“标准气体校准”：每次检测前需用已知浓度的标准气体（如H₂:100ppm、CH₄:50ppm、C₂H₂:10ppm）校准色谱仪，确保峰面积与浓度的线性关系——若校准曲线偏差超过5%，需重新标定。

特征气体组合与故障类型的对应逻辑

不同故障类型会产生特定的“气体组合”，通过分析气体组分的“浓度排序”与“比值关系”，可快速锁定故障类型。

过热故障的典型特征是“烃类气体主导，无C₂H₂或浓度极低”：若CH₄浓度最高（>C₂H₄>C₂H₆），对应低温过热（150-300℃，如铁芯多点接地）；若C₂H₄浓度最高（>CH₄>C₂H₆），则是中温过热（300-700℃，如绕组绝缘层老化）；若C₂H₄浓度远高于CH₄（C₂H₄/CH₄>2），且CO浓度显著上升，说明绝缘纸过热（故障点温度>150℃，已涉及固体绝缘）。

放电故障的核心标志是“C₂H₂浓度高”：若C₂H₂>5ppm，且H₂浓度同步上升（>100ppm），通常是局部放电（如绝缘油中气泡击穿、绕组绝缘破损）——此时气体组合为“H₂>C₂H₂>CH₄”；若C₂H₂浓度>50ppm，且C₂H₂/C₂H₄>1，说明是电弧放电（如绕组间短路、分接开关烧蚀）——这类故障破坏性强，需立即停电检修。

受潮故障的特征是“H₂与O₂浓度同步变化”：正常运行中，变压器油中的O₂浓度约为3000-5000ppm（来自空气溶解）；若受潮，水与铁反应产生H₂，同时O₂因参与反应浓度下降（O₂<2000ppm），且H₂/O₂比值>0.1。此外，受潮严重时，油中会出现“乳白色浑浊”（水析出），可通过外观辅助判断。

绝缘纸老化的判断需结合CO与CO₂：若CO浓度>1000ppm，且CO/CO₂>0.3，同时C₂H₄浓度正常（<50ppm），说明是绝缘纸过热老化（如变压器长期过载运行）；若CO浓度缓慢上升（每年增长<100ppm），且CO/CO₂<0.3，则是正常氧化老化，无需紧急处理。

三比值法在故障判断中的应用细节

三比值法（IEC 60599标准）是将特征气体的三个比值（C₂H₂/C₂H₄、CH₄/H₂、C₂H₄/C₂H₆）转化为编码，再通过编码对应故障类型的标准化方法，适用于“单一故障”的精准判断。

比值计算规则需严格遵循标准：首先将各气体浓度转换为“体积分数”（ppm）；然后计算三个比值：①R1=C₂H₂/C₂H₄（判断放电类型）；②R2=CH₄/H₂（判断过热与放电的区别）；③R3=C₂H₄/C₂H₆（判断过热温度）。每个比值对应一个编码（0、1、2）：例如R1<0.1编码为0（无乙炔或低浓度），0.1≤R1<1编码为1（低能放电），R1≥1编码为2（高能放电）。

编码对应故障类型：将三个比值的编码组合（如R1R2R3=102），查IEC 60599表格即可得到故障类型。例如：编码000——无故障（气体浓度均在正常范围）；编码102——低能局部放电（如绝缘油中气泡放电）；编码222——高温过热（>700℃，如绕组短路）；编码021——绝缘纸与油同时过热。

需注意三比值法的“局限性”：①当气体浓度低于检测限时（如C₂H₂<1ppm），无法计算比值；②多种故障叠加时（如过热+放电），编码会出现“交叉”，需结合历史数据判断；③新投运变压器（运行时间<6个月）的气体浓度未稳定，不适用三比值法。因此，三比值法需与“趋势分析”“外观检查”结合使用，不能单独作为故障判断的唯一依据。

数据解读的常见干扰因素与规避方法

背景气体干扰：新变压器油中可能含有少量CH₄（<5ppm）、C₂H₄（<2ppm），这是油在炼制过程中残留的“工艺气体”，需与故障气体区分——可通过对比“新油空白样”（未投入运行的同批次油）的气体浓度，若运行油的气体浓度未超过空白样的2倍，通常为正常。

气体增长速率干扰：运行中的变压器油会因正常老化产生气体，因此需关注“绝对浓度”与“增长速率”的结合——例如某台变压器的CH₄浓度从10ppm增长到50ppm，若耗时6个月（月均增长7ppm），属于正常老化；若仅耗时1个月（月均增长40ppm），则是异常过热。电力行业通常将“气体月增长率>10%”作为异常判断标准。

油氧化干扰：变压器油长期运行会发生氧化，产生CO、CO₂与少量烃类气体（如CH₄）。区分氧化与故障的关键是“CO/CO₂比值”——氧化产生的CO/CO₂<0.3，而故障导致的CO/CO₂>0.3；此外，氧化产生的烃类气体浓度通常<20ppm，若超过50ppm需考虑故障。

外部污染干扰：采样时若注射器未清洗干净（残留上次采样的气体），或放油阀未排尽积油（积油中可能含有前次故障的残留气体），会导致数据偏差。规避方法是：采样前用待采油冲洗注射器3次（排尽残留气体）；放油阀需排尽积油（约500ml）后再采样。