GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则

ICS29.040,10

E38场昌

中华人民共和国国家标准

GB/'r7252一2001

neqIEC60599:1999

变压器油中溶解气体分析和判断导则

Guidetotheanalysisandthediagnosis

ofgasesdissolvedintransformeroil

2001门1一02发布2002一04一01实施

中华人民共和国

国家质量监督检验检疫总局发布

GB/T7252-2001

目次

前言·······························································································。··················。·…8

1范围····················。························································。·································……1

2引用标准··················。·····················································································……1

3定义·································································································。·············……1

4产气原理····················。··········································。···················。·····················……1

5检测周期·····················。。························。···································。··············。······……3

6取样·····································································································。·········……3

7从油中脱出溶解气体····································，·····················································……5

8气体分析方法····························································。。····。································……7

9故障识别·10

10故障类型判断································································································……13

11气体继电器中自由气体的分析判断·············。。······················································一·16

12设备档案卡片············································，············。·········，··········。。················……16

附录A(标准的附录)样品的标签格式.·17

附录B(标准的附录)设备档案卡片格式···。···············。···········································……’二18

附录C(提示的附录)哈斯特气体分压一温度关系·························································……20

附录n(提示的附录)标准混合气的适用浓度···········。·············································…·…21

附录E(提示的附录)气体比值的图示法·····。············。·············································……22

附录F(提示的附录)充油电气设备典型故障·。···················。·········，·····························。…24

GB/T7252-2001

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。1987年由原国

家标准局颁发的GB/T7252-1987《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

本标准非等效采用IEC60599:1999，对GB/T7252-1987进行修订。

主要修订内容:

1，根据国家标准编写格式的新规定增加了“引用标准”和“定义”两章，并结合本标准的内容在编写

章节上做了必要的修改

2.修改了对故障产气原理的阐述和对非故障气体来源的分析，使得更系统清晰。

3，针对各种不同设备规定了不同的检测周期，这是本标准主要新增加的内容之一。

4.将“故障判断”改为两章:首先判断有无故障—针对不同设备推荐了油中溶解气体的注意值和

产气速率的注意值;其次再进一步判断故障的性质及其严重程度一推荐了国内最有效的判断方

法和IEC60599:1999最新推荐的方法

5.结合科技发展，对分析方法进行了修改，并增加了对测试误差估计等相关内容

6在附录中增加了IEC60599:1999及其他国外文献的最新有关判断故障类型的方法和实例，供

参考。

本标准的附录A和附录B都是标准的附录。

本标准的附录C、附录D、附录E和附录F都是提示的附录

本标准从实施之日起，代替原国家标准GB/T7252-1987《变压器油中溶解气体分析和判断导

则》

本标准由原电力工业部提出。

本标准起草单位:中国电力科学研究院。

本标准主要起草人:贾瑞君、薛辰东。

本标准委托中国电力科学研究院解释。

中华人民共和国国家标准

GB/T7252-2001

变压器油中溶解气体分析和判断导则neqIEC60599:1999

代替GB/T7252-1987

Guidetotheanalysisandthediagnosis

ofgasesdissolvedintransformeroil

1范围

本标准推荐了利用油中溶解气体和自由气体浓度分析，判断充油电气设备状况的方法以及建议应

进一步采取的措施

本标准适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为固体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。

分析结果的结论要结合设备的结构、检修、电气试验、运行状况以及当时、当地的环境条件等进行综

合判断。

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。

GB7597-1987电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法

GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法(neqIEC60567:1992)

Dl-/T596-1996电力设备预防性试验规程

IEC60567:1992从充油电气设备取气样和油样及分析自由气体和溶解气体的导则

3定义

本标准采用下列定义。

3.1特征气体characteristicgases

对判断充油电气设备内部故障有价值的气体:即氢气(H,)、甲烷(CK)、乙烷(CZHs)、乙烯(C2H,),

乙炔(C,H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(C(),)

3.2总烃totalhydrocarbon

烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。

13自由气体freegases

非溶解于油中的气体(包括继电器中和设备内油面上的气体)。

4产气原理

4门绝缘油的分解

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CH,、CH:和CH化学基

团并由C-C键键合在一起。由于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如:CH,',CH,'CH'，或C(其中包括许多更复杂的形式)

中华人民共和国国家质2监督检验检疫总局2001一11一02批准2002-04-01实施

Gs/T7252-2001

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一蜡)。故障初期，所形成的气体溶解于油中;当故

障能量较大时，也可能聚集成自由气体。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，大部分氢离子将

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M),然后迅速以C-C键(607kJ/

MOD,C=C键(720kJ/mol)和C=-=-((960kJ/mot)键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鳖

乙烯是在大约为500C(高于甲烷和乙烷的生成温度)下生成的(虽然在较低的温度时也有少量生

成)。乙炔的生成一般在800C-1200'C的温度，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800C)也会有

少量的乙炔生成

油起氧化反应时伴随生成少量的CO和CO,;Co和C()z能长期积累，成为显著数量

油碳化生成碳粒的温度在500C~800'Co

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

下的气体分压一温度关系见附录C(提示的附录)

4.2固体绝缘材料的分解

纸、层压纸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键及葡萄糖贰

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

105C，完全裂解和碳化高于300C，在生成水的同时生成大量的co和co:以及少量烃类气体和吠喃

化合物，同时油被氧化。co和CO: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

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情况

在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进人气体继电器或储油柜中。当变压器

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。

表1不同故障类型产生的气体

故障类型主要气体组分次要气体组分

油过热CHCHH2,CH,

油和纸过热C日，CH.cO，以)H2,CH,

油纸绝缘中局部放电Hr,CHCOC,H2.C,H,CO

油中火花放电H，C,H2

油中电弧HC,HCHCHCH。

油和纸中电弧H2,C,H,,CO,CO,CHC,HCH

注:进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高(见43〕

43气体的其他来源

在某些有些气体可能情况下，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气过热

的铁心层间油可膜裂解也生成氢。新的不锈部件中也可能在钢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，油中溶解有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。某些改型的聚酞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CO:等。这时，如果不真

空注油、油中CO。的含量则与周围环境的空气有关

GB/T7252-2001

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，或极性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，或留在经油浸渍的固体绝缘中;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出厂设备的检测

66kV及以上的变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后要做一次色谱分析。制造过

程中的色谱分析由用户和制造厂协商决定

5.2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，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和

局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检侧。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。

5.3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一天(仅对电压330kV及以上的

变压器和电抗器、或容量在120MVA及以上的发电厂升压变),4天、10天、30天各做一次检测，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做检测。套管在必要时进行检测。

5.4运行中的定期检测

对运行中设备的定期检测周期按表2的规定进行。

5.5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。

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检测周期

电压330kV及以上3个月一次

容量240MVA及以上

所有发电厂升压变

电压220kV及以上6个月一次

变压器和电抗器容量120MVA及以上

电压66kV及以上1年一次

容量8MVA及以上

电压66kV以下

自行规定

容量8MVA以下

互感器电压66kV及以上1-3年一次

套管必要时

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

6取样

6门从充油电气设备中取油样

6门.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

Gs/T7252-2001

情况下，可由不同的取样部位取样。

取样阀门:设备的取样阀门应适合全密封取样方式的要求。

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。

取样时间:应充分考虑到气体在油中扩散的影响没有强油循环的设备，试验后应停放一段时间后

再取样。

6.1.2取油样的容器

应使用经密封检查试验合格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

一般对电力变压器及电抗器可在运行中取油样。对需要设备停电取样时，应在停运后尽快取样。对

子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，最好在注射器和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人注射器;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人注射器(不应拉注射器芯子，以免吸人空气或

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。

12

a)冲洗连接管路

b)冲洗注射器

c)排空注射器

d)取样

e)取下注射器

7一连接管;2一三通阀3-注射器

图1用注射器取样示意图

GB/T7252-2001

6.2从气体继电器放气嘴取气样

6.2门概述

当气体继电器内有气体聚集时，应取气样进行色谱分析。这些气体的组分和含量是判断设备是否存

在故障及故障性质的重要依据之一。为减少不同组分有不同回溶率的影响，必须在尽可能短的时间内取

出气样，并尽快进行分析。

6.2.2取气样的容器

应使用经密封检查试验合格的玻璃注射器取气样取样前应用设备本体油润湿注射器，以保证注射

器滑润和密封。

6.2.3取气样的方法

取气样时应在气体继电器的放气嘴上套一小段乳胶管，乳胶管的另一头接一个小型金属三通阀与

注射器连接(要注意乳胶管的内径与气体继电器的放气嘴及金属三通阀连接处要密封)。操作步骤和连

接方法如图1所示:转动三通阀，用气体继电器内的气体冲洗连接管路及注射器(气量少时可不进行此

步骤);转动三通阀，排空注射器;再转动三通阀取气样。取样后，关闭放气嘴，转动三通阀的方向使之封

住注射器口，把注射器连同三通阀和乳胶管一起取下来，然后再取下三通阀，立即改用小胶头封住注射

器(尽可能排尽小胶头内的空气)。对继电器的取气管已引到地面的设备，要注意先排掉取气管内的油再

取气样。

取气样时应注意不要让油进人注射器并注意人身安全。

6.3样品的保存和运输

油样和气样应尽快进行分析，为避免气体逸散，油样保存期不得超过4天，气样保存期应更短些。在

运输过程及分析前的放置时间内，必须保证注射器的芯子不卡涩。

油样和气样都必须密封和避光保存.在运输过程中应尽量避免剧烈振荡油样和气样空运时要避免

气压变化的影响。

6.4样品的标签

取样后的容器应立即贴上标签。推荐的标签格式见附录A(标准的附录)。

7从油中脱出溶解气体

了.1脱气方法分类

利用气相色谱法分析油中溶解气体必须将溶解的气体从油中脱出来，再注人色谱仪进行组分和含

量的分析。目前常用的脱气方法有溶解平衡法和真空法两种。真空法由于取得真空的方法不同又分为

水银托里拆里真空法和机械真空法两种。通用的仲裁法是水银托里拆里真空法。在线监测中也有用薄

膜真空脱气法的。

机械真空法属于不完全的脱气方法，在油中溶解度越大的气体脱出率越低，而在恢复常压的过程中

气体都有不同程度的回溶。溶解度越大的组分回溶越多。不同的脱气装置或同一装置采用不同的真空

度，将造成分析结果的差异。因此使用机械真空法脱气，必须对脱气装置的脱气率进行校核。

了.2脱气装置的密封性

脱气装置应保证良好的密封性，真空泵抽气装置应接人真空计以监视脱气前真空系统的真空度(一

般残压不应高于40Pa)，要求真空系统在泵停止抽气的情况下，在两倍脱气所需的时间内残压无显著

上升。用于溶解平衡法的玻璃注射器应对其密封性进行检查

73脱气率

为了尽量减少因脱气这一操作环节所造成的分析结果的差异，使用不完全脱气方法时，应测出所使

用的脱气装置对每种被测气体的脱气率，并用脱气率将分析结果换算到油中溶解的各种气体的实际含

量。各组分脱气率0，的定义是:

Gs/T7252-2001

式中:—脱出气体中某组分的含量'PI丫L;

—油样中原有某组分的含量，川/I.

可用已知各组分的浓度的油样来校核脱气装置的脱气率。因受油的粘度、温度、大气压力等因素的

影响，脱气率一般不容易测准。即使是同一台脱气装置，其脱气率也不会是一个常数，因此，一般采用多

次校核的平均值。

7.4常用的脱气方法

7.4.1溶解平衡法—机械振荡法

溶解平衡法目前使用的是机械振荡方式，其重复性和再现性能实用满足要求。该方法的原理是:在

恒温条件下，油样在和洗脱气体构成的密闭系统内通过机械振荡，使油中溶解气体在气、液两相达到分

配平衡。通过测试气相中各组分浓度，并根据平衡原理导出的奥斯特瓦尔德(Ostwald)系数计算出油中

溶解气体各组分的浓度。

奥斯特瓦尔德系数定义为:

。一(2)

式中:C。在平衡条件下，溶解在油中组分，的浓度，琳一L;

Ca;在平衡条件下，气相中组分I的浓度，川/L;

k;—组分i的奥斯特瓦尔德系数。

各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数见表3,奥斯特瓦尔德系数与所涉及到的气体组分

的实际分压无关，而且假设气相和液相处在相同的温度下。由此引进的误差将不会影响判断结果。

表3各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数k

标准温度，CH2N,()2COCO,CH,C,H,C,H,C,H,

GB/T17623-1998'500.060.090.170.120.920.391.02l.462.30

200.050.090.170.121.080.431.201.702.40

IEC60599-1999*

5O0.