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对应的旧标准:GB7252-87ICS29.040.10E38中华人民共和国国家标准GB／T7252—2001neqIEC60599：1999变压器油中溶解气体分析和判断导则Guidetotheanalysisandthediagnosisofgasesdissolvedintransformeroil2001-11-02发布2002-04-01实施目次前言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故障识别10故障类型判断11气体继电器中自由气体的分析判断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）气体比值的图示法附录F（提示的附录）充油电气设备典型故障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昀有效的措施之一。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.修改厂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—推荐了国内昀有效的判断方法和IEC60599：1999昀新推荐的方法。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及其他国外文献的昀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—2001neqIEC60599：1999代替GB／T7252—1987变压器油中溶解气体分析和判断导则Guidetotheanalysisandthediagnosisofgasesdissolvedintransformeroil中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局2001-11-02批准2002-04-01实施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昀新版本的可能性。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（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。3.3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4.1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：CH3*、CH2*CH*，或C*（其中包括许多更复杂的形式）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，通过离子反应促使昀弱的键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（较多的能量），然后迅速以C-C键（607kJ／mol）、C＝C键（720kJ／mol）和CC（960kJ／mol）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量。乙烯是在大约为500℃（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800℃～1200℃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800℃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CO2；CO和CO2能长期积累，成为显著数量。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以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。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，会有一部分气体进入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l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CH4，C2H4H2，C2H6油和纸过热CH4，C2H4，CO，CO2H2，C2H6油纸绝缘中局部放电H2，CH4，COC2H2，C2H6，CO2油中火花放电H2，C2H2油中电弧H2，C2H2CH4，C2H4，C2H4油和纸中电弧H2，C2H2，CO，CO2CH4，C2H4，C2H4注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高（见4.3）。4.3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，如果不真空注油，油中CO2的含量则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测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。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检测周期电压330kV及以上容量240MVA及以上所有发电厂升压变3个月一次电压220kV及以上容量120MVA及以上6个月一次电压66kV及以上容量8MVA及以上1年一次变压器和电抗器电压66kV以下容量8MVA以下自行规定互感器电压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。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。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。对于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，昀好在注射器和软管之间接一小型金属三通阀，如图l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