3.1 电力设备主要故障特征气体

3.1.1 油浸式电力设备故障特征气体

油浸式电力设备（油浸式变压器、电抗器、互感器、套管等）是电力系统中最重要的关键核心设备之一，维护良好的油浸式电力设备的使用寿命通常可达数十年 ^[1] 。在设备运行期间随着绝缘系统的老化，难免会产生故障，而油浸式电力设备的故障最终可能导致整个电力系统的瘫痪。因此，对油浸式电力设备进行状态监测并准确诊断早期故障、及时掌握设备的油纸绝缘老化状态，对保障电网安全稳定运行、提高设备利用率和降低设备检修费用具有重要意义 ^[2-3] 。

对油浸式电力设备主要故障特征气体进行检测与分析，是诊断油浸式电力设备故障及老化状态的最有效的方法之一 ^[4-8] 。在热故障或电故障的作用下，油浸式电力设备的绝缘油及固体绝缘材料（绝缘纸、层压纸板、木块等）在经过一系列化学反应后将会发生分解并产生多种气体。故障初期，气体产生的速率较慢，最终大部分会溶解于绝缘油中。

绝缘油中气体的组分与含量与油浸式电力设备的故障类型与故障程度密切相关 ^[9-13] 。油浸式电力设备故障主要分为热故障与电故障两大类。热故障所产生气体的组分与比例与故障热点的温度有关。低温过热时（温度低于150℃或在150~300℃），油中烃类气体主要成分为甲烷（CH ₄ ）与乙烷（C ₂ H ₆ ），且CH ₄ 在总烃中占比较大，乙烯（C ₂ H ₄ ）含量较低，不会产生乙炔；中温过热时（温度在300~700℃），油中氢气（H ₂ ）和烃类气体的含量将会增长，且C ₂ H ₄ 的比例上升；高温过热时（温度大于700℃），变压器油急剧分解，油中H ₂ 和C ₂ H ₄ 的含量将会增加，且可能会出现少量的乙炔（C ₂ H ₂ ）。此外，若热故障涉及固体绝缘材料，则油中将会出现大量的一氧化碳（CO）与二氧化碳（CO ₂ ），且含量随故障热点温度升高而增加。

油浸式电力设备电故障所产生的气体与放电的能量密度有关。对于放电能量较低的局部放电故障，油中将会出现较多H ₂ 与比例较低的烃类气体（大部分为CH ₄ ）；对于放电能量相对较高的火花放电故障，油中将会出现较多的C ₂ H ₂ 、H ₂ 以及含量较低的其他烃类气体；对于高能量放电的电弧放电故障，油中将会出现较多的C ₂ H ₂ 、H ₂ 、CH ₄ 、C ₂ H ₄ ，且烃类气体比例较大。

上述关于油浸式电力设备故障特征气体生成的分析中，仅考虑了C1烃类气体（CH ₄ ）和C2烃类气体（C ₂ H ₆ 、C ₂ H ₄ 、C ₂ H ₂ ）。在某些情况下，通过检测油浸式电力设备绝缘油中的C3烃类气体（丙烷C ₃ H ₈ 、丙烯C ₃ H ₆ 、丙炔C ₃ H ₄ ）的含量，可以获取更多的设备故障信息，使故障诊断结果更加准确。然而，C3烃类气体在绝缘油中的溶解度远大于其在空气中的溶解度，导致C3烃类气体通常很难从绝缘油中有效分离提取。而且根据人们数十年的油浸式电力设备故障诊断经验，在绝大部分情况下，即使不考虑绝缘油中C3烃类气体的组分与含量，油浸式电力设备故障诊断结果也较为准确。因此，在利用绝缘油中的故障特征气体组分与含量对油浸式电力设备进行故障诊断时，一般不考虑C3烃类气体。

此外，油浸式电力设备的绝缘油中通常还溶解有一定量的来自空气的氮气（N ₂ ）和氧气（O ₂ ）。随着设备绝缘材料的老化，油中的O ₂ 将会被逐渐消耗。对于密封良好的油浸式电力设备，随着O ₂ 的不断消耗，油中O ₂ 与N ₂ 的比值可能会低于0.05。

油浸式电力设备在不同故障类型下产生的气体组分如表3.1所示。通过对油浸式电力设备主要故障特征气体（CO ₂ 、CO、H ₂ 、CH ₄ 、C ₂ H ₆ 、C ₂ H ₄ 、C ₂ H ₂ ）的组分与含量进行在线监测，可以诊断油浸式电力设备的故障类型及程度，可以预测油浸式电力设备的早期潜伏性故障。

3.1.2 气体绝缘设备故障特征气体

电气设备的安全可靠运行是避免电力系统重大事故的第一道防线。准确诊断电气设备的早期故障，及时掌握其内部缺陷类型以及运行状态，做到防患于未然，是保证电网安全生产和实现设备高效检修的关键之一 ^[14] 。气体绝缘设备是输变电一次设备中重要的组成部分，因其绝缘性能好、占地面积少、稳定可靠性高、配置灵活和现场安装方便等特点已成为电力系统的关键设备。气体绝缘设备在制造运送、装配安装及运行维护等过程中不可避免地引入缺陷，难免会发生故障，气体绝缘设备的故障会严重影响电网的安全稳定运行。因此，对气体绝缘设备进行状态监测并准确诊断气体绝缘设备的早期潜伏性故障，对提高电气设备管理水平、延长电气设备使用寿命、降低设备检修费用和保障电网安全可靠运行具有重要的意义。

对SF ₆ 主要分解气体准确检测和分析，是诊断气体绝缘设备内部故障及运行状态最有效的方法之一 ^[15-21] 。在放电故障或过热故障条件下，SF ₆ 绝缘气体发生不同层次的分解反应，与设备内部绝缘材料（聚酯乙烯、绝缘漆等）、微水和微氧等发生复杂且不可逆转的化学反应，生成多组分的特征气体。这些气体大多有毒且具有腐蚀性，会加速气体绝缘设备内绝缘材料的老化和金属材料的腐蚀，造成气体绝缘设备产生突发性的绝缘故障，危害电气设备的安全稳定运行。

SF ₆ 主要分解气体的组分及含量与气体绝缘设备内部故障类型和故障程度密切相关 ^[22-24] ，气体绝缘设备故障主要分为放电故障和过热故障。低能量碰撞的局部放电导致SF ₆ 分子被撞击分裂为SF _x 等低氟硫化物，与微水和微氧反应生成SO _x F _y 等气体，其中SO ₂ F ₂ 所占比例较大；较高能量碰撞的火花放电过程主要导致HF、SO ₂ 和SO _x F _y 等气体的产生；高能量碰撞的电弧放电过程主要导致SO ₂ F ₂ 、SOF ₂ 、SO ₂ 、H ₂ S和HF等气体的产生。过热故障下设备内部局部过热产生高能热场，SF ₆ 分子吸收热能裂解，与微水微氧和有机固体绝缘材料发生化学反应，生成CO ₂ 、CO、CF ₄ 、SO ₂ 、COS和SOF ₂ 等主要特征气体。

气体绝缘设备在不同故障类型下产生的气体组分如表3.2所示。通过对气体绝缘设备故障特征气体（SO ₂ F ₂ 、SO ₂ 、CF ₄ 、COS、CO ₂ 、CO）的组分与含量进行分析，可以诊断气体绝缘设备内部故障类型及其严重程度，实现气体绝缘设备绝缘状态的诊断 ^[25-26] 。

3.1.3 电化学储能系统故障特征气体

电力生产过程是连续进行的，发电、输电、变电、配电、用电必须时刻保持平衡。电力系统的负荷存在峰谷差，必须留有很大的备用容量，导致系统设备运行效率较低。应用储能技术可以对负荷削峰填谷，提高系统可靠性和稳定性，减少系统备用需求及停电损失。另外，随着新能源发电规模的日益扩大和分布式发电技术的不断发展，电力储能技术的重要性也日益凸显。储能技术是在传统电力系统生产模式的基础上增加一个储存电能的环节，使原来全“刚性”的系统“柔性”起来，电网运行的安全性、可靠性、经济性、灵活性也因此得到大幅度的提高。

电化学储能技术在建设周期及布点、动态特性等方面显著优于机械储能技术（抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等），因此已成为优先发展方向之一。目前电化学储能系统中常用的电池元件主要包括铅酸电池、镍镉电池、镍氢电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等。其中锂离子电池具有单体电压高、质量小、比能量大、循环寿命长、无记忆效应、无污染等优点，得到了快速的发展。近年来，随着锂离子电池制造技术的完善和成本的不断降低，许多国家已将锂离子电池用于储能系统。

电化学储能系统在发生热故障或电故障（过充电、过放电等）时，其电解液等材料会发生分解，并产生多种可以反映故障类型与程度的特征气体 ^[27-30] 。以锂离子电池为例，表3.3给出了不同阴极材料的锂离子电池，在不同故障类型下分解气体的主要成分。