绝缘油内气体的成分和含量分析

合集下载

绝缘油分析

特征气体characteristic gases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total hydrocarbon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free gases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，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338 kJ／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（607 kJ／mol）、C＝C键（720 kJ／mol）和C C（960 kJ／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。

绝缘油气相色谱检测标准

绝缘油气相色谱检测标准
1.范围
本标准规定了绝缘油气相色谱检测的原理、设备、样品制备、试验步骤、结果计算、精度和误差以及应用。

本标准适用于绝缘油中溶解气体的分析。

2.规范性引用文件
下列文件对于本标准的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

GB/T 7376 电绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
3.术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。

3.1 绝缘油 insulating oil
用于电力、电气等设备的绝缘材料，具有良好的电绝缘性能。

3.2 色谱峰 chromatographic peak
在色谱图上，代表某种组分的色谱柱上出现的单峰。

3.3 色谱分离 chromatographic separation
利用色谱柱将混合组分分离成单个组分的过程。

3.4 灵敏度 sensitivity
衡量仪器对样品中待测组分检出的能力，通常用单位浓度的待测组分产生一个响应信号值来表示。

3.5 精度 accuracy
测量值与真实值之间的接近程度，通常用相对误差来表示。

4.原理
本标准采用气相色谱法（GB/T 7376）对绝缘油中溶解气体进行分析。

通过色谱柱将样品中的各组分分离，然后通过检测器对分离后的组分进行检测并测量其含量。

5.设备
进行绝缘油气相色谱检测所需的设备包括：气相色谱仪、色谱柱、进样器、检测器和数据处理系统等。

绝缘油溶解气体组分含量的气相色谱测定法

一.绝缘油溶解气体组分含量的气相色谱测定法1 适用范围本标准规定了用气相色谱法测定充油电气设备内绝缘油中的溶解气体组分（包括氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳、氧及氮等）含量的方法，其浓度以μL/L 计量。

充油电气设备中的自由气体（气体继电器中气体、设备中油面气体等）也可参照本方法进行组分分析，其浓度以μL/L计量。

2 试验性质预试、交接、大修3 试验方法3.1 方法概要首先按要求采集充油电气设备中的油样，其次脱出油样中的溶解气体，然后用气相色谱仪分离、检测各气体组分，浓度用色谱数据处理装置或记录仪进行结果计算。

3.2 样品采集按GB7597—1987全密封式取样的有关规定进行。

在运输、保管过程中要注意样品的防尘、防震、避光和干燥等。

3.3 仪器设备和材料3.3.1 从油中脱出溶解气体的仪器，可选用下列仪器中的一种。

3.3.1 恒温定时振荡器往复振荡频率275次/min±5次/min，振幅35mm±3mm，控温精确度±0.3℃，定时精确度±2min。

3.3.2气相色谱仪专用或改装的气相色谱仪。

应具备热导鉴定器（TCD）（测定氢气、氧气、氮气）、氢焰离子化鉴定器（FID）（测定烃类、一氧化碳和二氧化碳气体）、镍触媒转化器（将一氧化碳和二氧化碳鉴定器转化为甲烷）。

检测灵敏度应能满足油中溶解气体最小检测浓度的要求。

3.3.2.1 仪器气路流程。

3.3.2.2色谱柱：对所检测组分的分离度应满足定量分析要求。

常见的气路流程见表1。

表1 色谱流程3.3.3记录装置色谱数据处理机，色谱工作站或具有满量程1mV的记录仪。

3.3.4 玻璃注射器100mL、5mL、1mL医用或专用玻璃注射器。

气密性良好，芯塞灵活无卡涩，刻度经重量法校正。

（机械震荡法用100mL 注射器，应校正40.0mL的刻度）气密性检查可用玻璃注射器取可检出氢气含量的油样，存储至少两周，在存储开始和结束时，分析样品中的氢气含量，以检测注射器的气密性。

绝缘油中含气量的气相色谱测定法+绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法

目次前言1 范围2 引用标准3 方法概要4 仪器设备、材料5 准备6 试验步骤7 精密度8 准确度绝缘油中含气量的气相色谱测定法1 范围本标准规定了绝缘油中含气量的气相色谱测定法。

本标准适用于330kV及以上充油电气设备中的绝缘油(其它电压等级的绝缘油中含气量测定可参考)。

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。

GB／T 7597—87 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样法GB／T 17623—1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法DL／T 423—91 绝缘油中含气量的测定(真空压差法)3 方法概要本方法首先按GB／T 7597—87的规定采集被测油样，然后脱出油样中的气体，用气相色谱仪分离、检测各气体组分，通过记录仪或色谱数据处理机进行结果计算，结果以体积分数(%)表示。

4 仪器设备、材料4.1 脱气装置恒温定时振荡器(或其它脱气装置)：往复振荡频率270次／min～280次／min，振幅35mm，控温精度0.3℃，定时精度±2min。

4.2 气相色谱仪该仪器应具备热导检测器、氢火焰离子化检测器和镍触媒转化器。

4.2.1 检测灵敏度对油中气体的最小检测浓度应满足：氧、氮不大于50L ／L ；氢不大于5L ／L ；一氧化碳、二氧化碳不大于25L ／L ；烃类不大于1L ／L 。

4.2.2 仪器气路流程。

常用仪器气路流程见表1。

4.2.3 色谱柱色谱柱所检测组分的分离度应满足分析要求。

适用于测量H 2、O 2、N 2组分的固定相、柱长见表2，其它组分的测定可参照GB ／T 17623—1998中5.2的方法，选择合适的固定相和柱长。

4.3 记录装置采用记录仪或数据处理机。

4.4 玻璃注射器100mL 、10mL 、5mL 、1mL 医用或专用玻璃注射器，气密性好。

气相色谱法测定绝缘油中溶解气体组分含量的测量不确定度

体组分含量。
Ｖ１一、１１．０ ×（Ｏ）／［＋Ｏ００８５一￡］ｒ－
℃ 、试验压力下平衡气体体积，ｍＬ；、 —— 室温ｔ试验压力下平衡气体体积，／ｒ、ｍＬ；
、。／ —— ５ｒＯ℃油样体积，ｍＬ；
２２测量不确定度各分量的评定．２２１大气压力引入的相对标准不确定度．．（Ｐ）
（）测量读数的标准不确定度ｕＶ。按方法要２（）求，对于使用５ｍＬ玻璃注射器，出气体体积应读准脱
（）４
（）为了便于对测量不确定度分量采用相对标准３
不确定度进行评定，将式（）化为式（）可１转４：
ｘ０９９Ｘ一．２．ｃ
，，
脱出气体体积测量引入的标准不确定度ｕＶ）（由
两部分组成。（）５ｍＬ玻璃注射器的标准不确定度（）１。按方法要求，平衡气应采用５ｍＬ玻璃注射器，定取检证书给出５ｍＬ注射器的允许误差为２，视为正态分
１２数学模型．
、。／—— 室温ｔｒ时所取油样体积，ｍＬ；
￡ —— 试验时的室温，； ℃
（）油中溶解气体各组分浓度计算公式为：１
收稿日期：２０ —０ —１０６３０
维普资讯
ｌ
由此得到ｕＶ）：（为
ｕＶ）／Ｖ１＋（ｇ（ｇ一￣（ｇＶ２））

5.5 绝缘油中溶解气体的色谱分析

5.4 绝缘油中的色谱分析
变压器绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸，变压器在故障下产生的气体主要是来源于油和纸的热裂分解，气相色谱分析就是根据故障时产生的气体在绝缘油中含量的多少，判断其故障类型。
2013-3-15
第五章电气设备绝缘试验（一）
1 过热性故障
1.1 裸金属过热如果设备内的热量只引起绝缘油的分解时，一般称为裸金属过热。它包括分接开关接触不良、引线和分接开关的连接处焊接不牢，铁心多点接地或局部短路等。油中气体的特征是，烃类相应增多，其中甲烷和乙烯是特征气体，二者之和一般为总烃的80%以上，当故障点的温度较低时，甲烷所占比例大；随着温度升高，乙烯比例有所增加。此外，氢气也急剧增高，但没有烃类气体增长速度快。当严重过热时也会产生少量乙炔气体，但不超过总烃的 6%。
色谱分析仪
2013-3-15
第五章电气设备绝缘试验（一）
第五章电气设备绝缘试验（一）
2.3 局部放电故障
常发生在油浸纸绝缘中的气体空穴内或悬浮带电体的空间内，该类放电产生的特征气体是氢气，其次是甲烷，当放电能量密度高时，也会产生少量的乙炔气体)一般不超过 2%。无论是哪一种放电，只要有固体绝缘介入时，都会产生一氧化碳和二氧化碳气体
2013-3-15 第五章电气设备绝缘试验（一）
201ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ-3-15
第五章电气设备绝缘试验（一）
2
放电性故障
2.1 高能量放电(电弧放电) 是指线圈匝间、层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪络，分接开关飞弧和电容屏击穿等引起电弧放电故障。这类故障产气急剧，产气量大。其故障特征气体主要是乙炔(占总烃20%-70%) 和氢气，其次是乙烯和甲烷。由于故障能量较大，所以总烃很高。如果涉及固体绝缘一氧化碳也相对较高。

绝缘油中溶解气体组分含量的

绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法Determination of componental contents of gases dissolvedin insulating oil by gas chromatography methodGB／T 17623—1998neq IEC 567:1992前言绝缘油中溶解气体组分含量的测定，对充油电气设备制造、运行部门是十分重要的检测项目之一，是充油电气设备出厂检验和运行监督过程中判断设备潜伏性故障的有效手段。

随着在各行业应用的不断扩大和大容量、高电压充油设备的增多，为了保证测定结果准确可靠，亟需建立统一的绝缘油中溶解气体组分含量测定方法。

本标准参照了国际电工委员会IEC 567：1992《充油电气设备油、气取样与溶解气体、游离气体的分析导则》和GB／T 7252—1987《变压器油中溶解气体分析与判断导则》，在原能源部颁发的SD 304—1989《绝缘油中溶解气体组分含量测定法》基础上，广泛征集意见，参照国际标准的原理，结合国情，作为国家标准制定的。

本标准在编写上主要依据SD 304—1989《绝缘油中溶解气体组分含量测定法》，对从绝缘油中脱出气体的方法作了增补和删减。

主要制定内容有：1. 规定了样品的采集按GB 7597—1987《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》执行。

2.引用了SD 304—1989中的机械振荡脱气法。

3.制定了仿IEC567：1992水银真空脱气法原理，免除水银的真空——变径活塞泵全脱气法。

4.本标准采用了IEC 567：1992中关于最小检测浓度的要求。

5.本标准按GB／T 6683—1986《石油产品试验方法精密度的确定和应用》的要求，参照IEC 567：1992和GB 7252—1987中的精密度，结合协同试验结果，将标准中两个脱气方法统一地给出了精密度，并按不同浓度范围，分别明确了重复性γ和再现性R的要求。

绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法

绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法是在一定温度和压力下，将绝缘油中溶解气体抽取到气相中，通过气相色谱仪进行分析和测定。

具体的操作步骤如下：
1.准备样品：先将绝缘油样品放入容器中，保证样品在室温下稳定。

2.抽取气体：打开样品容器，用一根长管子插入到容器底部，并通过抽气泵抽取气体，此时须注意气体的抽取速度不能过快，以免将液体抽入气相中。

3.气相色谱测定：将抽取到的气体通过气相色谱仪进行分析，气相色谱仪的检测条件应根据不同气体组分进行调整。

同时，还需保证气相色谱仪的检测精度和灵敏度，避免误差发生。

4.计算结果：根据气相色谱仪的分析结果和标准卡曼常数，可以计算出绝缘油中不同气体组分的含量。

绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法具有操作简便、灵敏度高、分析效果好等优点，被广泛应用于绝缘油分析领域。

绝缘油中溶解气体含量分析及故障诊断探究

绝缘油中溶解气体含量分析及故障诊断探究摘要：电力变压器是电网主要的设备之一，其安全的运行和整体电力体系的安全性有着密切的关系。

现阶段，各类充油设备绝缘油中溶解性气体分析方法，可以快速的分析并诊断出该设备所存在的故障。

本文对绝缘油中所存在的溶解性气体以及对应故障诊断展开了全面的讨论。

关键词：绝缘油；溶解气体；含量分析；故障诊断0 前言因为较大型号电力变压器，电抗器以及其余设备各个方面都会出现相应的设备性故障，这些设备故障会对电网的安全运行造成极大的影响。

想要保障变压器等各个设备安全操作，国内外有着诸多不同的检测方式，本文分析了变压器绝缘油中溶解气体含量以及相关故障诊断，并对相关分析方式提出有效的建议。

1 变压器绝缘油溶解气体及内部潜在故障的关系油浸式变压器绝缘最关键的是变压器的绝缘油以及固体型绝缘材料。

利用绝缘油对变压器浸渍、保护并填充绝缘气泡，便于预防外部空气以及湿气的影响，确保相关绝缘的可靠性。

对应的矿物绝缘油是经过石油提炼出的液体型绝缘物质，其是各类化学物质组合形成的混合物质，并且这些成分的各项性能稳定。

相关的变压器固体绝缘物质在不断的运行过程中，会直接受到温度以及水分和氧气、油老化所生成的酸性物质，以促使对应的纤维性材料出现水解、热解以及氧化性降解等现象，以造成对应的物理化学性能出现劣化。

2 气体含量检测方式2.1 气相色谱法所谓的气相色谱法是指利用较为平衡的气体作为相应的载体，通过气体固定性以及流动性之间配比参数所存在的差别，并在两者之间展开相对运动，被测试的气体会在两者之间开始出现多次分配的情况，以便于致使被测试的气体构成获得一定程度的分离。

现阶段，相应的溶解性气体的绝缘油色谱分析已被广泛的应用于电气设备绝缘事故的检测中，最终的色谱分析结果可以很好的判定对应变压器及充油设备内部绝缘状态。

2.2 色谱分析故障分类（1）热性故障。

在同一个导电回路中，若是相关的攻丝出现了开关接触不良的现象，对应的引线焊接或者是接触不良，低压绕组库存的漏磁焊接接头存在的平衡所导致的电势差以及涡电流或者是串路与短路；在同一个磁路中，若是相关的短路铁心出现了多出接地的状况，漏磁或者是主磁通在相关部分所造成涡电流的加热。

关于减少绝缘油中溶解气体组分和含量实验误差讨论

关于减少绝缘油中溶解气体组分和含量实验误差的讨论引言随着我市工业化日益加深，我局的变电站电压等级也在逐渐提高。

从原来220kv变电站没有几座，到现在500kv变电站已有两座。

随着变压器电压等级的增加，对变压器安全运行的监控也越来越严格。

而分析油中溶解气体组分和含量是监视充油电器设备安全运行的最有效措施之一，我局是用气相色谱法分析油中溶解气体组分和含量。

伴随着电压等级增加，对实验数据的精确度的要求也在增加，在色谱实验中，一些看似不起眼的环节，就足以影响数据，从而导致判断上的失误。

1、国标1 在国标中，对各个操作环节可能带来的误差作了规定。

国标中规定：对同一气样的多次进样的分析结果，应在其平均值的±1.5%以内。

对分析结果的重复性和再现性的要求是：同一实验室的两个平行实验结果，当c2h2含量在5µl/l以下时，相差不应大于0.5µl/l；对于其他气体，当含量在10µl/l以下时，相差不应大于1µl/l；当含量在10µl/l以上时，不应大于平均值的10%。

不同实验室间的平行实验结果相差不应大于平均值的30%。

2国标中对色谱仪的最小检知浓度规定中故障特征气体c2h2≤0.1%µl/l，这相当于10-7l/l，任意一个环节上的失误，都会导致检测不出设备中含有0.1%µl/l c2h2，造成判断上的失误，从而延误了时机。

色谱仪的最小检知浓度µl/l2、可影响结果的环节1 当室温过底或过高时，最好通过自然方法加热或冷却，若只能通过空调加热或冷却时，最好先将空调打开，等室内温度恒定时，再做样。

如果在做样时用空调进行调温，会导致室内温度不停的改变，而造成基线不稳，导致注样失败。

另外，空调风最好不要直接吹向仪器，这也会导致基线不稳。

2 做样时，切勿产生大的噪音，大的噪声会让仪器出峰，导致实验失败。

绝缘油中含气量的测试方法

中华人民共和国电力行业标准DL450—91绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法)中华人民共和国能源部1991-10-28批准1992-05-01实施1主题内容与适用范围本标准适用于50℃时运动粘度等于或小于50mm2/s的绝缘油中非酸性气体含量的测试，不适用于可与氢氧化钾溶液发生化学反应的酸性气体(如二氧化碳等)含量的测试。

本试验方法主要用于注入新设备的油及作为补充用的经真空过滤的油的控制试验项目。

对正在运行的变压器油中含气量的测试，要注意溶解在油中的二氧化碳气体所引起的误差。

2引用标准GB7252变压器油中溶解气体分析和判断导则3方法概要本方法用高纯度的二氧化碳气体以极其分散的形式通过一定体积的试样油，由于二氧化碳的过饱和，会将油中原来溶解的气体携带出来，并与二氧化碳同时通过装有氢氧化钾溶液的吸收管，这时，二氧化碳被完全吸收，所留下的气体就进入有精确刻度的气量管里，从刻度上可以读出气体的体积数。

4试剂4.1氢氧化钾(化学纯)溶液：用蒸馏水配成40%的水溶液，即先把572g氢氧化钾溶于少量水中，再稀释至1L。

4.2水银：经蒸馏水洗过的。

4.3二氧化碳：干冰。

5装置绝缘油中含气量测试的装置如图1所示，要点说明如下。

5.1吸收管：吸收管上部的气量管总刻度为1.6mL，分刻度为0.01mL，要求精确刻度1)　。

气量管的尺寸为内径约3mm，长约210mm。

吸收管的总长度要求二氧化碳气泡在上升过程中能被完全吸收。

吸收管的具体尺寸见附录A。

注：1)例如，当要求提高测试精确度时还应有对应于各分度的校正表。

图1绝缘油中含气量测试装置1—稳流阀；2—皂膜流量计；3、7—三通阀；4、5—微型三通阀；6—洗脱管；8—吸收管；9—水准瓶；10—进样用注射器；11—取样用注射器；12—旋塞；13—进样用小管；14—气量管5.2水准瓶：吸收管下部连一水准瓶，水准瓶的容量可为250mL或500mL。

水准瓶的瓶口及吸收管上部应装有已装好一段玻璃管的橡胶塞，以免氢氧化钾溶液飞溅。

油中气体的气相色谱分析技术概述

注意值包括两个方面，气体含量注意值和气体增长率注意值。
气相色谱分析技术内容：气相色谱分析技术内容包括分析
油中气体产生的原因及变化、明确判断有无故障和故障性质及严重程度、判断故障的发展趋势、提出相应的应对措施等。
一、故障性质分析
判断故障性质的方法常见的有四种，其中最常用的是特征气体分析法和三比值判断法。
应用气相色谱分析应注意的事项
1、应用三比值法应注意的事项 ①气体含量正常的，比值无意义。 ②只有气体含量足够高（通常超过注意
值），且综合分析确有故障时才能应用。 ③由于一种故障对应于一组比值，当有
多种故障时，可能找不到对应的比值组合，需根据具体情况做出判断。
④当采用IEC三比值法时，可能出现没有列入的三比值组合，采用改良法这种情况可不再出现，但需进行分析才能做出判断。
度越高，H2与总烃的比例越低，但绝对值越高。高、中温故障H2与总烃比例一般在27％左右。
②乙炔C2H2变化当有电弧放电时，乙炔一般占总烃的20 －70％。乙炔超标且增长速率较快，可能有高能量放电。
③甲烷CH4、乙烯C2H4变化热性故障时两者之和一般可占总烃的
80％以上，温度越高，C22H4的比例也增加。 ④一氧化碳CO、二氧化碳CO2变化
油中气体的气相色谱分析技术概述
制作：王炜
气相色谱分析法以发现充油设备早期潜伏性故障为主，是一种灵敏、有效的方法。
电气试验以发现暴露性故障为主，发现时故障已发展到一定程度或已然形成。
气相色谱技术包括检测技术和分析技术。
变压器油的分解特性：乙烯生成的温度高于甲烷和乙烷，约为
500℃。乙炔约在800－1000℃生成，低于800℃
CH4 C2H4 C2H6 CH4 C2H4 C2H6

绝缘油内气体的成分和含量分析

绝缘油内气体的成分和含量分析（气相色谱方法）用气相色谱法分析变压器油中溶解气体的组分和含量,以判断变压器潜伏性故障,这是近年来国内外发展起来的一种新技术。

当变压器存在局部过热、放电等潜伏性故障时,故障区及附近的绝缘材料热分解而产生气体,并不断溶于变压器油中。

故障不同,产生的气体亦不同。

通过分析油中溶解气体的组分及含量,就能判断变压器是否存有潜伏性故障并进而鉴别故障种类。

3.1方法概要本方法首先按要求采集充油电气设备中的绝缘油样品,其次脱出油样中所溶解的气体,然后用气相色谱仪GC5890A分离,检测各气体组分,浓度用色谱数据工作站N2000进行结果计算与分析.3.2样品采集本方法所用油样的采集,按GB7597-1987的全密封方式取样的有关规定进行.在运输,保管过程中要注意样品的防尘,防震,避光和干燥等.（湖南创特科技）气相色谱方法分析绝缘油内气体的成分和含量3.3分析仪器的选择专用或改装的气相色谱仪.应具备热导鉴定器(TCD)(测定氢气,氧气,氮气),氢焰离子化鉴定器(FID)(测定烃类,一氧化碳和二氧化碳气体),镍触媒转化器(将一氧化碳和二氧化碳转化为甲烷).检测灵敏度应能满足油中溶解气体最小检测浓度的要求。

南京科捷所生产的专业气相色谱仪GC5890A就能完全满足要求。

中心以化工行业技术需求和科技进步为导向，以资源整合、技术共享为基础，分析测试、技术咨询为载体，致力于搭建产研结合的桥梁。

以“专心、专业、专注“为宗旨，致力于实现研究和应用的对接，从而推动化工行业的发展。

中心以化工行业技术需求和科技进步为导向，以资源整合、技术共享为基础，分析测试、技术咨询为载体，致力于搭建产研结合的桥梁。

以“专心、专业、专注“为宗旨，致力于实现研究和应用的对接，从而推动化工行业的发展。

产品名称型号规格及说明数量气相色谱仪GC5890A FID 毛细管进样系统填充柱进样系统三阶程序升温后开门1台自动顶空进样器含钳子、顶空瓶1台色谱工作站N20001台专用色谱柱2根。

一、绝缘油中溶解气体组份含量的分析1

一、绝缘油中溶解气体组份含量的分析1用气相色谱法测定绝缘油中溶解气体的组分含量，是发供电企业判断运行中的充油电力设备是否存在潜伏性的过热、放电等故障，以保障电网安全有效运行的有效手段。

也是充油电气设备制造厂家对其设备进行出厂检验的必要手段。

GC-9560-HD变压器油色谱分析系统采用国标推荐的三检测器流程，一次进样即可完成绝缘油中溶解气体组分（包括氢气、氧气、甲烷、乙烯、乙烷、乙炔、一氧化碳和二氧化碳）含量的全分析。

二、绝缘油中含气量的测定绝缘油的含气量是油质监督的一项比较重要的指标。

目前根据DL/T450-1991 方法制定的二氧化碳洗脱法仅适用于不含酸性气体的油品测定，而根据DL/T423-91 方法制定的真空压差法又因真空仪器的不易普及而存在一定的局限性。

GC-9560-HD变压器油色谱分析系统的流程设计完全符合中华人民共和国电力行业标准DL/T 703-1999《绝缘油中含气量的气相色谱测定法》中有关色谱流程设计的规定。

该机配备了高灵敏度的热导检测器和氢火焰离子化检测器，以及一个镍触媒转化炉，可实现对变压器油中溶解的五种气体组份：氢气、氧气、氮气、一氧化碳、二氧化碳的全部测定。

其性能满足DL/T 703-1999《绝缘油中含气量的气相色谱测定法》中对气相色谱仪的要求。

仪器配置1、GC-9560-HD气相色谱仪2、Y-200型电力系统专用工作站3、振荡仪4、氮气、氢气、空气气源5、标准气体仪器性能一次进样，进样量为1 mL，油中最小检测浓度达到：H2≤5μL/L O2，N2≤25μL/LC2H2≤0.1μL/LCO，CO2≤2μL/L溶解气体组分含量分析实例色谱分析条件1、测定组分：H2、O2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2 色谱仪： GC-9560-HD （配Y-200型电力专用工作站）辅助设备：高纯氮气、高纯氢气和干燥空气，脱气装置。

色谱柱：专用色谱柱测定条件：柱温60℃，汽化室60℃，检测器120℃，、热导温度70℃，转化炉温度360℃FID量程：109 TCD电流：70mA2、标准气体组分含量（单位：μL/ L）H2:1008 O2:5.41% CO:712 CO2:3016CH4:101 C2H4:101 C2H6:99 C2H2:48（1）标准气色谱图：A通道色谱图 B通道色谱图（2）标气稀释100倍色谱图功能完善的专用工作站Y-200型变压器油色谱工作站是经专业设计具有强大功能的实用数据处理系统，其故障判断符合最新的国家标准，主要性能如下：1 操作便捷：中文WIN9X，XP操作平台，全中文的窗口界面以及实时操作提示和在线帮助，方便用户学习使用。

绝缘油油中溶解气体分析及诊断

绝缘油油中溶解气体分析及诊断摘要：电力系统设备故障诊断一直以来都是一个重要的问题。

目前，对于充油设备主要采用绝缘油油中溶解气体分析的方法来进行故障诊断。

本文油浸电力变压器为例，系统介绍了绝缘油油中溶解气体分析技术的原理、作用、以及几种常用的分析诊断方法。

关键词：绝缘油溶解气体分析方法故障诊断1引言电力设备是重要的基础设备，电力设备的安全即直接影响着千家万户的日常生活，也关系到全社会的经济发展和安全稳定。

为了解决电力设备运行的绝缘、灭弧等问题，绝缘油得到了广发的使用。

浸油电力变压器、绝缘油输电线等电力设备都是绝缘油应用的直接产物。

绝缘油的性能关乎这些设备的安全，而通过对使用中绝缘油的进行检测分析，也可以对电力设备的故障进行早期的诊断。

分析绝缘油油中溶解气体成分，以判断设备早期潜伏性故障的思路，就是在这种情况下产生的。

2油中溶解气体分析的原理目前，绝缘油在油浸电力变压器中的使用大多是采用油纸组合绝缘。

当电力设备在运行中产生高温、电弧放电、火花放电等极端情况，油纸的工作性能会受到一定的影响。

绝缘油中所含有的化学成分很复杂，但基本都是由碳氢分子构成。

碳氢类分子中含有许多种类的碳氢集团，都是由C-C和C-H两种化学键组成。

当设备内部产生放电或过热的情况，这两种健就可能断裂，产生的碳氢化合物自由基与氢原子再组合，就会产生各种不同的烃类气体。

绝缘油分解的程度与其温度有关，主要分解产物为烷烃、烯烃和炔烃等烃类化合物（甲烷在低温下就能产生，而乙炔需要近千摄氏度的高温才能产生）。

能够剧烈改变绝缘油温度的主要因素就是身背故障引起的各类极端情况。

所以。

通过观察各类气体的产生点和最大产生速率，就可以分析和诊断电力设备在运行中可能产生的故障。

根据绝缘油种各类气体和其指标能力的不同（表1），绝缘油中溶解气体对判断故障有价值的主要有7种：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)，这些气体被人们称为特征气体。

变压器绝缘油气体含量标准

变压器绝缘油气体含量标准
根据国际电工委员会（IEC）标准和国家标准，变压器绝缘油中的气体含量有一定的标准限制。

以下是一些常见的变压器绝缘油中气体含量的标准：
1. 乙炔（C2H2）含量：通常不超过0.5 ppm（百万分之一）
2. 乙烯（C2H4）含量：通常不超过100 ppm
3. 丙烯（C3H6）含量：通常不超过30 ppm
4. 氢气（H2）含量：通常不超过1000 ppm
5. 一氧化碳（CO）含量：通常不超过10 ppm
这些标准可以根据不同的国家、地区或特定应用而有所不同。

对于特定的变压器，应参考相关的国家或地区标准来确定具体的气体含量限制。

绝缘油中溶解气体组分含量测定法(气相色谱法)

绝缘油中溶解气体组分含量测定法（气相色谱法）本方法适用于测定矿物绝缘油中溶解气体（包括氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙块、一氧化碳、二氧化碳、丙烷、丙烯、氧及氮等）的含量，其浓度以uL/L（体积）表Zj∖o首先按要求采集充油电气设备中的油样，其次脱出油中的溶解气体，然后用气相色谱仪分离、检测各气体组分，应按附录中的全密封方式取样有关规定进行。

在运输、保管过程中要注意样品的防尘、防震、避光和干燥。

1恒温定时振荡器往复振荡频率270±5/min次,振幅35mm±3πιπι,控温精确度±0.3C定时精确度土2min。

专用或改装气相色谱仪，应具备热导鉴定器（TCD）测定氢气、氧气、氮气）、氢焰离子化鉴定器测定（FID）燃类、一氧化碳和二氧化碳气体），碌触媒转化器（将一氧化碳和二氧化碳转化为甲烷）色谱柱所检测组分的分离度应满足定量分析要求记录装置：色谱数据处理机、色谱工作站或具I t r满量程ImV的记录仪。

玻璃注射器：100ml,5ml,1.0ml,0.5ml.气密性良好,芯塞灵活无卡涩刻度经重量法校正。

（机械振荡法用100ml注射器，应校正40.ml的刻度）。

氮（氮）气：（高纯99.99%）。

氢气：（高纯99.99%）压缩空气：（纯净无油）所适用的固定相见表2推备工作C恒温备用。

3试验步骤本方法是基于顶空色谱法原理（分配定律），即在一一恒温恒压条件下的油样与洗脱气体构成的的密闭系统内，使油中溶解气体在气、液两相达到分配平衡。

通过测定气体中各组分浓度，并根据分配定律和物料平衡原理所导出的公式求出样品中的溶解气体各组分浓度。

a）试油体积调节：将100ml玻璃注射器用试油冲洗2——3次，排尽注射器内残留空气，缓慢吸取试油45ml,再准确调节注射器芯塞至40ml刻度，立即用橡胶封帽将注射器出口密封。

b）加平衡载气：取一支5ml玻璃注射器，用氮气（或氢气）冲洗1--2次，再准确抽取5.Oml氮（或氧）气（总含气量低的油可适当增加抽取量）。

绝缘油溶解气体的在线色谱分析

绝缘油溶解气体的在线色谱分析一、气相色谱分析及在线监测方法简介油中溶解气体分析就是分析溶解在充油电气设备绝缘油中的气体，根据气体的成分、含量及变化情况来诊断设备的异常现象。

例如当充油电气设备内部发生局部过热、局部放电等异常现象时，发热源附近的绝缘油及固体绝缘（压制板、绝缘纸等）就会发生过热分解反应，产生CO2、CO、H2和CH4、C2H4、C2H2等碳氢化合物的气体。

由于这些气体大部分溶解在绝缘油中，因此从充油设备取样的绝缘油中抽出气体，进行分析，就能够判断分析有无异常发热，以及异常发热的原因。

气相色谱分析是近代分析气体组分及含量的有效手段，现已普遍采用。

图4-7所示为油色谱分析在线监测的原理框图。

图4-7 油色谱分析在线监测原理框图进行气相色谱分析，首先要从运行状态下的充油电气设备中取油样，取样方法和过程的正确性，将严重影响到分析结果的可信度。

如果油样与空气接触，就会使试验结果发生一倍以上的偏差。

因此，在IEC和国内有关部门的规定中都要求取样过程应尽量不让油样与空气接触。

其次，要从抽取的油样中进行脱气，使溶解于油中的气体分离出来。

脱气方法有多种，常用的是振荡脱气法，即在一密闭的容器中，注入一定体积的油样，同时再加入惰性气体（不同于油中含有的待测气体），在一定温度下经过充分振荡，使油中溶解的气体与油达到两相动态平衡。

于是就可将气体抽出，送进气相色谱仪进行气体组分及含量的分析。

常规的油色谱分析法存在一系列不足之处，不仅脱气中可能存在较大的人为误差，而且监测曲线的人工修正法也会加大误差，从取油样到实验室分析，作业程序复杂，花费的时间和费用较高，在技术经济上不能适应电力系统发展的需要；监测周期长，不能及时发现潜伏性故障和有效的跟踪发展趋势；因受其设备费用和技术力量的限制，不可能每个电站都配备油色谱分析仪，运行人员无法随时掌握和监视本站变压器的运行状况，从而会加大事故率。

因此，国内外不仅要定期作以预防性试验为基础的预防性检修，而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性检修策略，以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷。