绝缘油色谱分析
电力变压器绝缘油色谱分析流程
电力变压器绝缘油色谱分析流程英文回答：Insulation oil in power transformers plays a crucial role in maintaining the integrity and performance of the transformer. Over time, the oil can degrade due to various factors such as heat, moisture, and contaminants.Insulation oil analysis through colorimetry is a widely used technique to assess the condition of the oil and detect any potential issues with the transformer.The process of insulation oil colorimetry analysis typically involves the following steps:1. Sample collection: A representative oil sample is collected from the transformer. This sample should be taken when the transformer is in operation and at its normal operating temperature. It is important to ensure that the sample is free from any external contaminants.2. Sample preparation: The collected oil sample is then prepared for analysis. This may involve filtration to remove any solid particles or debris present in the oil.3. Colorimetry analysis: The prepared oil sample is subjected to colorimetry analysis. This technique involves measuring the color of the oil using a spectrophotometer. The spectrophotometer measures the absorbance of light at different wavelengths, allowing the determination of theoil's color and the presence of any abnormal coloration.4. Interpretation of results: The obtained colorimetry data is compared with established standards or reference values to assess the condition of the oil. The color of the oil can indicate the presence of oxidation, contamination, or thermal degradation. Any significant deviation from the reference values may indicate the need for further investigation or maintenance.5. Reporting and recommendations: Based on the colorimetry analysis results, a comprehensive report is generated. The report includes the colorimetry data,interpretation of results, and recommendations for any necessary actions. These recommendations may include oil filtration, oil replacement, or further diagnostic tests.For example, let's say I am a maintenance engineer responsible for a power transformer. During routine inspections, I collect an oil sample from the transformer and perform colorimetry analysis. The results show that the oil has a darker color than the reference value, indicating possible thermal degradation. Based on this finding, I recommend further investigation and possibly an oil replacement to prevent any potential damage to the transformer.中文回答：电力变压器的绝缘油在维持变压器的完整性和性能方面起着至关重要的作用。
绝缘油气相色谱分析实验室间比对结果评估案例分析
绝缘油气相色谱分析实验室间比对结果评估案例分析摘要：比对试验就是按照预先规定的条件，由两个、多个实验室或实验室内部对相同被试品组织实施检测，并进行结果评价。
对于结果评价方法很多，一般我们采用En值法、Z比分数法较多。
本次比对采用En值法评估。
关键词：实验室间比对 En值法结果评估一前言为识别实验室存在的技术问题及实验室间的能力差异，进一步判断和把控实验室的检测能力。
通过对实验室试验设备、检测人员的技术差异分析与方法有效性的评估，实现对实验室检测能力的验证，保证测量的可信度，从而达到实验室分析结果准确、可靠。
实验室间比对包括人员比对、方法比对、设备比对等多种。
比对结果分析方法多种，有En值法、Z比分数法、CD值法等。
比对结果分析准确与否与所选的评估方法有关，同一试验选用不同的评估方法得出的结果不尽相同。
所以，判断法的选择至关重要，应根据比对场景的实际情况选择恰当的判断方法，最好对号入座。
本文选用的En值法，是用于判断测量值的一致性，适用于有标准物质或指定参考实验室的实验室间的比对。
我们指定一权威实验室为参考实验室，以同台变压器油为被试品，将各实验室在同时间、采用同方法下所得的数据与权威实验室进行比对。
二案例分析绝缘油气相色谱分析法是电力充油设备故障诊断的重要手段，因此，其分析结果的可靠性显得尤为重要。
以下就我们对供电单位开展色谱分析实验室间比对工作，依据En值法对结果评估做一简单介绍：本次比对的范围是5家供电单位，通过对各单位报送的数据信息中的氢气及总烃值进行统计，分别与权威实验室进行分析、比较，形成本次实验室间比对结果评估。
2.1采用计算比率值En的方法，评估公式为。
n：为所参加比对的实验室总数；YL：为各实验室检测数据；U:测量不确定度（本案例中取2）；2.2比对评估结果对应以下准则：1、接受准则：En ≤0.7，表明测量结果满意，可以接受；2、拒绝准则：En≥1，表明测量结果不满意，必须查找原因并迅速采取纠正措施；3、临界预防准则：0.7﹤En﹤1，表明测量结果接近临界，基本满意，必须查找原因并采取适当预防措施。
绝缘油中T501抗氧化剂含量检测细则液相色谱法
绝缘油中T501抗氧化剂含量检测细则（液相色谱法）1检测条件1.1环境要求除非另有规定，检测均在当地大气条件下进行，且检测期间，大气环境条件应相对稳定。
a）取样应在良好的天气下进行。
b）环境温度不宜低于5℃。
c）环境相对湿度不大于80%od）适合仪器操作的通风柜。
1.2待试样品要求a）用洁净的50OmL磨口具塞试剂瓶，从设备下部取样口采样500mL。
b）油样在运输、保管过程中要注意样品的防尘、防震、避光和干燥等。
1.3人员要求试验人员需具备如下基本知识与能力：a）熟悉绝缘油抗氧化剂含量检测技术的基本原理和标准。
b）了解液相色谱仪的技术参数和性能。
c）掌握绝缘油抗氧化剂含量检测的操作方法和影响因素。
d）了解被测样品取样基本要求。
e）熟悉电力生产和化学相关安全管理规定。
f）经过上岗培训并考试合格。
1.4安全要求a）执行国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》相关要求。
b）现场取样至少由2人进行。
c）应在良好的天气下进行取样工作。
d）按照化学药品安全使用规定进行操作，注意防火防毒。
e）测试仪器确保良好接地。
1.5检测仪器及材料要求1.5.1主要仪器设备a）高效液相色谱仪符合下列条件：双泵或单泵系统；C18液相色谱柱,柱长150 mm；能检测紫外线（UV）光谱的UV检测器。
b）数据采集系统：宜使用色谱数据工作站或色谱数据处理机。
c）声波发生器或在线脱气装置，用于去除流动相中的气泡。
d）机械振荡器：往复振荡频率270次∕min~280次∕min,振幅35 mm,可采用GB/T 17623方法中脱气用的振荡仪。
e）试验室用的高速离心机：转速；0 r∕min^-4000 r∕min0f）分析天平：精度为0.0001gg）玻璃注射器：5 mLoh）微量注射器：25μL.i）具塞比色管：10 mLoj）移液管：LOOmLk）搅拌器。
1.5.2试剂与材料要求a）水：去离子水。
b）硫酸：密度1.84g∕cπ?, 98%,分析纯。
绝缘油色谱分析在互感器故障诊断中的应用
第３ ５期
Ｓ ＩＮ Ｅ＆Ｔ Ｃ Ｏ Ｏ ＹＩＦ Ｒ ＣＥ Ｃ Ｅ ＨＮ Ｌ Ｇ Ｏ ＭＡＴＯ Ｎ ＩＮ
０电力与能源 。
科技信息
绝缘油色谱分析在互感器故障诊断中的应用
欧 菊萍 杨 军 （ 宁东供 电局 宁夏 灵武 ７ １ ０ ） ５ ４ ８
【 摘 要】 通过 绝缘 油色谱分析 ， 准确判 断互感 器内部存在的潜伏性 故障， 出相应处理意见， 提 保证 互感 器安全稳 定运行 。 【 关键词 】 谱 分析 ； 器； 色 互感 分析判断； 故障处理
总烃
电流互感器 电压互感器 １０ ｏ １０ Ｉ ０
乙炔
２ ２
氢气
１Ｏ ５ １０ ５
总烃
１０ ｏ ｌｏ ０
乙炔
２ ３
氢气
１０ ５ ５ Ｉ １０
１ 根据故障产 气速率分析判断 ＿ ２ 产气速率 即设备 中气体 增长率 ， 通过 考察 产气速率 ， 以判 断设 可 备故障的严重程度 和发展趋势。 推荐使用绝对产气速率和相对产气速 率来表示 ， 此方法适用 于变压器故障分析 ， 此处不做详细论述。 １ 根据国际电工委员会推荐的三 比值法分析判断 ． ３ 表 ３ 三 比值法编码 规则
三比值法是指选用五种特征气体 ． 特征气体 的比值对应相应 的编 码规则 ， 根据编码组合分析判断故障类型 的方法 三比值法编码规则 见 表 ３ 。 三 比值法的应用原则 ： 只有根据气体组分含量注 意值或 产气速 率 注意值 ． 判断设备可能存在 故障时才能进一 步使 用 ． 对气体含量正 常 且无增长趋 势的设备 ， 比值没有意义 ： 具体情况具体分析 ， 能死搬硬 不 套： 应注意设备结构 与运行 状况 ： 特征气体 比值 应在故障下运行不 断 监视
绝缘油色谱分析与故障诊断
由于用油量 多 ， 残气 在 出厂 前 已被 大量稀 析 ， 且因为 内部检 而 查 和运输 的需要而放 出了油，直至现场安 装时再重新注 油， 因 此残气浓度较低 。相反 ， 少油设备用 油量少 ， 一般现场 不换油 ， 所 以油 中残气浓度较 高。 套 管油 中溶解气 体注意值采用 甲烷而不是 总烃含量 ， 这是 因为套管 的故障多属放 电性故障 ， 甲烷 比总烃 的放 电特征更加
的碳 氢 化 合 物 的 自由基 ， 些氢 原 子 和 自由 基 通 过 复 杂 的 化 学 这 受 反 应 重 新 化 合 ， 成 Ｃ Ｃ Ｈ 、 Ｉ 、 、 ２４ＣＨ 等 ， 油 明显 。 另外 套 管 主 要 是 受 电 应 力 的作 用 ， 热 应 力 作 用 是 次 要 形 Ｏ、 Ｏ 、 Ｃ－ Ｃ ｈ ＣＩ 、 ２２ 充 ｛ 的， 在出厂试验 时， 能更多地在其 内部产生并残 留氢和 甲烷 ， 可 设 备 内部 故 障 的类 型 以及 严 重 程 度 与 这 些 气 体 的组 分 及 产 气
油 气 Ｃ 和 Ｃ ：其 中 Ｃ Ｃ 大 得 多 ； 部 过 热 导 致 油 过 热 产 生 加 上 套 管 油 量 少 而 且 密 封 性 较 好 ， 不 直 接 向大 气 呼 吸 ， 体 Ｏ Ｏ， Ｏ 比 Ｏ 局 损 失较 小， 以运行 中套 管油中氢气和 甲烷含量 比较高 。 所 烃类 ， 但一般 无 乙炔生产 。为 了确保充 油电气设备 的安全稳定 运 行 ， 用 色 谱 分 析 技 术 分 析 绝 缘 油 中溶 解 气 体 的 含 量 ， 利 以此 判 断充 油 电气 设 备 内部 故 障 的类 型 以 及 故 障 严 重程 度 ， 发 现 是
摘
要 ： 细 介绍 了绝 缘油 油 中溶 解气 体色 谱 分析 方法 以及“ 比值 ” 断法 ， 以 ２ ０ Ｖ 外 海变 电站 １ 变和 新会 双 水 发 电厂 ｛ 详 三 判 并 ２ｋ 主 ≠ ！ ５
绝缘油色谱分析及故障诊断探讨 冯然
绝缘油色谱分析及故障诊断探讨冯然摘要：目前，电力企业大多使用油浸式变压器，绝缘纸作为绝缘材料，当设备内部发生故障时就会产生一些可燃气体，而油对这些气体有一定的溶解能力，因此我们通过分析油中各种气体的含量可以判断变压器是否存在故障，以及故障类型及发展趋势。
关键词：绝缘油色谱；故障诊断；探讨前言绝缘油气相色谱分析技术是检测变压器潜伏性故障的有效手段，本文介绍了绝缘油气相色谱技术在故障分析中的应用，以提高工作效率，确保电力企业的高效率运行，促进电力企业更为长远的发展。
1绝缘油色谱异常原因1.1绝缘中存在局部放电主变压器绝缘结构具有一些缺陷，如果外施电压达到一定强度，绝缘结构会发生放电现象，这种现象只在绝缘结构局部发生，即所谓的绝缘结构局部放电。
这种放电现象，并不能立即对主变压器造成巨大损害，相反，它是对主变压器绝缘结构的一种缓慢侵蚀，当这种侵蚀达到一定程度时，就会产生质变，使主变压器烧毁[1]。
1.2导电部件局部过热主变压器内部有许多金属部件，这些金属部件接触不良会严重影响主变压器散热，即通常所称电阻异常型过热时间。
导电部件局部过热，会增加导电回路尾部电阻，损耗与电阻之间属正比关系，接触电阻与接触压力成反比关系，金属部件之间的接触电阻增大会使接触压力减少，从而增大接触部位的发热量，产生高温，如果这种高温状态一直持续，达到一定程度，往往会使主变压器烧毁。
1.3潜油泵故障潜油泵的主要作用是强迫变压器内的油进行冷热交替循环，潜油泵的油流主要通过油流继电器进行监视。
潜油泵用在强油循环变压器，油流继电器对潜油泵工作情况进行监视，强油循环冷却是大型变压器大多采用的冷却方式，潜油泵出现故障，变压器内油就不能完成有效循环，影响散热，造成过热故障，影响变压器主绝缘寿命。
2油中溶解气体分析和故障诊断2.1特征气体法变压器油大多采用矿物绝缘油，其主要成分是碳氢化合物，由于放电或过热可以使某些C－H键和C－C键断裂，断裂后这些自由基会重新结合形成氢气和低分子烃类气体，根据释放的能量不同产生的气体不同，乙烯一般在500℃下生成，乙炔一般在800℃－1200℃的下生成，因此，变压器在不同故障时放热能量不同产生气体也不同，我们可以通过特征气体的含量来判断变压器的故障类型。
提高绝缘油色谱分析判断准确率
护 工 作 ； 格 按 规 程 及 作 业 指 导 书 进 行 各 严
失 ， 个 环 节 的失 误 均 会 导 致 大 量 的 不 合 ３ ２加 强 设备 维 护 ， 少 设备 、器 皿造 成 的 项 工 作 。 每 减
２原因分析
２ １人 员 方 面 来自配 置 专 用 取 样 阀 接 头 ， 择 气 密 性 好 参考文献 选 ［】编 委 会 ． 代 气 相 色谱 分 析 检 测 技 术与 １ 现
在 日常 的 色 谱 分 析 过 程 中 ， 们 发现 器 皿 维 护 过 程 中 不 够 规 范 ， 严 格 按 要 求 下 对 充 油 设 备 实 施 状 态 检 修 ； 以 在 瓦 斯 我 可 未 不 同 的 人 、 同的 环 境 、 使 用 相 同 的 设 对 玻 璃 器 皿 进 行 冲 洗 和 烘 干 。 不 即 备 ， 同 一 个 油 样 ， 会 有 不 同试 验 数据 ， 做 都 减 少 试 验 过 程 的误 差 ， 证 试 验 数 据 在误 ３实施对 策 保 保护 未 动 作 的 情 况 下利 用 溶 解 于 油 中的 特 征 气 体 分 析 充 油 设 备 的 潜 伏 性 故 障 ； 以 可
隐 患 ， 表 １ 如 。
止 人 为 对 注射 器施 加 外 力 。 样 时 ， 尽 量 进 应
准确率。 因此 ， 为 油 务 人 员应做 到 如 下 几 作
定 参 避 免减 少 进 样 中 气体 流 失 造 成 的误 差 ， 量 点 ： 期进 行 理 论 学 习 和 实践 操 作 ， 加 各 提 选 取 得 合格 的 油 品 ， 次 应 规 范 操作 ， 能 保 取 准 确 的进 样 体 积 ， 样 中 保 证 三快 ， ： 界 举 办 培 训交 流 ， 高 专 业技 能 ； 择 质量 其 才 进 即
绝缘油色谱分析异常的原因分析
• 3、每周（周一、周四）取2次油样分别送化学实 验班和甘肃电科院进行化验，根据化验结果分析 判断故障发展趋势。 • 4、要求运行人员尽量将2号发电机无功功率调整 到最小，保证变压器最小电流下运行。 • 5、如果化验、监测数据发生突变，根据产气率及 时停机处理，防止主设备损坏事故发生。 • 6、确定2号机C相主变停电后进行放油、内检处 理方案，对本体所有设备彻底检查。 • 7、做好2号机C相主变抢修准备，确定抢修队伍、 实验人员、备品备件、工器具的准备工作。
三、采取的措施
• 为了保证2号主变的安全稳定运行，2013年 12月3日厂里组织甘肃公司专家和保变厂技 术人员根据目前参数分析讨论，确定造成2 号主变C相绝缘油气体油气体组份 参数异常原因是由于变压器裸金属高温过 热性故障，故障部位可能为：
分接开关的外形
2、据厂家提供的接线方式图片分析
2．1、由于分接开关外层绝缘较厚，要检查 分接开关内部，必须要放油内检，并将分接 开关的外层绝缘层拆除后才能看见分接开关 的内部结构，由于当时天气不具备放油内检 条件，根据C相分接开关检查情况和直流电阻 数据认真分析，专家提出分接开关接触不良 是造成油色谱超标的主要原因。 2．2、对A、B、C相分接开关5个档位分别进 行直流电阻进行测试，A、B、C相分接开关 运行档位接触良好，不存在接触不良的现象。
检查及试验结果： 1、分接开关检查和分析： 结合2号机组停机消缺机会，试验人 员进行分接开关操作前的直流电阻 测试，试验结果如表1所示，分接开 关指示如图一所示，保变天威技术 人员操作发现分接开关有接触不到 位的现象，操作后分接开关指示如 图二所示。
表1 分接开关调整前工作档直流电阻值
误差(%) （≤2%）
• 2013年11月10日变压器色谱在线 检测仪监测C相出现异常报警，数 据乙炔从0升至0.42μl/l，总烃升至 711.99μl/l，总烃和乙炔含量已超 出GB/T 7595-2000《运行中变压 器油质量标准》中的注意值，总烃 <150ppm，乙炔<1ppm。
电力变压器的油色谱分析与油质维护
电力变压器的油色谱分析与油质维护电力变压器作为电力系统中不可或缺的重要设备，承担着电能传输和分配的关键任务。
为了保证变压器的正常运行和延长其使用寿命，对变压器的油质进行分析和维护至关重要。
本文将介绍电力变压器油色谱分析技术的原理和应用，以及油质维护的重要性。
一、电力变压器油色谱分析原理与技术油色谱分析是一种通过分析变压器绝缘油中的化学成分来评估变压器内部工作状态的有效方法。
其原理是利用化学分离技术将绝缘油中的不同化学成分分离开来，并通过检测不同组分的峰值面积或峰值高度来判断变压器的工作状态。
油色谱分析可以监测绝缘油中的气体、溶解气体、水分、溶解水分解产物和固体微粒等成分，并能分析出变压器内部的故障类型和程度。
油色谱分析技术主要包括取样、样品预处理、分离和检测四个步骤。
取样时需要确保取到的样品具有代表性，避免外界杂质的污染。
样品预处理主要包括过滤、脱气和浓缩等步骤，以减少杂质对分析结果的影响。
分离过程采用色谱柱将不同组分分离，并通过色谱载气的选择来实现。
最后，采用检测器对分离出的各组分进行定量分析，得到油样中各组分的含量。
二、电力变压器油色谱分析的应用1. 故障诊断与预测电力变压器在长期运行中会受到各种因素的影响，如过载、过电压、短路等，从而导致不同类型的故障产生。
油色谱分析可以通过监测油样中的气体成分，提前发现变压器内部的故障迹象，并通过分析故障特征峰的变化趋势来预测变压器的寿命。
这样可以采取相应的维修和保养措施，避免故障的进一步扩大和损坏。
2. 油质状态评估电力变压器的绝缘油扮演着重要的绝缘和冷却介质的角色。
油色谱分析可以评估绝缘油的老化程度、水分含量以及固体微粒的积累情况，从而判断油质的健康状态。
通过定期进行油色谱分析，可以及时发现油中水分过高、氧化程度加剧等异常情况，并采取相应的处理措施，保证变压器的正常运行。
三、电力变压器油质维护的重要性保持变压器绝缘油的良好质量对保障电力系统的正常运行和延长设备使用寿命至关重要。
12-4绝缘油色谱分析
绝缘油的色谱分析摘要：介绍了变压器绝缘油气体组分含量测试的新方法及其在的实际使用情况，分析光声光谱测试技术的原理、仪器和测试效果，并根据使用经验给出了评价和建议。
关键词：变压器；绝缘油；色谱分析；光声光谱一．变压器油的产气原理及影响因素1.变压器的绝缘油因过热或空气的混入，以及局部放电等原因而发生氧化，因而造成击穿电压的降低。
另外水分混入以后，绝缘油的固有电阻以及击穿电压也会降低。
（1）氧化的影响绝缘油，其主要成分是碳氢化合物。
在热、机械应力、氧、水分及铜、铁等金属的作用下，这些碳氢化合物将发生化学变化，这些游离基通过复杂的化学反应最终生成氧化物，如：酸、脂、油泥、水等。
除此之外，还会生成一些气体，如：低分子烃类气体、氢气及少量的一氧化碳、二氧化碳等。
在这一过程中，氧气是参加化学反应的基本因素，而水分、铜、铁是主要的催化剂，电、热、机械应力则起到了加速反应的作用。
（2）温度的影响当变压器油加热到高温时，分解气体的概况如图1所示。
图1绝缘油高温分解产气体二．根据产生气体进行故障分析绝缘纸/纸板分解的主要产物是一氧化碳和二氧化碳，其形成量随氧含量和水分含量的增加而增加。
在相同的温度下，绝缘纸/纸板劣化产生的一氧化碳、二氧化碳远比油劣化所产生的量大，因此油中一氧化碳、二氧化碳气体主要是反映绝缘纸/纸板劣化的指标。
利用油中溶解气体分析进行设备内部故障判断的原理正是基于绝缘材料的这种产气特点。
不同的故障，由于故障点能量不同、温度不同以及涉及的绝缘材料不同，其产气情况也不同即不同的故障具有不同的特征气体。
具体如表1所示：表1不同故障类型所产生的气体故障的类型主要的气体成分次要的气体成分油过热4CH 、22C H 2H 、26C H 油及纸过热4CH 、22C H 、CO 、2CO 2H 、26C H 油纸中局部放电2H 、4CH 、22C H 、CO 2CO 、26C H 油中火花放电2H 、22C H 油中电弧2H 、22C H 26C H 、4CH 、24C H 油纸中电弧2H 、22C H 、CO 、2CO 26C H 、4CH 、24C H 受潮或油有气泡2H 因此分析各种气体的目的就有差别，如表2所示：表2分析某气体成分的主要目的组分分析该气体的主要目的2O 了解密封、脱气情况；过热严重时2O 少2H 了解热源温度、有无受潮、局部放电CO 了解固体绝缘有否分解2CO 了解固体绝缘的老化或温度是否过高26C H 、4CH 、24C H 了解热源温度22C H 了解有无放电或高温热源三．绝缘油色谱分析检测的过程及步骤连接好设备，打开光源和光栅光谱仪的电源，在计算机上运行驱动软件，即可进行试验了。
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。
绝缘油色谱在线监测系统常见异常分析
合 格
正 常 合 格
舞阳 稃 ２主 变
２ ０ １ ２， 正
４月 １ ６日
在 线
２ ２ ． ２ ０
３ ８ ４
８ ． ６ ３
２ ． ２ ０
２ ． ２ ４
０
１ ３ ． ０ ７
正 常
２ ０ １ ０ 正
４月 １ ９日
离 线
在 线
１ ２ － ３ １ ８ ３ １ ． Ｏ ６ １ ７ ． ８ １
．
２ ６ ７ ． ０ ６ ６ １５ ４
９ ． ７ ２ ３ １ ５ ． ８ ９ ０ ． ７ ７
１ ． ６ １ １ ． ８ ２
Ｏ ０
０ ０
３ ８ ７ ． １ ５ 二 级 报 警 ５ ． ０ ８
８ ． ４ ６ １ ５ ． Ｏ ０
２ ０ ｌ ０年
正常。
布置 电源难度大 ， 于是就近在端子箱合用一个空气
开关 ， ２ ０ １ ０年 ｌ ０月 份发 现没 有 实时数 据更 新 ， 随后
究， 根据 实 际运用 中发 现 的问题进 行逐 步改 进 。
在线监测装置安装使用后进行 了对 比试验 ， 舞 阳变 电 站 和计 山变 电站 所 安 装 在 线 监 测 装 置 总 体 上运行稳定 ，与离线色谱分析数据较吻合 ，通过 ２ 年 的运行 情况 来 看 （ 见表 １ ） ， 从表 中可 以看 出 ， 因所
ｌ ７ ． １ ３ ９ ５ ２ － ３ ９ ２ ３ ． ２ ３ ２ ８ ． ６ ７
４ ． ９ ８
Ｏ
Ｏ
５ ６ ． ８ ８
合 格
５ ３ ． ４１ ４ ０ ８ ７ ． ７ ３ ６ １ ． ８ ９ １ ０ ７ ． ９ ７ １ ７ ． １ ９
绝缘油色谱分析
目录摘要 (1)Abstract (2)第一章绪论 (3)1.1问题的提出和本课题的意义 (3)1.2目前变压器油中气体的检测方法及发展趋势 (4)1.3本文的主要研究内容 (8)第二章油中溶解气体的紫外及可见吸收光谱分析原理 (9)2.1紫外及可见光吸收光谱分析法简介 (9)2.2油中气体紫外及可见光吸收光谱检测的理论原理 (10)2.3有机化合物分子内的电子跃迁 (12)2.4有机化合物的紫外及可见光光吸收光谱 (14)2.5影响紫外及可见光光吸收光谱的因素 (14)第三章油中气体紫外及可见光吸收光谱检测的实验系统 (21)3.1实验系统原理综述 03.2实验系统的光路原理 (2)3.3实验系统的电路原理 (6)3.4实验过程及步骤 (7)3.5实验结果 (8)3.6实验结果分析 (11)3.7实验误差分析 (19)第四章结论与展望 0参考文献 (1)后记............................................... 错误！未定义书签。
摘要变压器作为电力系统最重要的供电设备，也是最为昂贵的设备之一，其可靠运行的程度直接关系到整个电力系统的安全运行。
电力变压器的大多数内部故障可以根据对变压器油中的溶解气体的分析来判断，因此变压器油中溶解气体的检测技术就显得尤为重要。
目前变压器油中溶解气体的检测方法主要是气相色谱分析法。
虽然该方法可以很好的反映变压器的内部故障，但是利用气相色谱法检测油中溶解气体,从取油样—油气分离—色谱分析的全过程来看,存在着环节多,操作手续繁琐,试验周期长等弊病,当然也就不可避免地引进较大的试验误差。
对于发展较快的故障检测则感到不够及时,难以充分发挥它的作用，而且也不便于发展油中气体的在线监测。
现在我们研究使用紫外及可见光吸收光谱法来检测变压器油中的溶解气体。
该方法基本不受变电站复杂的电磁环境的影响，能够很灵敏的检测出变压器油及其中溶解气体的变化，并且该技术也比较适用于在线监测。
绝缘油色谱分析标准
绝缘油色谱分析标准绝缘油是电力设备中常用的绝缘介质，其质量状况直接关系到设备的安全运行。
色谱分析作为一种常用的分析手段，对绝缘油的质量进行评估具有重要意义。
本文将介绍绝缘油色谱分析的标准方法和步骤，以便对绝缘油的质量进行准确评估。
首先，进行样品的准备工作。
在进行色谱分析之前，需要对绝缘油样品进行适当的处理和准备。
首先要确保样品的纯度和稳定性，避免外部杂质的干扰。
其次，需要选择合适的提取方法，将绝缘油中的目标成分提取出来，以便后续的分析。
其次，进行色谱仪的设置和条件调节。
色谱分析需要根据不同的样品特性和分析要求进行合适的色谱仪条件设置。
包括但不限于流速、温度、柱型、检测器类型等参数的选择和调节。
这些条件的合理设置对于分析结果的准确性和可靠性具有重要影响。
接下来，进行色谱分析的操作步骤。
在样品准备和色谱仪条件设置完成后，可以进行色谱分析的操作。
这个过程包括但不限于样品进样、色谱柱分离、检测器检测等步骤。
在操作过程中需要严格按照标准方法和操作规程进行，确保分析结果的准确性和可靠性。
最后，进行数据处理和结果分析。
色谱分析得到的数据需要进行合理的处理和分析，以得出对绝缘油质量的评估。
这个过程包括但不限于峰识别、峰面积计算、对比分析等步骤。
通过对分析结果的深入分析，可以得出对绝缘油质量状况的准确评估和判断。
综上所述，绝缘油色谱分析是对绝缘油质量进行评估的重要手段，其标准方法和步骤对于分析结果的准确性和可靠性具有重要影响。
只有严格按照标准方法进行操作，并对分析结果进行合理的处理和分析，才能得出对绝缘油质量的准确评估。
希望本文介绍的内容能够对绝缘油色谱分析的实际应用提供一定的参考和帮助。
油色谱分析讲义
多年来，应用色谱法测油中溶解 气体含量，并结合电气、化学试验， 综合判断变压器潜伏性故障，充分显 示了其独特的优点，为及时发现变压 器类等充油电气设备的隐患，确保其 平安经济运行做出了奉献。
TPRI
主要内容
§1.色谱分析诊断变压器内部故障的理论依 据
§2.变压器故障诊断的方法与步骤
设备
气体组分
含量 330KV 及 以 上 220KV 及 以 下
总烃
150
150
变压器和电抗 器
乙炔 氢
一氧化碳 二氧化碳
1
5
150
150
C O 2/C O 〈 3
甲烷
100
100
套管
乙炔
1
2
氢
500
500
注：该表所列数值不适用于气体继电器放气嘴取出的气体
表 4 电 流 互 感 器 和 电 压 互 感 器 油 中 溶 解 气 体 含 量 的 注 意 值 μ L/L
二、故障类型的诊断
主体局部故障：电故障和热故障 电故障在电路；而热故障在电路和磁 路都有可能。 附件的故障
〔一〕不同故障时产生不同的特征气体
一般规律是：产生烃类气体的不饱和度是随着裂解温度的增加而 增加的，依次为烷烃→烯烃→炔烃。
不同故障类型产生的特征气体
Hale Waihona Puke 故障类型油过热 油和纸过热
油纸绝缘中局部放 电
〔3〕绝对产气速率注意值
表5 绝对产气速率的注意值 mL/d
气体组分 总烃 乙炔 氢 一氧化碳 二氧化碳
开放式 6 0.1 5 50 100
隔膜式 12 0.2 10 100 200
〔4〕 相对产气速率注意值
绝缘油的气相色谱分析
NS①
＜0.1
＜0.2
D1
低能量局部放电
＞1
0.1-0.5
＞1
D2
高能量局部放电
0.6-2.5
0.1-1
＞2
T1
热故障t＜300℃
NS①
＞1但NS①＞1
＜1
T2
热故障300℃＜t＜700℃
＜0.1
＞1
1-4
T3
热故障t＞700℃
＜0.2①
＞1
＞4
注：1．上述比值在不同地区可稍有不同； 2．以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常值增长速率
＜0.1 ≥0.1-＜1 ≥1-＜3
≥3
C2H2/C2H4 0 1 1 2
CH4/H2 1 0 2 2
C2H4/C2H6 0 0 1 2
编码组合
表2－2 故障类型判断方法
故障类型判断 故障实例
C2H2/C2H
4
0
CH4/H2 0
C2H2/C2H
6
1
低温过热 （低于150℃）
绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量及CO2/CO的值
2
0
2
1
0，1，2 2
1
0
低温过热 （150-300℃）
中温过热 （300-700℃）
分解开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不 良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝 缘不良、铁芯多点接地等
高温过热 （高于700℃）
局部放电
高温度、含气量引起油中低能量密集的局部放电
2
0，1
0，1，2 低能放电
通过大量的研究证明，充油电气设备的故障诊断也不能只依赖于油 中溶解气体的组分含量，还应取决于气体的相对含量；通过绝缘油的热 力学研究结果表明，随着故障点温度的升高，变压器油裂解产生烃类气 体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序推移，并且H2是低温时由局部放 电的离子碰撞游离所产生。基于上述观点，产生以CH4/H2，C2H6/CH4 ，C2H4/C2H6，C2H2/C2H4的四比值法。由于在四比值法中C2H6/CH4 的比值只能有限地反映热分解的温度范围，于是IEC降其删减。
绝缘油气相色谱试验与分析
气体组分
总烃 乙炔 C2H2
氢 H2 总烃 乙炔 C2H2 氢 H2
含量 >220 kV
100 l
150 100
2 150
<110 kV 100 2 150 100 3 150
仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判 断。因此，必须考虑故障的发展趋势，即故障点的产气速率。
产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情 况有直接关系。
第二节 变压器油中气体产生机理
油中气体的产生机理与材料的性能及其他外界因素有关。
一、变压器油产气机理
变压器油成分：矿物油，由多种碳氢化合物组成的混合物；其 中碳、氢两种元素占其全部重量95%~99%，其他为硫、氮、氧及 极少量金属元素等。
石油基碳氢化合物主要成分有：环烷烃（CnH2n） （10%~40% ） 、烷烃（CnH2n + 2）（ 50% ）、芳香烃（CnH2n - m）（ 5%~15% ）。
随着制造超高压和特高压大型及特大型充油电力变压器的需 要，国内外都在不断的提高绝缘纸板的性能，如瑞士Weidmann 公司的T系列绝缘纸板、美国Dubeent公司的芳香族聚酰胺纸板 都显示良好的高耐热性和机械性能。由于绝缘纸和绝缘纸板的 介电系数εz为4.5左右，变压器油的介电系数εy仅为2.2，而油纸 绝缘在交流电压下纸层的场强Ey按Ez：Ey = εy：εz分布，油隙 是油纸绝缘结构的薄弱环节。因此，在木质纤维中适当掺合低 介电系数（2.1~3.8）组分的合成树脂纤维的纸板，在超高压大 容量变压器制造中有良好的应用前景。同时，由于采用纸浆成 型的绝缘件稳定性好，强度适中，可以提高绝缘结构的可靠性 。因此，国内已研制出各种由纸浆成型的绝缘件，以此来解决 超高压电力变压器绝缘结构和引线绝缘问题。
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目录摘要 (1)Abstract (2)第一章绪论 (3)1.1问题的提出和本课题的意义 (3)1.2目前变压器油中气体的检测方法及发展趋势 (4)1.3本文的主要研究内容 (8)第二章油中溶解气体的紫外及可见吸收光谱分析原理 (9)2.1紫外及可见光吸收光谱分析法简介 (9)2.2油中气体紫外及可见光吸收光谱检测的理论原理 (10)2.3有机化合物分子内的电子跃迁 (12)2.4有机化合物的紫外及可见光光吸收光谱 (14)2.5影响紫外及可见光光吸收光谱的因素 (14)第三章油中气体紫外及可见光吸收光谱检测的实验系统 (21)3.1实验系统原理综述 03.2实验系统的光路原理 (2)3.3实验系统的电路原理 (6)3.4实验过程及步骤 (7)3.5实验结果 (8)3.6实验结果分析 (11)3.7实验误差分析 (19)第四章结论与展望 0参考文献 (1)后记............................................... 错误！未定义书签。
摘要变压器作为电力系统最重要的供电设备，也是最为昂贵的设备之一，其可靠运行的程度直接关系到整个电力系统的安全运行。
电力变压器的大多数内部故障可以根据对变压器油中的溶解气体的分析来判断，因此变压器油中溶解气体的检测技术就显得尤为重要。
目前变压器油中溶解气体的检测方法主要是气相色谱分析法。
虽然该方法可以很好的反映变压器的内部故障，但是利用气相色谱法检测油中溶解气体,从取油样—油气分离—色谱分析的全过程来看,存在着环节多,操作手续繁琐,试验周期长等弊病,当然也就不可避免地引进较大的试验误差。
对于发展较快的故障检测则感到不够及时,难以充分发挥它的作用，而且也不便于发展油中气体的在线监测。
现在我们研究使用紫外及可见光吸收光谱法来检测变压器油中的溶解气体。
该方法基本不受变电站复杂的电磁环境的影响，能够很灵敏的检测出变压器油及其中溶解气体的变化，并且该技术也比较适用于在线监测。
本文的主要工作是对变压器油中溶解气体进行紫外及可见光谱分析研究。
论文介绍了目前国内外关于变压器油中气体的主要检测技术,重点论述了油中溶解气体的紫外及可见光光谱分析的原理和方法，并论述了分析结果与变压器内部故障之间的关系。
论文中也阐述了油中气体光谱分析误差产生的原因，并提出了解决的办法。
关键词：油中气体光谱分析故障诊断误差分析AbstractTransformer is one of prime and most expensive electric equipments in power system, Whether transformer can run safely or not determinates the power system’s stabilization. Because most interior breakdown of transformer can be detected through analyzing the gas in the oil, It is very important to detect the gas in the oil. At present, gas chromatography analysis technology is the main method of detecting the gas in the oil. Though this method can well reflect the interior breakdown of transformer, it has many disadvantages, such as the tedious operating procedure, the long testing period. These disadvantages will arose many unavoidable errors. At present it is difficult to monitor online for this method. Now, we use ultraviolet and visible absorption spectra to detect the gas in the oil. This method will not be affected by the complicated electromagnetic environment in transformer substation, and can sensitively detect the change of the gas in the oil. Finally, this method can easily become monitor online, too.In this paper, we do research on the gas in the oil using ultraviolet-visible absorption spectra. The paper has introduced internal and international main detection technique of the gas in the transformer oil at present, expounded the relation between the interior breakdown of transformer and the analysis result. We have found the error of ultraviolet-visible absorption spectrum and solved method. Keywords: Gas in the oil Spectrum analysis Breakdown analysis Error analysis第一章绪论1.1问题的提出和本课题的意义电力变压器故障是危及电网安全的很重要的一类故障，如：2001年国家电网的变压器共发生非计划故障停运达216次。
变压器故障的最大部位是其内绝缘，主要故障是变压器绝缘老化、变压器油变质劣化,局部放电等。
作为电力系统的主要设备，变压器故障会给电力系统的安全稳定运行造成很大的危害，并且电力变压器是电力系统中最为昂贵的设备之一，若产生故障毁损将造成重大经济损失。
在变压器局部放电的电、热作用下，变压器油会裂解为CH4、C2H2、C2H4，C2H6等有机低分子气体，同时还有H2,CO,O2,CO2等无机气体，这些气体都会溶解在变压器油中。
通过检测油中的这些气体的成分和含量，就可推断变压器内的绝缘情况。
目前，油中气体的色谱分析法已被广泛应用在油浸变压器绝缘的检测中，对于预防变压器的潜伏性故障，取得了较好的效果。
但现有的色谱装置的缺点是：1.比较笨重，2.每次检测都需要脱气处理，3.色谱柱易因污染而导致测量误差，对柱温的精确要求以及对高精密气路切换的要求等极大地增加了系统的复杂性，导致了系统可靠性的降低。
鉴于以上原因，我们开始研究利用紫外及可见光吸收光谱来检测变压器油中溶解气体的成份和含量，利用光栅光谱仪对含气变压器油的吸收光谱进行扫描，并进行比较分析。
该方法选择性好，可以同时检测多种气体，最为重要的一点就是不用将油中溶解气体作脱气处理，误差较小，能够很好的反映变压器的内部故障。
还有一点，当光谱检测技术成熟时，利用光谱检测比较易于发展在线监测。
因此，研究变压器油中气体的光谱检测方法来分析变压器油中溶解气体，对变压器的内部故障进行诊断和预测，是实现变压器状态检修的一项非常重要和有意义的工作。
1.2目前变压器油中气体的检测方法及发展趋势目前常用和比较成熟的方法主要是变压器油中溶解气体的气相色谱分析法，其基本原理是先将油中气体脱出，再以氢气，氮气，氩气为载气将油中脱出的气体一部分经镍触媒转化后经火焰离子化验器（FID）以测量CO和2CO；另一部分经导热池（TCD）可测出2O，而烃类气体仍旧由FID测出。
气相色谱分H，2析法对于预防变压器的潜伏性故障取得了较好的效果。
但气相色谱分析装置比较笨重，一般安装在实验室里，国外也有在实验车里安装的。
而且对油进行分析时要经过放油，运输，脱气等一系列过程，实验过程中也主要靠人工传递操作，误差较大，不利于形成在线监测。
现在经过改善有的结构已适当简化，可以制成可携型以适应现场检测的需要，但离在线监测还有一段距离。
现在也有利用气敏元件作为传感器来检测变压器油中溶解气体的方法，其原理是将变压器油中气体脱出后，使用对某种气体敏感的半导体元件来作为传感器进行检测。
但存在着气敏元件长期稳定性差，且只能检测一种或少量几种气体或显著性差的缺点。
另外，对于变压器油中气体的脱出方法也有了改进，比如利用某些合成材料薄膜（如聚酰亚胺，聚四氟乙烯，氟硅橡胶等）的透气性让油中溶解气体经此膜而透析到气室里，当时间相当长后，气室中气体浓度达到稳定，根据它与油中溶解气体的浓度之间的关系就可进行换算，但存在膜与变压器油长期接触后的老化问题。
现在国内外刚刚开始变压器油中溶解气体的光谱分析技术的研究，已经研究出几种利用吸收光谱的原理制成传感器来检测油中气体的设备。
如国外开发有利用红外原理制作的22C H传感器，它使用一加热器作为红外线的光源，因为22C H在红外区里有很好的固有吸收光谱，因此很容易利用光谱分析测得22C H的含量。
这种传感器的选择性非常好，很少会对其他气体敏感。
国内也有基于分子吸收光谱原理制作的对微量22C H进行检测的检测仪的介绍，其灵敏度已达1ppm。
不过以上两种原理制作的检测仪器都需要将油中溶解气体进行脱气处理后才能进行检测，而且一般只能对单一气体进行检测。
红外光谱检测主要使用傅立叶红外光谱仪，使用该设备可以同时检测多种混合气体。
红外气体分析器的特点是具有不接触被测气体、无交叉干扰以及无消耗等诸多优点，能测量多种气体含量，测量范围宽，灵敏度高，精度高，响应快，选择性良好，可靠性高，寿命长，可以实现连续分析和自动控制。
红外气体分析器的工作原理基于吸光度定律，从物理特征上可以划分为不分光型、分光型、傅立叶红外型以及基于微机电系统技术的微型红外气体分析器。
分光型红外气体分析器是利用分光系统从光源发出的连续红外谱中分出单色光，使通过介质层的红外线波长与被测组分的特征吸收光谱相吻合而进行测定的。
不分光型红外气体分析器(NDIR)指光源发出的连续红外语全部通过固定厚度的含有被测混合气体的气体层。
由于被测气体的含量不同，吸收固定红外线的能量就不同。