绝缘油的气相色谱分析
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。
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。
绝缘油中溶解气体色谱分析
绝缘油中溶解气体色谱分析一、未严格按规定进行检测对绝缘油中溶解气体的色谱分析，按《导则》规定，新投运的设备及大修后的设备，投运前至少应作一次检测。
如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后再作一次检测。
在投运后的第4、10、30天，应各做一次检测。
若无异常，可转为定期检测。
但对容量在120MVA及以上的发电厂升压变压器，还应在投运后的第一天增加一次。
《规程》中只对新投运的设备作了上述规定，但对大修后的设备本作规定。
对发电厂的升压变压器也未作投运后第一天增加一次检测的规定。
但却增加了对500kV设备在投运后第一天增加一次检测的规定）。
对运行中的变压器和电抗器，《规程》中规定：330kV 及以上的变压器和电抗器（《导则》中还包括容量240MVA 及以上，以及所有发电厂的升压变压器）3个月检测一次；220kV变压器和120MVA及以上的发电厂主变压器6个月检测一次；其余8MVA及以上的变压器（《导则》中还包括66kV 及以上的变压器）1年检测一次。
在我们所进行过安全性评价的单位中，没有一个单位认真执行了上述的所有规定。
如新投运和大修后的变压器，在投运后大都未在第4、10、30天各做一次检测。
一般只是在投运后3个月或6个月，或1年时才进行检测。
二、绝缘油中溶解气体超标（1）绝缘油中出现溶解气体超标不及时进行处理。
《规程》规定，运行设备绝缘油中溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：变压器为：总烃>150ppm，氢>150ppm或乙炔＞5ppm（330kV及以上的变压器为1ppm）；套管为：氢>500ppm，甲烷>100ppm，对110kV及以下的套管，乙炔＞2ppm，220~500kV的套管，乙炔>1ppm。
某发电厂一台220kV启动变压器，A相套管绝缘油中含氢量达1010.5ppm，超标一倍多，乙炔含量达1806ppm，超标近千倍，未及时进行处理。
有的单位的主变压器，上述三项指标均有不同程度的超标。
DLT 703-1999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法
Ａ和 ” Ａ 也可以用平均峰高ｈ， ； ｈ代替。 ， ｉ
表 ３ 矿物绝缘油中溶解气体组分分配系数 Ｋ．
气 体
Ｇ ／ １ ６３ ９ ８ Ｂ Ｔ ２－１９ ７
５ ＇ ０Ｃ ０ １ ． ７ ００ ． ９ ０１ ． ２
Ｉ ＥＣ ０ ９ － １ ９ ６５９ ９９ ５ 〔 ０
９ 。７ 、 ３ １ ・ Ｘ盖 ． ， ８ 一 ９
Ｖ＇ 卜
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Ｋ
Ｖ ＇
… “ ‘ ・。 … 〔３ ） ‘・・ ・ …
式中： 一一 ｐ 油中溶解气体 ｉ 的组分浓度， ／ ； 川 Ｉ ． 界 一 标准气体中ｉ 组分的浓度， 一 ； 川／ Ｌ
ｐ 一 试验时的大气压力，Ｐ ； － ｋａ
选用真空密封脂或 医用凡士林 。
４ ８ 标准气体 ．
该气体符合国家技术监督部门的规定且在有效期内。 ４９ 其， ． Ｌ气体 ４９１ 高纯氨气： ．． 纯度＞９．９ ｓ９ ０
４９２ 高纯氢气： ，・ 纯度＞９． ｏ ９９ Ｖ ９ ， ４９３ 空气： 缩空气或合成空气， ．． Ｉ ｔ 要求纯净无油。
运行监督具有一定的意义。 本标准制定的主要技术内容为：
１ Ｂ Ｔ ６３ ９８油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》 ．引用 Ｇ ／ １ ２－１９（ ７ （ 的方法原理；
２ ．对采样器提出了要求， 并规定按 ＧＢ Ｔ ９－１８ 《 ／ ７ ７ ９ ７ 电力用油（ ５ 变压器油、 汽轮机油 ） 取样方法分
３ 方 法概 要
本方法首先按 Ｇ 广 ７９－１８ 的规定采集被测油样， Ｂ １ ７ ９７ ５ 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 ， 过记录仪或色谱数 据处理机进行结 果计算 ， 通 结果 以体积分数 （ 表示 。 ％）
气相色谱法测定绝缘油溶解气体含量测量不确定度的评定解读
气相色谱法测定绝缘油溶解气体含量测量不确定度的评定一、概述1.1 目的评定绝缘油溶解气体含量测量结果的不确定度。
1.2 依据的技术标准GB/T 17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》。
1.3 使用的仪器设备(1) 气相色谱分析仪HP5890，经检定合格。
(2) 多功能全自动振荡仪ZHQ701，经检定合格，允差±1℃，分辨力0.1℃。
(3) 经检验合格注射器，在20℃时，体积100mL±0.5mL；体积5mL±0.05mL；体积1mL±0.02mL。
1.4 测量原理气相色谱分析原理是利用样品中各组分，在色谱柱中的气相和固定相之间的分配及吸附系数不同，由载气把绝缘油中溶解气体一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢气带入色谱柱中进行分离，并经过电导和氢火焰检测器进行检测，采用外标法进行定性、定量分析。
1.5 测量程序(1) 校准。
采用国家计量部门授权单位配制的甲烷标准气体。
进样器为1mL玻璃注射器，采用外标气体的绝对校正因子定性分析。
(2) 油样处理。
用100mL玻璃注射器A，取40mL油样并用胶帽密封，并用5mL玻璃注射器向A中注入5mL氮气。
将注入氮气的注射器A放入振荡器中振荡脱气，在50℃下，连续振荡20分钟，静止10分钟。
(3) 油样测试。
然后用5mL玻璃注射器将振荡脱出的气体样品取出，在相同的色谱条件下，进样量与标准甲烷气体相同，对样品进行测定，仪器显示谱图及测量结果。
气体含量测定过程如下。
1.6 不确定度评定结果的应用符合上述条件或十分接近上述条件的同类测量结果，一般可以直接使用本不确定度评定测量结果。
二、 数学模型和不确定度传播律2.1 根据GB/T 17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》试验方法，绝缘油中溶解气体含量C 的表示式为S s=⨯hC C h μL/L (1) 式中，C ——被测绝缘油中溶解气体甲烷含量，μL/L ；C S ——标准气体中甲烷含量，μL/L ； h ——被测气体中甲烷的峰高A ； h s ——标准气体中甲烷的峰高A 。
绝缘油中溶解气体含量的气相色谱作业指导书
编号：GYGDJ/ 绝缘油中溶解气体含量的气相色谱作业指导书
编写：年月日
审核：年月日
批准：年月日
试验负责人：
试验日期年月日时至年月日时
固原供电局检修工区
1适用范围
本作业指导书适用于指导绝缘油中溶解气体的气相色谱分析工作。
2引用文件
GB/T17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
《宁夏电力设备预防性试验实施规程》
DL408—1991《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）《SP-3430色谱仪现场操作指导书》
《HP-6890色谱仪现场操作指导书》
《全真空脱气装置现场操作指导书》
3试验前准备工作安排
3.1准备工作安排
3．2人员要求
3．3仪器仪表和工具材料
3．4危险点分析
3．5安全措施
3．6试验分工
4 试验程序4．1开工
4．2试验步骤和标准要求
4．3结尾工作
5 试验总结
6作业指导书执行情况评估
7附录
1、要求和注意值
对出厂和新投运的设备气体含量的要求（μL/L）
运行中变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量注意值（μL/L）
运行中电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值（uL/L）
变压器和电抗器绝对产气速率注意值（ml/d）
注：当产气速率达到注意值时，应缩短检测周期，进行追踪分析。
2、试验记录：
油中溶解气体色谱分析原始记录
油中溶解气体和水分分析报告
单位：NO：
分析人：初审：复审：。
绝缘油油中气体含量色谱分析作业指导书
№绝缘油油中气体含量色谱分析作业指导书（本）变电站名称：设备编号：编写：年月日审核：年月日批准：年月日作业负责人：作业日期年月日时至年月日时荆门供电公司1适用围本作业指导书适用于供电公司××变电站××绝缘油油中气体含量色谱分析作业。
2引用文件下列标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中引用，而构成为本作业指导书的条文。
本作业指导书出版时，所有版本均为有效。
所有标准及技术资料都会被修订，使用本作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性。
GB／T 17623—1998 《绝缘油中溶解气体组分含量测定法（气相色谱法）》GB 7597-87 《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB 7595—2000 《运行中变压器油质量标准》DL/ T722—2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》3试验前准备工作安排3．1准备工作安排3. 2作业条件3．3人员要求3．4工、器具注1:气相色谱仪应符合以下要求：a．仪器基线稳定，有足够的灵敏度。
对油中溶解气体各组分的最小检知浓度见下表2：表2 色谱仪的最小检知浓度单位：μL/L（20℃）b．对所检测组分的分离度应满足定量分析的要求，即分辨率R≥1.5。
c．用转化法在氢火焰离子化检测器上测定CO、CO2时，应对镍触媒将CO、CO2转化为CH4的转化率作考察。
可以影响转化率的因素是镍触媒的质量、转化温度和色谱柱的容量。
推荐以下气相色谱仪流程图见表2。
表2气相色谱仪流程图气源应符合以下要求a．标准混合气体由国家计量部门授权的单位配制，具有组分浓度含量、检验合格证及有效使用期。
b．N2（Ar）：纯度不低于99.99%(最好不低于99.999%，以提高气相色谱仪的稳定性和延长色谱柱的使用寿命)，可用压缩气瓶或气体发生器，优先选用压缩气瓶。
c．H2：纯度不低于99.99%，可用压缩气瓶或气体发生器，优先选用气体发生器。
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。
(完整版)绝缘油油中气体含量色谱分析作业指导书.docx
A/O Q/JMGD.ZY.BD.SY.YQ03-08-2005№绝缘油油中气体含量色谱分析作业指导书（范本）变电站名称：设备编号：编写：年月日审核：年月日批准：年月日作业负责人：作业日期年月日时至年月日时荆门供电公司Q/JMGD.ZY.BD.SY.YQ03-08-2005A/O1适用范围本作业指导书适用于荆门供电公司××变电站×× 绝缘油油中气体含量色谱分析作业。
2引用文件下列标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中引用，而构成为本作业指导书的条文。
本作业指导书出版时，所有版本均为有效。
所有标准及技术资料都会被修订，使用本作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性。
GB／T 17623 —1998《绝缘油中溶解气体组分含量测定法（气相色谱法）》GB 7597-87《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB 7595— 2000《运行中变压器油质量标准》DL/ T722 — 2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》3试验前准备工作安排3．1 准备工作安排√序号内容标准责任人备注1准备好试验所需的工、器具，各器具应符合试验要求工、器具状况良好2组织作业人员学习作业指导书，使全体作业人员熟悉作业内容、作业标准、安全注意事项不缺项、漏项3.2 作业条件√序号内容责任人备注1实验室及其周围不宜有火源、震源、强大磁场和电场、电火花、易燃易爆的腐蚀性物质等存在A/O Q/JMGD.ZY.BD.SY.YQ03-08-20052室内温度最好在10℃～ 35℃，相对湿度在80%以下3室内空气含尘量应尽量低，经常保持仪器和室内清洁4室内严禁烟火，并有防火防爆的安全措施5贮气室最好与实验室分开设置，氢气与氧气应分开贮放，以免发生爆炸危险3．3 人员要求√序号内容责任人备注1操作人员 1～ 2 人，其中有一人持有油、气检验员岗位合格证（油分析）。
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。
最新绝缘油的气相色谱分析
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 CH4/H2
4
0
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℃）
表2－3是将所有故障类型分为6种情况，这6种情况适合于所有类型的 充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型，可稍有不同；表2 －3显示D1和D2两种故障类型之间既有重叠又有区别，这说明放电的能量有 所不同，必须对设备采取不同的措施。表2－4给出了粗略的解释，对于局部 放电，低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。
＜0.2①
＞1
C2H2/C2H6 ＜0.2 ＞1 ＞2 ＜1 1-4 ＞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
时计算才有效； 3．在互感器中CH4/H2＜0.2时为局部放电。在套管中CH4/H2＜0.7为局
部放电； 4．气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征
热
悬浮电位之间的电火花放电
1
0，1
0，1，2 电弧放电
线圈匝间、层间短路、相间闪络、分接头引线间油隙
2
0，1，2 电 弧 放 电 兼 过 闪络、引起对箱壳放电、线圈熔地体放电等。
同时，DL/T722-2000《导则》还提示利用三对比值的另一种判断故障 类型的方法，即溶解气体分析解释表（表2－3）和解释简表（表2－4）。
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。
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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。
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。
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表2－4部分国产变压器油的成分分析依据
油类及厂家 新疆独炼，#45
芳烃/（CA%） 3.30
烷烃/（CP%） 49.70
环烷烃/（CN%） 47.00
新疆独炼，#25
兰炼，#45 兰炼，#25 东北七厂，#25 天津大港，#25
4.56
4.46 6.10 8.28 11.80
45.38
45.83 57.80 60.46 24.50
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Ez和油层的电场 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。
①电缆纸。电缆纸是充油变压器主要绝缘材料之一，一般是由未漂白 硫酸盐纸浆经抄纸而制成。在充油电力变压器中，一般采用DLZ-08和DLZ12型电缆纸，其厚度分别为0.08mm和0.12mm。电缆纸主要用作导线绝缘、 纸圈层间绝缘和引线包扎绝缘等。 对于超大型高压电力变压器，为了提高纸圈匝绝缘的电气强度，可采 用高气密性、高均匀性的绝缘纸，如厚度为0.075mm和0.045mm的纸圈匝绝 缘纸。0.075mm绝缘纸的冲击和工频击穿场强比DLZ-08型电缆纸提高14%~17%； 0.45mm绝缘纸比DLZ-08和DLZ-12混用绝缘纸提高27.6%~36%。为了提高绝缘纸的 耐热性，近年来国内外研制成了多种改性的耐热绝缘纸，如将纸浆在有碱性 触媒下使纤维素与氰乙烯起化学反应，以氰乙基换普通纤维分子中最容易老 化的第一羟基，经氰化处理后的使用温度可提高20℃。如果使用温度不变， 氰化纸可延长使用寿命，并能减轻变压器的重量。 ②电话纸。电话纸由硫酸盐纸浆制成，主要用作线圈导线绝缘和线圈 端的端绝缘。在充油电力变压器中采用型号为DH-50型的电话纸，其厚度为 0.5± 5%mm，卷成宽度为500± 10mm纸卷。 ③皱纹纸。皱纹纸是将底纸为纤维绝缘纸的绝缘纸经加工而成。各种 皱纹纸的引申率分别为15%，20%，30%，50%，100%，200%和300%，目前 采用的皱纹纸型号为JW-50，底纸分低密度和高密度两种。
细管现象多，因此抗张强度和吸油都较高。同时，棉纤维中含99%以上纯α纤维 素，而木纤维中的α纤维素只占80%左右，并还含一定的β纤维素和木质。易
吸收水分的β纤维素和木质混合在一起将增加吸湿能力，同时也增强纤 维的结构作用。木质具有离子交换树脂的作用，对热稳定较差的β纤维 素的电离现象可起到催化作用，即 H2O+CO+CO2=H2CO3→H++CO3(2-1)
油纸绝缘的缺点是油和纸两者均易被污染，只要含百分之几的杂质 ，影响就相当严重。因此，在工艺过程中要尽可能地获得较纯净的油和纸 ，并根据此选择合适的工作场强，才能保证变压器绝缘结构的可靠性。 1．绝缘纸 纸的分子结构有羟基，宏观上为多孔结构，极易吸引水分，在正常 大气条件下含水分为7%~9%，饱含时可达15%。纸易被干燥，即使在空气 中加热也可干燥至含水分仅0.1%，而在真空中可大大提高干燥速度。由于 纸和水的亲和力较油和水的亲和力强，因此，一般纸都从油中吸收水分， 并且纸吸收水分后不会与油平均分担水分而影响耐电强度、绝缘老化和机 械强度。同时还应指出，纸在干燥过程中不仅很难驱出纸层中的最后残存 水分（约0.1%），而且一般在干燥的最后阶段极易伴有热老化分解而放出 的水分，两者难以直接区分。 纸受热能分解放出气体的比例约为H2O：CO：CO2=70：12：18， 其中CO、CO2是由纸纤维焦化所致。由于变压器绝缘中纤维上承担的工作 场强并不高，通常不需要干燥到含0.1%水分这一危险临界值。实际上，不 仅纸的热老化与水分和氧的存在有关，也与其他参数有非常复杂的关系。 一般说来，除非纸被油完全浸透，否则纸中都会有空气或其他气体的空隙 。空隙所分担的电压比纸高得多，如果空隙发生局部放电，将会使油纸绝 缘逐渐腐蚀绝缘而最终导致损坏。
第二章 绝缘油的气相色谱试验与分 析
第一节 充油电气设备内部主要绝缘材料的性能
充油电气设备内部的主要绝缘材料有变压器油、纸和纸板等A级 绝缘材料，当运行年限为20年左右时，最高允许温度为105℃。 一、变压器油的性能 变压器油的耐电强度、传热性及热量都比空气好得多，因此目前 国内外的电气设备，特别是大中型电力变压器和电抗器、电流互感器、 电压互感器等基本上都采用油浸式结构，并且变压器油起着绝缘和散热 的双重作用。
⑤点胶绝缘纸。如在底纸厚度为0.08~0.5mm纤维绝缘纸的单面或 双面涂以环氧树脂胶点，可制成胶层厚度为0.0125~0.025mm、黏合强度 达450kPa的点胶绝缘纸，可作为层间绝缘。 这种纸在120℃或150℃分别烘焙40min或80min后，胶层固化而使 各层纸粘固在一起，机械强度增加，当用作中小型变压器层式线圈的层 间绝缘时，可使抗短路机械力的能力有所提高。同时，由于绝缘纸上的 树脂涂层是呈点胶状，涂层在溶化与固化过程中仅有微量树脂渗透于纤 维纸中，从而可保证绝缘材料中气体的排出和油的浸入，可将局部放电 对绝缘的损坏程度减少到最小。 2．绝缘纸板 它由木质纤维或掺有适量棉纤维的混合纸浆经抄纸、压光而制成 。目前有木质纤维和棉纤维各占一半的50/50型和不掺棉纤维的100/100 型两种纸板。 从表2－3中的纤维程度可以看出，棉纤维由于纤维间隙多而小，毛
9
体积电阻率（90℃） /Ω•m)
GB/T5654 或DL/T421
10
油中含气量/（%） （体积分数） 油泥与沉淀物/（%） （质量分数） 油中溶解气体组分含 量色谱分析
330～500
≤1
≤3
DL/T423或 DL/T450
11
＜0.02（以下可忽略不计）
GB/T51112源自按DL/T722-2000规定
第二节 变压器油中气体的产生机理
油和纸是充油电气设备的主要绝缘材料，油中气体的产生机理与材 料的性能和各种因素有关。 一、变压器油劣化及产气 变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是 由各种碳氢化合物所组成的混合物，其中，碳、氢两元素占其全部重量 95%~99%，其他为硫、氮、氧及极少量金属元素等。石油基碳氢化合物有 环烷烃（CnH2n）、烷烃（CnH2n + 2）、芳香烃（CnH2n - m）以及其他 一些成分。 一般新变压器油的分子量在270~310之间，每个分子的碳原子数在 19~23之间，其化学组成包含50%以上的烷烃、10%~40%的环烷烃和 5%~15%的芳香烃。表2－4列出了部分国产变压器油的成分分析结果。
表2－3 棉木纤维物理性能比较
种类 指标 断面粗度 纤维间隙 毛细管现象
棉纤维
木纤维
10～20μm 多而少 多
25～45μm 少而大 少
由于β纤维素和木质的存在，基于上述化学反应中电离现象的 催化作用，连锁反应将促进热分解，因此木纤维热性能不够稳定。 在变压器绝缘中，绝缘纸板被广泛用作主绝缘的隔板（纸筒） 、线圈间支撑条、垫块、线圈的支撑绝缘和铁轭绝缘。在110kV级以 上变压器中用作隔板、角环等的绝缘纸板，通常采用型号为100/100， 其厚度有0.5，1.0，1.5，2.5和3mm，目前已开始采用4~8mm的厚纸板 。
运行中的变压器油质量标准如表2－1 运行中变压器油质量标准
序号
项目
设备电压等级 /kV
质量标准 投入运行前的油 运行油
检验方法
1 2 3 4
外状 水溶性酸/pH 酸值（mgKOH/g） 闪点（闭口） /℃ 水分/（mg/L） 330～500 220 ≤110及以下
透明、无杂质或悬浮物 ＞5.4 ≤0.03 ≥140（10、25号油） ≥135（45号油） ≤10 ≤15 ≤20 ≥35 ≤0.007 ≤0.010 ≥60 ≥50 ≥40 ≥35 ≥6×1010 ≥4.2 ≤0.1 与新油原始测定 值相比不低于10 ≤15 ≤25 ≤35 ≥19 ≤0.020 ≤0.040 ≥50 ≥45 ≥35 ≥30 ≥1×1010≥ 5×109
二、固体绝缘材料的性能
充油电气设备的内绝缘常采用油纸绝缘结构，所用的植物纤维纸 及其制品包含电缆纸、电话纸、皱纹纸、金属皱纹纸、点胶绝缘纸、绝 缘纸板等。 变压器油与绝缘纸相结合构成的油纸绝缘结构具有很高的耐电强 度，比两者分开单独的（油和纸）任何一种材料都高得多。由于油的绝 缘强度和介电系数低于纤维质，油承受较大的电场强度，因此，用纸把 油分成一定数量的小油隙，既可以消除油中纤维杂质的积累而不易形成 “小桥”，又可以使电场均匀，提高绝缘的电气强度。
表2－2 运行中变压器油常规检验周期及检验项目
设备名称
设备规范
检验周期
表5.1.1中检验项目
变压器 （电抗器）
330～500kV
设备投运前或大修后每年 至少一次 必要时
1～10 1～3，5～10 4，11
66～220kV、8MVA 以上
设备投运前或大修后每年 至少一次 必要时
1～9 1～3，5，7，8 6，9，11
外观目视 GB/T7598 GB/T7599或 GB/T264 GB/T261
5
GB/T7600 或GB/T7601 GB/T6541
6
界面张力（25℃）/ （mN/m） 介质损耗因数（90℃） 击穿电压/kV 500 ≤330 500 330 66～220 35及以下 500 ≤330
7 8