HDQS绝缘油中溶解气体的色谱分析仪的使用方法

 

绝缘油中溶解气体的色谱分析

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。

一、绝缘油中溶解气体超标的危害

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。

案例1：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。

2、溶解气体产气速率超过规定注意值未采取措施

对运行中的设备，绝缘油中溶解气体的产气速率限值，《规程》规定为：开放式设备产气速率>0.25ml/h，密封式设备产气速率＞0.5ml／h，或相对产气速率＞10％／月时，则认为设备有异常。对330kV及以上的电抗器，当出现痕量的乙炔<5ppm时，也应引起注意。《导则》规定：总烃、乙炔、氢、CO和CO2的绝对产气速率的注意值，开放式的变压器分别为6、0.1、5、50和100ml／h；隔膜式的分别为12、0.2、10、100和200ml／h。

案例2：某核电厂的500kV主变压器，在1996年试验中发现三相总烃虽未超标，但都有增长趋势。到1997年1月9日试验时，C相已超过注意值达188.9ppm，1997年2月24日试验时，又发现B相超标达153.8ppm，A、C两相继续增长（A相还未超标、C相增达210ppm）。1997年5月13日进行脱气处理后测试，A、B、C三相总烃分别下降到68.8、61.6和41ppm。1997年6月18日测试时，三相都普遍增加了，到1997年7月24目测试时，C相已超标达164.7ppm，A、C两相也增加到接近注意值。1997年10月22日测试时，三相都超过注意值，分别为171.9、189.9和277.8ppm。1998年1月20日测试，三相分别增长到192.6、233.7和304.2ppm。1998年2月26日第二次脱气后测试，三相分别下降至13.1、8.1和11.1ppm，以后继续跟踪测试了8次，三相总烃仍呈逐渐增长趋势。到1998年9月9日测试时，有两相已超过注意值，10月29日再次测试时，三相都全都超过注意值，分别为153.2、171.4和190ppm。当年11月，邀请有关专家作技术鉴定。结论为低温过热，并提出一些进一步进行跟踪检测和研究改进的建议，认为短期内不会发生突发性损坏故障。可是运行不久，C相就发生了爆炸事故。由此说明，变压器油中溶解气体总烃、氢或乙炔超标，或增长速率超过限值，仅靠缩短检测周期跟踪测试分析和进行脱气处理是不够的。有必要认真对待，建议进行大修检查处理。

案例3：如某台220kV电流互感器含氢量超标，虽然连续进行过两次脱气处理，投运后虽然含氮量减少了，但运行不久，含氢量又不断增长。有关人员对此现象不但没有提高警惕，反而产生了麻痹情绪，直到含氢量增达1000ppm以上发生爆炸，将附近的变压器套管和断路器炸坏了。事故后检查发现原来是电流互感器油纸绝缘中存在局部放电故障。

二、绝缘油中溶解气体的色谱分析的必要性

按规定的项目和周期对绝缘油中的溶解气体进行检测，是监视变压器、电抗器和互感器安全运行的一种重要手段。这些从油中分解出的故障气体，形成气泡，通过对流、扩散，不断地溶解在油中。其组成和含量，与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，定期对变压器油中溶解的气体进行色谱分析，能及时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状况。

1、中文大屏幕 LCD 显示器，显示内容丰富直观，设定参数方便。

2、采用了微机自动点火装置。

3、采用了稳定的数字调零，避免了电位器调零引起的基线不稳定现象。

4、具有变频功能的双智能后开门自动降温系统，实现了真正意义上的近室温操作。

5、柱室采用独有的跟踪升温方式;避免了柱室的快速升温造成检测器的污染.

6、具有断气保护及中文提示功能，可***限度地保护 TCD钨丝和色谱柱不受损害。

7、具有故障自我诊断功能，随时显示中文故障原因,及报警提示.

8、采用微机控制，键盘设定，液晶显示，有随机记忆功能。

9、高性能检测器及甲烷转化器，检出能力完全满足电力部对变压器油中气体组分含量的测定。

10、采用一次进样、二次分流柱系统，分析速度快，重现性好。

11、双氢焰设计，使低含量的烃类和高含量的CO、CO2分别检测，避免相互干扰。

12、采用新型柱填料，双柱温流程，使C2H2检出时间提前，灵敏度提高，分析周期缩短

1.柱室温度：室温+5℃～420℃，控温精度±0.1

2.检测室温度：室温+15℃～420℃，控温精度±0.1

3.转化炉温度：室温+15℃～420℃，控温精度±0.1℃

4.TCD灵敏度，***小检测浓度对H2＜2ppm, O2<5ppm, N2<10ppm

5.FID 甲烷、乙烯、乙炔等烃类的检测浓度＜0.1ppm；对CO、CO2的检测浓度＜2ppm。

6.TCD灵敏度,S>3000mv.ml/mg

在变压器中能造成过热性故障的原因，是由于在导电回路中分接开关接触不良、引线接头焊接或接触不良、低压绕组股间漏磁不均、在焊接接头处造成的电位差及其涡流和匝间短路等，以及在磁路上铁芯短路、铁芯多点接地、漏磁或主磁通在某些部件上（如穿芯螺栓）引起的涡流发热等造成。

三、油色谱分析技术的应用

由于大型电力变压器、电抗器等设备设计、制造、质量和运行诸多方面的原因，这些设备的恶性事故和故障时有发生，严重影响电网的安全稳定运行。为确保变压器、电抗器等设备乃至电网的安全运行，国内外发展了许多不同的监测方法，其中以利用气相色谱法检测绝缘油中各种溶解气体的含量，以此来判断充油电气设备内部故障的类型及严重程度最为有效。绝缘油在热和电的作用下，能分解出氢、一氧化碳、二氧化碳以及多种小分子烃类气体，充油设备内部故障的类型及其严重程度与这些气体组分及产气速率有着密切关系

1、油色谱分析技术的特点

根据色谱分析结果来诊断变压器及充油设备内部绝缘状况，油色谱分析试验，既是定期试验项目，又是检查性试验项目。例如在运行中变压器的气体继电器动作后，作为检查性试验一般都要同时取油样及气体继电器中的气样作色谱分析。

2、油色谱分析故障的分类

《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定，在油的色谱分析中，各组分气体的含量有增加趋势或超过注意值，就应观察产气率，根据三比值或其他经验（如TD图），初步判断存在过热性故障或放电性故障。

1） 造成过热性故障的原因

（1）在导电回路中，如分接开关接触不良，引线接头焊接或接触不良，低压绕组股间漏磁不均在焊接头处造成的电位差及其涡流，股间短路等。

（2）在磁回路中，如铁芯短路，铁芯多点接地，漏磁或主磁通在某些部件上（如穿芯螺栓）引起的涡流发热。

2） 造成放电性故障的原因

（1）处于电场集中处的局部放电，某些该接地而未接地的金属部件上的悬浮电位放电，变压器受潮等原因引起围屏或撑条上正在发展中的树枝状放电，以及油流静电放电等。

（2）潜油泵的故障以及有载分接开关小油箱漏油，也可以引起色谱分析数据的异常，而误认为内部有放电性故障。