绝缘油色谱分析报告

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。

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。

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。