绝缘油中含气量的测定真 空 压 差 法
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油务工模拟题及答案
油务工模拟题及答案1、用软胶管连接试品检漏孔和挂瓶，经过一定时间后，测定瓶内示踪气体的浓度，并通过计算确定相对漏气率的检漏方法是（）。
A、局部包扎法B、压力降法C、挂瓶法D、扣罩法答案：C2、当浓酸溅到皮肤上时，应用( )冲洗，再用0.5%的碳酸氢钠溶液清洗，而后立即送医务所急救。
A、大量的清水B、少量的清水C、直接用稀碱中和D、适量的清水答案：A3、真空净油机所连接的进油、排油软管直径必需与所使用的净油机出力相匹配，同时还应能承受不低于( )的压力。
A、0.1MPaB、0.5MPaC、1.5MPaD、1MPa答案：D4、GB/T507-2002规定了绝缘油击穿电压的测定方法。
本标准适用于测定40℃ 粘度不大于( ) mm2/s的各种绝缘油，适用于未使用过的绝缘油的交接试验，也适用于设备监测和保养时对试样状况的评定。
A、250B、350C、400D、450答案：B5、在室内充装SF6设备时，周围的环境湿度应小于( )。
A、50%B、60%C、70%D、80%答案：D6、断路器设备的文字符号是（）。
A、EFB、PAC、QFD、V答案：C7、当六氟化硫开关内部故障终止后，隋时间的增加，气体含氟分解产物含量会（）A、增加B、减少C、不变D、无规律答案：B8、（）是区分绝缘油类别的重要标志之一。
应根据电气设备使用环境温度的不同，选择不同的LCSET，以免影响油泵、有载调压开关（如果有）的启动。
A、最低冷态投运温度B、添加剂C、抗氧化添加剂D、带电倾向答案：A9、互感器的二次绕组必须有一端接地，其目的是（）。
A、保证人身安全B、提高测量精度C、确定测量范围D、防止二次过负荷答案：A10、GIS设备中断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于（）次机械操作试验。
A、50B、100C、200D、300答案：C11、作业指导书的编制不需要遵循以下哪项规定（）A、法律法规B、技术标准C、相关规程D、工作经验答案：D12、真空净油机的脱气罐本体的密封性能应能承受( )压缩空气保持30min 压力无变化的密封性检查。
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油是变压器中的一种绝缘材料，它在变压器内起到绝缘和冷却的作用。
绝
缘油中的气体含量是评估绝缘油质量的一个重要指标，一般来说，气体含量越高，说明绝
缘油的绝缘性能越差。
当变压器绝缘油中的气体含量超过标准限值时，需要进行相应的处理。
超标处理分为
以下几个步骤：
1. 检测气体含量：首先需要进行绝缘油中气体含量的检测，一般通过使用气相色谱
仪等仪器进行检测。
常见的气体包括氢气、甲烷、乙烷、乙炔等。
根据检测结果确定气体
含量是否超标。
2. 分析原因：超标气体含量的原因可能有多种，例如变压器内部有局部放电、设备
老化、密封不严等原因都可能导致气体含量的增加。
分析原因可以帮助我们找到问题所在，从根本上解决超标问题。
3. 采取措施：根据分析的结果，采取相应的措施来降低绝缘油中气体含量。
常见的
措施包括：
- 强制循环：通过增加循环次数和循环时间来促使气体从绝缘油中析出；
- 真空干燥：通过对绝缘油进行真空干燥，使气体从绝缘油中蒸发出来；
- 滤油处理：使用滤油机对绝缘油进行过滤，去除其中的气体和杂质；
- 更换绝缘油：如果绝缘油的气体含量超过了严重程度，可能需要考虑更换绝缘油。
4. 检测处理效果：在处理完绝缘油中气体含量超标问题后，需要再次进行检测，确
保气体含量已经降到正常范围内。
绝缘油中气体含量超标处理的关键在于找到超标原因，并采取相应的措施进行处理。
在处理过程中需要注意操作规范，确保安全性和有效性。
维护变压器的正常运行和定期检
测绝缘油的气体含量对于预防超标问题的发生也非常重要。
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。
绝缘油中含气量的测定真空压差法
绝缘油中含气量的测定真空压差法1适用范围适用于110〜500kV电力变压器、互感器、电抗器、充油套管等充油电器设备的油中含气量测定。
适用于在40 C下运动粘度不大于40mm2/s的各种低、中等粘度的其他油品。
2试验性质预试、交接、大修3试验方法3.1测试原理使被测油样进入一起脱气室内，在高真空下，释放出油中溶解的气体。
根据脱气油样的体积、温度、脱出气体所产生的压差，计算出油的含气量，以在标准状态下占油体积的百分比表示。
3.2含气量测试仪3.2.1仪器结构仪器结构应保证能在高真空下工作，每次使用前应检查密封性。
3.2.1.1仪器各部分说明5E 图1脱气室C:由耐热性玻璃制成，脱气室有标定刻度，分度值为1mL;玻璃旋塞1〜7:应具有高真空密封性，在旋塞与塞芯处需涂上真空脂；喷嘴I :玻璃管滴口，用来使油呈分散状滴在脱气室的壁上；U形油柱压差计F:由耐热性玻璃制成，标定刻度的分度值为1mm;冷阱G:溶剂50mL,内装固体二氧化碳制冷剂，用来消除油中水分所产生的蒸汽压；储油瓶D :溶剂250ML,脱气油盛器；恒温箱L :用来加强油中气体的释放过程，脱气室必须置于箱内中心位置，调温范围为室温〜100C，调温精确度为士2C。
真空泵K ；废油瓶E。
321.2仪器的标定仪器出厂前已由制造厂精确标定，标定后已将标定断口封死，故一起在使用中如未发生玻璃件的整修，则不需要标定。
仪器的玻璃件损坏后修复使用时，应重新标定。
标定可采用蒸馏水称重法或委托仪器生产厂进行。
3.2.2仪器配用的器材3.2.2.1真空泵，其真空（绝对残压）小于 1.33P&3.2.2.2取样器为医用100mL注射器。
3.2.2.3高频电火花真空测定仪。
322.4秒表或记时器，其精确度为0.1s。
322.5盛装固体二氧化碳的冷藏瓶。
322.6真空密封脂。
3.2.2.7 275号硅油，其密度为1.09g/cm3。
3.2.2.8电热吹风机，其功率为500W。
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
巩
一入 ｝态
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 。 ％）
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、１ １ ． ０ ×（ Ｏ ） ／［ ＋Ｏ ０ ０８ ５ 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；
、。 ／ —— ５ ｒ Ｏ℃油样 体积 ， ｍＬ；
２ ２ 测 量 不 确 定 度 各 分 量 的 评 定 ． ２ ２ １ 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 ｕ Ｖ 。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：
ｘ ０ ９ ９Ｘ 一 ． ２ ． ｃ
， ，
脱 出气体 体积 测 量 引入 的标 准不 确定 度 ｕ Ｖ ） （ 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
１ ２ 数 学 模 型 ．
、。 ／—— 室 温 ｔ ｒ 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 ： ２ ０ —０ —１ ０６ ３ ０
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ｌ
由此 得 到 ｕ Ｖ ） ： （ 为
ｕＶ ） ／ Ｖ １＋ （ ｇ （ ｇ一￣ （ ｇ Ｖ２ ） ）
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２ ２ 测 量 不 确 定 度 各 分 量 的 评 定 ． ２ ２ １ 大 气 压 力 引入 的 相 对 标 准 不 确 定 度 ． ． （ Ｐ）
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绝缘油含气量检测细则(真空压差法)
绝缘油含气量检测细则（真空压差法）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%。
1.2 待试样品要求a)用洁净的100ml玻璃注射器（经检验，密封性合格），从设备下部取样口全密封采样50ml~100ml。
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，油样的保存不得超过4天。
1.3 人员要求检测人员需具备如下基本知识与能力：a)熟悉绝缘油含气量检测技术的基本原理、分析方法。
b)了解绝缘油含气量检测仪的技术参数和性能。
c)掌握绝缘油含气量检测仪的操作方法和影响因素。
d)了解被测样品取样、运输及保存基本要求。
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 仪器要求绝缘油中含气量（真空压差法）测试有A法和B法二种方法，可选其中任意一种方法。
1.5.1 A法（电子真空计法）a)A法通常采用的金属容器结构和电子真空器件计量测定油中含气量的仪器组成方框图如图1。
图1 油中含气量测定仪组成方框图b)仪器测量系统各部件（容器、阀体、管道等）在测试过程中，因承受高真空引起空气渗漏而造成含气量测定值偏大不大于0.1%。
c)测量单元电子真空计量器件采用绝压式微压传感器，量程为0 kPa~5kPa，计量精度优于0.5级。
d)脱气单元气液空间比大于5 倍，试油定量、脱气单元应有加热恒温装置（55℃-65℃），脱气室通过采用恰当方式（如喷雾、搅拌）能使试油迅速释放溶解气体。
e)脱气室容积占脱气系统总容积（包括脱气室、管道、阀体和测量元件容积）比例应大于95%。
变压器油中气体总含量的测定方法概述
应 用 科 技
２ ０ １ ３ 年 第２ ７ 期ｌ 科技 创新 与应 用
变压器油 中气体总含量 的测定方法概述
李 朝 伟 常 焕
（ 中国华电集团哈 尔滨发 电有 限公 司， 黑龙 江 哈 尔滨 １ ５ ０ ０ ４ ０ ）
摘 要： 文章简述 了变压器油 中气体总合 量测定的意义， 三种测定方法 ， 及根据气体总合量判 断变压器故障的气体 总合 量 ； 测 定
随着 变 压 器 不 断 向着 高 电压 、 大 容 量 的方 向 发 展 ， 在 变 压 器 维 化碳气体 ， 这对新安装或大修变压器虽影响不大 ， 但对 于运行变压 护方面 ， 人们不仅重视油 中溶解气体分析 ， 以便及时发现变压器 内 器则是不可忽视的， 因此也不易推广使用。 部早期故障 ， 而且对 油中气体的总含量也引起了广泛 的注意。含 氧 ３气相色谱法 量高会加速绝缘油的老化并使油氧化 ， 进而腐蚀 固体绝缘 。有的文 利用气相色谱法测定油 中总含气量是 Ｄ Ｌ ／ Ｔ ７ ０ ３ — １ ９ ９ ９推荐的 献指出 ， 如果运行 中保持含氧量小于 ５ ０ ０ １ ｘ Ｌ ／ Ｌ时 ， 可 以使油老化速 方 法 。如 上所 述 ， 由于 真 空压 差 法 和 二氧 化 碳 洗脱 法 推 广 应用 收 到 率大为减缓 ， 变压器 的寿命将延长 ５倍 ， 如果仍按原 寿命计算的话 ， 局限 ， 因此气相色谱法已成为普遍采用的方法。 该方法的原理 、 分析 则 可以明显 的提高出力。除 了氧气的影 响外 ， 油 中总含气量的大小 仪器、 流程 、 脱气方法以及分析手续 ， 实质上与油中溶解气体分析法 对变压器的安全运行也是有不可忽视的影 响的 。对含气量来说 ， 在 基本相 同。即将定体积 的油样加入一个密封系统中 ， 注入该油样中 施 加 电压 时 间较 短 时 ， 即使 油 中含 有 大 量 溶 解 气 体 ， 也 不 会 影 响 介 不需测定的惰性气体 ， 如高纯氩气， 置于很稳振荡器内充分振动 ， 使 质 的耐压强度 。但是它对游离放 电却有不可忽视 的影响 ， 因为气体 油中溶解气体在油 、 气两相达到动态平衡状态后 ， 取其气 相中的气 可 以聚集起来形成气泡 ， 特别是当温度 和压力骤然下降而形成气泡 体 ，利用具有热导池和氢火焰离子化鉴定器的气相色谱 仪进 行分 时， 其影响是较大 的。这 时， 这种气体在电场中被拉成长体 ， 极易发 析 ， 然后根据分配定律计算 出油中溶解的气体浓度 。对 于新安装或 生气体碰撞游离 ， 甚至造成热击穿 。 这也就是 电晕产生的原因。 如果 运行 中无 内部故障变压 器测定油 中含气量时 ，一般只计入 Ｏ 、 Ｎ 、 气体骤集在高场强 的部位 ， 更是极为危险的。 Ｃ Ｏ和 Ｃ Ｏ ： 等气体之和。 当运行中变压器 内部存在严重故障时， 则应 实践证明 ， 监测并控制变压器油 中的气体含量不仅能防止油 中 将氢 、 烃类气体均一起计入 总含气量 中。 气泡和氧气对绝缘的危害 ， 而且把油 中含气量的实测数据与不同油 Ｄ Ｕ Ｔ ７ ０ ３ — １ ９ ９ ９ 推荐的方法具有灵敏度高 ， 重复性好的优点 ， 但 保 护方 式 变 压器 油 中正 常含 气 量 水 平 进行 比较 ， 可获 得 设 备 内部 状 需另备一套气相色谱系统， 这是不经济的。鉴于油中气体总含量测 态的某些信息 ， 特别是与油中溶解气体分析数据综合判断更 是有益 定与油中溶解气体分析一般是同时取样 ， 而且二者均采用震荡脱气 的。事实上 以往人们利用真空脱气法进行油 中溶解 气体分析时 ， 首 和色谱分析法 ， 因此实际应用 中应该把他们结合起 来 ， 一次完成全 先就很重视测定油中总含气量和含氧量。对于密封变压器 ， 当油 中 分析。实 际上只要 Ｄ Ｇ Ａ色谱分析系统能够分离分析包 括 ０ ： 、 Ｎ 在 总含气量超过 ６ ％， 而氧气含量明显增长时 ， 则可能存在大气泄漏于 内的九 中油中气体 ， 就能完成油 中故障特征气体含量的总气量及其 油箱 内。如果油 中含气量很高（ ＞ ６ ％） ， 但含氧量却很低 ， 甚至为零或 Ｏ Ｎ ： 比的分析计算。这既节约实验成本 ， 也有利于对设备内部状态 出现负峰时 ， 则变压器 内部可能存在早期热性或 电性故障。对于开 进行 综 合 判断 。 放式变压器 ， 如果油 中含气量超过 １ １ ％， 且 氧气含量低于 １ ６ ％时 ， 则 最后说明总气量的判断标准。 绝缘油中总含气量作为一个质量 预示着设备存在内部故 障。如果 油中总含气量和含氧量均很高 ， 则 指标是 随着变压器 向超高压 、 大容量发展 而提 出的， 其 目的是 监控 可能油 中溶解空气过饱和 ， 这 随着温度或压力的变化 ， 将会 形成 大 运行 中超高压 、 大容量变压器， 使之不存在产生气泡的危险。 １ ９ ７ ６ 年 量气泡进入气体继 电器而引起动作报警。 国际大电网会议认为 ，当含气量在 ３ ％以下时，产生气泡 的危险很 下 面介 绍 几种 油 中 含气 量 测定 的方 法 。 小， 因此 ， 建 议 采 用 如下 标 准 ， 并 与含 水 量 互 相 协 调 ： 对 电压 等 级 为 １真 空 法 １ ５ １ ｋ ｖ变压 器含 气 量要 求 在 ２ ％以下 ； 对 电 压等 级 为 ２ ７ ５ ｋ ｖ 变 压器 含 早在 ２ Ｏ 世纪 ７ ０年代国内就采用真空脱气法测量油 中总含气 气量要求 在 １ ％以下 ；对 电压等级为 ５ ０ ０ ｋ ｖ变压器含气 量要求在 量即在油中溶解气体分析过程 中的脱气阶段就读出油中总含气量。 Ｏ ． ５ ％以下 。 我国在 ２ ０ 世纪 ８ ０年代制订了 Ｙ Ｓ — Ｃ 一 ３ — １ — ８ ４真空脱气法 ，该方法 我 国对 于变 压 器 油 中含 气 量 ，已对 投入 运 行 前 ３ ３ ０ ｋ ｖ 和５ ０ ０ ｋ ｖ 虽有操作简单 、 分析速度快的优点 ， 但 因受平衡时间 、 注油速度等 因 变 压 器做 出了 明确 的规 定 （ 见 下表 ） 。虽然 对 ５ ０ ０ ｋ ｖ 运 行 中变压 器 油 素影响 。其重复性较差 ， 且存在气体 回溶现象 。 暂未做 明确规定 ， 但一般均控制在 ２ ％以下。对 于 １ ｌ Ｏ ｋ ｖ 和２ ２ ０ ｋ ｖ 封 １ ９ ９ １ 年， 我 国先 后 发 布 了 Ｄ Ｉ Ｊ Ｔ ４ ２ ３ — １ ９ ９ １ （ 采用真空压差法 ） 和 闭式变压器 ， 目前 国内亦无 明确的要求 ， 但实践表明 ， 这些设备运行 Ｄ Ｉ ＿ ／ Ｔ ４ ５ ０ — １ ９ ９ １ （ 采 用二 氧 化碳 洗 脱 法） 。 真 空压 差 法 除 了存 在 与真 空 中油 的含 气量 控 制 在 ３ ％， 甚 至更 低 是完 全 可行 的 ， 也 是 必要 的。 脱 气 法类 似 的缺 点 之外 ， 还 因真 空 仪 器不 易普 及 的问题 而难 以推 广 附表 对 油 中含 气量 的要 求
２ ０ １ ３ 年 第２ ７ 期ｌ 科技 创新 与应 用
变压器油 中气体总含量 的测定方法概述
李 朝 伟 常 焕
（ 中国华电集团哈 尔滨发 电有 限公 司， 黑龙 江 哈 尔滨 １ ５ ０ ０ ４ ０ ）
摘 要： 文章简述 了变压器油 中气体总合 量测定的意义， 三种测定方法 ， 及根据气体总合量判 断变压器故障的气体 总合 量 ； 测 定
随着 变 压 器 不 断 向着 高 电压 、 大 容 量 的方 向 发 展 ， 在 变 压 器 维 化碳气体 ， 这对新安装或大修变压器虽影响不大 ， 但对 于运行变压 护方面 ， 人们不仅重视油 中溶解气体分析 ， 以便及时发现变压器 内 器则是不可忽视的， 因此也不易推广使用。 部早期故障 ， 而且对 油中气体的总含量也引起了广泛 的注意。含 氧 ３气相色谱法 量高会加速绝缘油的老化并使油氧化 ， 进而腐蚀 固体绝缘 。有的文 利用气相色谱法测定油 中总含气量是 Ｄ Ｌ ／ Ｔ ７ ０ ３ — １ ９ ９ ９推荐的 献指出 ， 如果运行 中保持含氧量小于 ５ ０ ０ １ ｘ Ｌ ／ Ｌ时 ， 可 以使油老化速 方 法 。如 上所 述 ， 由于 真 空压 差 法 和 二氧 化 碳 洗脱 法 推 广 应用 收 到 率大为减缓 ， 变压器 的寿命将延长 ５倍 ， 如果仍按原 寿命计算的话 ， 局限 ， 因此气相色谱法已成为普遍采用的方法。 该方法的原理 、 分析 则 可以明显 的提高出力。除 了氧气的影 响外 ， 油 中总含气量的大小 仪器、 流程 、 脱气方法以及分析手续 ， 实质上与油中溶解气体分析法 对变压器的安全运行也是有不可忽视的影 响的 。对含气量来说 ， 在 基本相 同。即将定体积 的油样加入一个密封系统中 ， 注入该油样中 施 加 电压 时 间较 短 时 ， 即使 油 中含 有 大 量 溶 解 气 体 ， 也 不 会 影 响 介 不需测定的惰性气体 ， 如高纯氩气， 置于很稳振荡器内充分振动 ， 使 质 的耐压强度 。但是它对游离放 电却有不可忽视 的影响 ， 因为气体 油中溶解气体在油 、 气两相达到动态平衡状态后 ， 取其气 相中的气 可 以聚集起来形成气泡 ， 特别是当温度 和压力骤然下降而形成气泡 体 ，利用具有热导池和氢火焰离子化鉴定器的气相色谱 仪进 行分 时， 其影响是较大 的。这 时， 这种气体在电场中被拉成长体 ， 极易发 析 ， 然后根据分配定律计算 出油中溶解的气体浓度 。对 于新安装或 生气体碰撞游离 ， 甚至造成热击穿 。 这也就是 电晕产生的原因。 如果 运行 中无 内部故障变压 器测定油 中含气量时 ，一般只计入 Ｏ 、 Ｎ 、 气体骤集在高场强 的部位 ， 更是极为危险的。 Ｃ Ｏ和 Ｃ Ｏ ： 等气体之和。 当运行中变压器 内部存在严重故障时， 则应 实践证明 ， 监测并控制变压器油 中的气体含量不仅能防止油 中 将氢 、 烃类气体均一起计入 总含气量 中。 气泡和氧气对绝缘的危害 ， 而且把油 中含气量的实测数据与不同油 Ｄ Ｕ Ｔ ７ ０ ３ — １ ９ ９ ９ 推荐的方法具有灵敏度高 ， 重复性好的优点 ， 但 保 护方 式 变 压器 油 中正 常含 气 量 水 平 进行 比较 ， 可获 得 设 备 内部 状 需另备一套气相色谱系统， 这是不经济的。鉴于油中气体总含量测 态的某些信息 ， 特别是与油中溶解气体分析数据综合判断更 是有益 定与油中溶解气体分析一般是同时取样 ， 而且二者均采用震荡脱气 的。事实上 以往人们利用真空脱气法进行油 中溶解 气体分析时 ， 首 和色谱分析法 ， 因此实际应用 中应该把他们结合起 来 ， 一次完成全 先就很重视测定油中总含气量和含氧量。对于密封变压器 ， 当油 中 分析。实 际上只要 Ｄ Ｇ Ａ色谱分析系统能够分离分析包 括 ０ ： 、 Ｎ 在 总含气量超过 ６ ％， 而氧气含量明显增长时 ， 则可能存在大气泄漏于 内的九 中油中气体 ， 就能完成油 中故障特征气体含量的总气量及其 油箱 内。如果油 中含气量很高（ ＞ ６ ％） ， 但含氧量却很低 ， 甚至为零或 Ｏ Ｎ ： 比的分析计算。这既节约实验成本 ， 也有利于对设备内部状态 出现负峰时 ， 则变压器 内部可能存在早期热性或 电性故障。对于开 进行 综 合 判断 。 放式变压器 ， 如果油 中含气量超过 １ １ ％， 且 氧气含量低于 １ ６ ％时 ， 则 最后说明总气量的判断标准。 绝缘油中总含气量作为一个质量 预示着设备存在内部故 障。如果 油中总含气量和含氧量均很高 ， 则 指标是 随着变压器 向超高压 、 大容量发展 而提 出的， 其 目的是 监控 可能油 中溶解空气过饱和 ， 这 随着温度或压力的变化 ， 将会 形成 大 运行 中超高压 、 大容量变压器， 使之不存在产生气泡的危险。 １ ９ ７ ６ 年 量气泡进入气体继 电器而引起动作报警。 国际大电网会议认为 ，当含气量在 ３ ％以下时，产生气泡 的危险很 下 面介 绍 几种 油 中 含气 量 测定 的方 法 。 小， 因此 ， 建 议 采 用 如下 标 准 ， 并 与含 水 量 互 相 协 调 ： 对 电压 等 级 为 １真 空 法 １ ５ １ ｋ ｖ变压 器含 气 量要 求 在 ２ ％以下 ； 对 电 压等 级 为 ２ ７ ５ ｋ ｖ 变 压器 含 早在 ２ Ｏ 世纪 ７ ０年代国内就采用真空脱气法测量油 中总含气 气量要求 在 １ ％以下 ；对 电压等级为 ５ ０ ０ ｋ ｖ变压器含气 量要求在 量即在油中溶解气体分析过程 中的脱气阶段就读出油中总含气量。 Ｏ ． ５ ％以下 。 我国在 ２ ０ 世纪 ８ ０年代制订了 Ｙ Ｓ — Ｃ 一 ３ — １ — ８ ４真空脱气法 ，该方法 我 国对 于变 压 器 油 中含 气 量 ，已对 投入 运 行 前 ３ ３ ０ ｋ ｖ 和５ ０ ０ ｋ ｖ 虽有操作简单 、 分析速度快的优点 ， 但 因受平衡时间 、 注油速度等 因 变 压 器做 出了 明确 的规 定 （ 见 下表 ） 。虽然 对 ５ ０ ０ ｋ ｖ 运 行 中变压 器 油 素影响 。其重复性较差 ， 且存在气体 回溶现象 。 暂未做 明确规定 ， 但一般均控制在 ２ ％以下。对 于 １ ｌ Ｏ ｋ ｖ 和２ ２ ０ ｋ ｖ 封 １ ９ ９ １ 年， 我 国先 后 发 布 了 Ｄ Ｉ Ｊ Ｔ ４ ２ ３ — １ ９ ９ １ （ 采用真空压差法 ） 和 闭式变压器 ， 目前 国内亦无 明确的要求 ， 但实践表明 ， 这些设备运行 Ｄ Ｉ ＿ ／ Ｔ ４ ５ ０ — １ ９ ９ １ （ 采 用二 氧 化碳 洗 脱 法） 。 真 空压 差 法 除 了存 在 与真 空 中油 的含 气量 控 制 在 ３ ％， 甚 至更 低 是完 全 可行 的 ， 也 是 必要 的。 脱 气 法类 似 的缺 点 之外 ， 还 因真 空 仪 器不 易普 及 的问题 而难 以推 广 附表 对 油 中含 气量 的要 求
电力设备交接试验规程
在进行绝缘试验时，被试设备不宜低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度不高于80%。
110(66）kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，投运前应重新进行全部交接试验项目。35kV及以下设备按1年执行。
特殊试验项目应由具有相应资质和试验能力的单位进行，特殊试验项目见附录J。
5
5.135kV及以上油浸式变压器、电抗器
从本规程生效之日起，凡其它规程、规定、标准等的要求与本规程有抵触的，均以本规程为准。
遇特殊情况不能执行本规程有关规定时，如降低试验标准、删减试验项目等，由本单位总工程师审核、批准，并报评价中心备案。
工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。
2
绝缘油试验
见第18章
见第18章
3
绕组直流电阻
1）交接时
2）无磁调压变压器变换分接位置
1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%
2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%
本规程不适用于高压直流输变电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电力设备和安全用具。
1.1.14对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议且不低于本规程要求。
2
2.1.1下列标准文件，对本规程的应用是不可缺少的。对于注日期的引用文件，仅所引用的这一版本对本规程有效。对于不注日期的引用文件，其最新版本（包括其修正案）均适用于本规程。
2.1.25GB/T 26石油产品酸值测量法
110(66）kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，投运前应重新进行全部交接试验项目。35kV及以下设备按1年执行。
特殊试验项目应由具有相应资质和试验能力的单位进行，特殊试验项目见附录J。
5
5.135kV及以上油浸式变压器、电抗器
从本规程生效之日起，凡其它规程、规定、标准等的要求与本规程有抵触的，均以本规程为准。
遇特殊情况不能执行本规程有关规定时，如降低试验标准、删减试验项目等，由本单位总工程师审核、批准，并报评价中心备案。
工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。
2
绝缘油试验
见第18章
见第18章
3
绕组直流电阻
1）交接时
2）无磁调压变压器变换分接位置
1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%
2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%
本规程不适用于高压直流输变电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电力设备和安全用具。
1.1.14对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议且不低于本规程要求。
2
2.1.1下列标准文件，对本规程的应用是不可缺少的。对于注日期的引用文件，仅所引用的这一版本对本规程有效。对于不注日期的引用文件，其最新版本（包括其修正案）均适用于本规程。
2.1.25GB/T 26石油产品酸值测量法
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本标准由能源部电厂化学专业标准化技术委员会提出。
本标准由能源部西安热工研究所技术归口。
本标准由上海电力工业局供用电器材公司变压器修试厂负责起草。
本标准主要起草人 王意。
本标准参照采用 ANSI/ASTM 831—84《电缆油和电容器油含气量的标准测试方法》、
ANSI/ASTM 945—80《绝缘油中含气量的标准测试方法》。
注：1)读数时可使用读数放大镜。 7 计算
按下式计算油在 101.3kPa、0℃时的含气量：
G
=
2.878∆p
V
− Vd
+
Vd
− V0
V0 273 + t1 273 + t2
式中 G—— 油中含气量对油样体积的百分数，%；
V——脱气装置的总体积，mL；
V0——脱气室内油样的体积，mL； Vd——恒温箱内脱气室的体积，mL； Δp——油中脱出气体产生的压差(用 mm 硅油柱表示)；
脱气室 C：由耐热性玻璃制成，脱气室有标定刻度，分度值为 1mL； 玻璃旋塞#1～#7：应具有高真空密封性，在旋塞与塞芯处需涂上真空脂； 喷嘴 I：玻璃管滴口，用来使油呈分散状滴在脱气室的壁上； U 形油柱压差计 F：由耐热性玻璃制成，标定刻度的分度值为 1mm； 冷阱 G：容积 50mL，内装固体二氧化碳致冷剂，用来消除油中水分所产生的蒸汽压； 储油瓶 D：容积 250mL，脱气油盛器； 恒温箱 L：用来加强油中气体的释放过程，脱气室必须置于箱内中心位置，调温范围为 室温～100℃，调温精确度为±2℃。 4.1.2 仪器的标定 仪器出厂前已由制造厂精确标定，标定后已将标定端口封死，故仪器在使用中如未发生 玻璃件的整修，则不需要标定。 仪器的玻璃件损坏后修复使用时，应重新标定。标定可采用蒸馏水称重法或委托仪器生 产厂进行。 4.2 仪器配用的器材 4.2.1 真空泵，其真空(绝对残压)小于 1.333Pa。 4.2.2 取样器为医用 100mL 注射器。 4.2.3 高频电火花真空测定仪。 4.2.4 秒表或计时器，其精确度为 0.1s。 4.2.5 盛装固体二氧化碳的冷藏瓶。 4.2.6 真空密封脂。 4.2.7 #275 硅油，其密度为 1.09g/cm3。 4.2.8 电热吹风机，其功率为 500W。 4.2.9 固体二氧化碳。 4.2.10 读数放大镜。 5 取样 按 GB7597 取样应符合从现场设备中取样时确保油流不接触空气的规定。 6 测试步骤 6.1 接通恒温箱加热电源，将其升温至规定的测试温度(一般为 20～40℃)并保持 10～20min， 使温度稳定。 6.2 当测定低含气量油样，油中水分含量大于 30ppm 时，在冷阱内装入固体二氧化碳制冷。 6.3 关闭旋塞#3、#4、#5，开启旋塞#1、#2、 #6、#7 对脱气室抽真空，到系统真空达到 13.33～ 1.333Pa 或当电火花检漏仪呈现蓝紫色时，关闭旋塞#2、#7，保持 15min，观察仪器真空有否 变化。在确认真空无变化时，即可对油样进行测试。 测试时真空泵应继续对仪器抽真空，以保证系统的密封性。
6.4 开启旋塞#4，使被测油样充满旋塞#4 至#5 的空间，以除去此段管路中的空气。随后关闭 旋塞#4，开启旋塞#3，以样品油 30～50mL 冲洗脱气室内管壁后，关闭旋塞#3，并通过旋塞 #2 排除冲洗油。 6.5 再次对脱气室真空进行检查，如合格(火花检漏仪呈蓝紫色)，则关闭旋塞#2、#7，然后 通过控制旋塞 #3 的开度，使被测油样以 1～3 滴/s 的速度滴入，勿成线状流入。一般 25mL 油样以 5min 滴完为宜。 6.6 待进入脱气室被测试的油样量达 25±5mL 后，关闭活塞#3。当脱气室内的进油口不再有 油滴下时，立即读取 U 形管所示压差值 1)，并同时记录脱气室的温度及室温。
3 测试原理 使被测油样进入仪器脱气室内，在高真空下，释放出油中溶解的气体。根据脱气油样的
体积、温度、脱出气体所产生的压差，计算出油的含气量，以在标准状态下占油体积的百分 比表示。
4 含气量测试仪 4.1 仪器结构
仪器结构应保证能在高真空下工作，每次使用前应检查密封性。 4.1.1 仪器各部分(如图 1 所示)说明
中华人民共和国电力行业标准
绝缘油中含气量的测定 真空压差法
DL 423—91
中华人民共和国能源部 1991-10-04 批准
1992-04-01 实施
1 适用范围
本标准适用于 110～500kV 电力变压器、互感器、电抗器、充油套管等充油电器设备的 油中含气量测定。本标准还适用于在 40℃下运动粘度不大于 40mm2/s 的各种低、中等粘度
t1——室温，℃； t2——恒温箱内的温度，℃； 2.878——硅油对水银压强的换算系数。
8 精确度
取重复测定两次结果的算术平均值作为试样的含气量。重复测定两次结果的相对误差，
不应超过下列数值：
油中含气量(体积百分数)%
相对误差%
＜0.5
10
0.5～1.0
8
1.0～3.0
5
＞3.0
3
附加说明：
______________________
的其他油品。
2 引用标准
GB 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
YS-C-3-2 气体含量测定法(二氧化碳洗脱法)
图1 #1、 #5—双路旋塞；#2、#3、#4、#6、#7—直通旋塞
A—100mL 注射器；B—进油管路；C—脱气室；D— 储油瓶；E—废油瓶；F—U 形硅油柱压差计； G—冷阱；H—感温探头；I—小孔喷嘴； J—数字控温仪；K—真空泵；L —恒温箱