变压器油中溶解气体色谱在线分析

变压器油中溶解气体色谱在线分析宋启祥（沈阳电业局，辽宁沈阳003）介绍了变压器油中溶解气体气相色谱在线分析采集装置的工作过程，给出了绝缘状态分析流程图。

1装置流程变压器油中溶解气体气相色谱在线分析采集装置（简称色谱在线分析采集装置），可安装在变压器附近或直接安装在变压器上。该装置可对油中溶解气体进行分析，监视油中气体含量的变化，在气体继电器未动作之前预测变压器内部缺陷的存在和发展，并将分析结果采集后传输给生产部门。其装置流程如图1所示。

1.变压器2.油气分离装置3.进样器4.色谱柱5.热导池6.阻尼管7.转化炉8.氢火焰控制卡C、D数据采集卡E通讯卡该装置由油气分离部分、组分分离部分、数据采集部分、数据分析及智能专家管理系统等组成。

在分析过程中，变压器油经循环泵送到油气分离装置进行油气分离后，试验用油排掉。被分离出的混合气体在载气的作用下进入组分分离器后排空，经计算机的控制卡、数据采集卡、通讯卡后完成了控制、采集、分析、处理、通讯等过程。

2油气分离2.1油中气体及特征气体能在绝缘油中溶解，溶解量由气体种类、气体压力、油温度来决定。当油浸变压器内部发生异常时，绝缘油乃至固体绝缘物进行热分解，此时若出现气体，便溶解在绝缘油中。

溶解于油中的气体量与气体的压力成比例（Henry法则），同时也和本生系数（Bunsen系数）成比例。所谓本生系数是当油面上的气体压力为10时，对1mL油中的气体饱和溶解量换算为标准状态Pa）下所用的系数。

本生系数与温度成函数关系，见图2.表1为50℃时的本生系数。

气体在油中溶解及油中扩散溶解于油中的气体量，向着与油面上的气体压力保持平衡的方向变化，平衡条件可用下式表示。

式中P油面上的气体压力分压大气压1mL油中的溶解气体量变压器本生系数时，气体在油中溶解到平衡为止时，气体从油中向空气中扩散。

（a）充油时（容积为V（b）油气分离时（容积为V2.2油中溶解气体量在一个充满油的闭合系统中（见图3），将容积从V增大到V）时推导油中溶解气体量如下：式中X油气分离后油样中气体的含量当油和油面上的空间为一个闭合系统时，则式中V油气分离容器的充油容积油气分离时油气分离容器及空间油气分离前油样中气体的含量将式（1）、式（2）整理为P的形式时，解X将X代入式（1）得：当V时，将式（3）除P得：将表1本生系数K代入式（4）中，则油定量室B储气室C脱气室2.3分离流程当变压器内部某一点发生故障时，将产生一个高浓度的气体向外扩散，直到平衡为止。多少时间气体浓度达到溶解平衡，取决于变压器的油量和故障严重程度，因此应随时监视变压器油中溶解气体的变化，使气体在没有达到溶解平衡之前就将油样经循环油泵送到监测装置入口进行分析。

根据在闭合系统中油中溶解气体的溶解扩散原理，采用波纹管和薄膜设计的油气分离装置进行油气分离，其装置流程如图4所示。该装置是将定量油送到波纹管上方，利用波纹管压缩的空间进行油气分离，用薄膜来减少油气分离过程中的死角体积和采集油中溶解的气体量，并采用六通阀定量地将气体送到组分分离装置处进行分析。

3组分分离3.1定性分析气相色谱分析（以下简称色谱分析）方法是一种物理分离分析技术。这种方法操作简单、灵敏度高、需要样品少，所以被广泛地应用在国防、医疗、化工等部门。电力部门经多年的离线分析，近年来将它推向现场进行在线分析。

（1）分离过程在载气的推动下，混合样品从色谱柱入口移动到出口，在吸附剂的筛孔、吸附或固定液和载气两相分配作用下，混合样品分离成单一组分。经过色谱分析柱，吸附能力弱的组分如H首先被载气推出，其次是CO、CH将混合样品送入色谱分析柱，从进样开始应记录时间t到个组分峰顶为止，还应记录时间、第二个组分时间t、……，以此作为保留时间（见组分分离的标志，一般经验是相邻两个组分的保留时间应大于1.2.

（2）分离流程经过油气分离后的混合气体，由六通阀切换带入组分分离装置后，在载气的推动下经稳压阀调节进入热导池参比室再进入色谱分析柱，然后是氢气组分进入热导池工作室检测，其他组分由于浓度低在热导池上不产生信号。如一氧化碳CO要经过甲烷催化剂进行反应，生成甲烷后（见反应式CO甲烷催化剂O），再由氢火焰检知器检测，因此在氢火焰检知器上可检测到CO、CH等组分。氢火焰检知器所需的燃烧气（H）从转化炉前加入，同时为转化炉提供活化与转化用，可解决氢气对热导池检测干扰。在转化炉氢气进口与热导池工作室之间加入阻尼管，保证热导池工作稳定。组分分离流程如图6所示。

3.2定量分析定量分析步骤如下：（1）求响应因子（S首先制作试样用油。取变压器油试样300mL，进行震荡法试验。试验条件是50℃时，震荡20min，试验后将气体排净（也可以用真空法作空白油）。然后制作标油试样。将上述油样分成三份，每份100mL，装入三个针管中，再分别向针管中注入标准气样进行震荡。试验条件为50℃时，震荡60min，震荡后将气体排净。将配好的100mL样品油中取出50mL进行试验室内震荡法色谱分析（或其它方法），分析油样中气体组分H浓度B0，取三次平均值（面积法计算）。再将配好的100mL样品油中剩余的50mL注入现场分析装置标定入口进行分析，算出气体组分（H）峰面积（A），取三次平均值。后求试验室分析组分浓度和现场分析组分面积之比，即响应因子（2）求被测组分（H）浓度B式中A被测运行设备油中气体组分峰面积（见图7）（3）计算烃类气体（CH之和（4）计算特征气体比（5）做各组分浓度趋势曲线图4绝缘状态分析应用气相色谱分析方法检测变压器等充油设备的缺陷和故障是采集变压器油中溶解气体组分和浓度的变化，找出超出气体分析导则标准的特征气体，即H、总烃之和。运行中的变压器由于负荷变化使绝缘油和固体绝缘材料受热应力和电应力的作用，油中分解的气体有H2.超高压变压器有痕量的C2.根据这些特征气体，并结合各组分浓度趋势图和设备绝缘情况进行综合分析，判断缺陷和故障的性质。如在绕组中的热点上、在绝缘导线上、在用压板的区域上、绝缘纤维元件及衬垫上以及油浸绝缘纤维的热老化都会产生CO和CO2.再如电弧烧伤会产生高浓度的H2，而局部放电产生H和C2，绝缘油的过热也产生CH和C变压器序号气体名称烃总和1号2号根据IEC改良的电研法和5种气体组分（H）和CO等特征气体，我们开发了一个绝缘状态分析软件（见图8），以便对运行中的变压器进行在线分析。

该软件参数是120台超高压故障变压器测试结果。今后在借鉴使用中应结合国产变压器结构和绝缘材料的特点，从统计数据中找出特征气体比的修正值。例如浑河一、二组运行主变测试数据见因表2中数据不符合软件的判断条件，该变压器应在运行。我们采用动态浓度趋势曲线图进行监视，当监测数据接近软件判断条件时再进行综合分析，确定缺陷和故障的存在和性质。

5建议应用变压器油中溶解气体组分H等判断变压器内部的缺陷和故障已被广泛使用，但目前分析中的系数借用的较多，希望国内科研院所应对国产45号、25号变压器油中溶解气体的本生系数进行重复试验，以便满足生产中的需要。

某扩建电厂主变绕组联结方式的分析关根志1，张元芳1，陆汝常1，赵随辰（1.武汉水利电力大学，湖北武汉4300722.河南省辉县市电厂，河南辉县453600）具体分析了某扩建电厂主变绕组联结方式的选择问题，并指出了运行方式中必须注意的技术问题。

1前言随着电力工业的发展，不少中、小型电厂需要扩大生产规模，扩建新机组，往往形成新厂、老厂共存的格局。为了与系统电网相联，也为了新厂、老厂互为备用电源以及运行方式上的灵活性，人们常常希望新厂与老厂的主变压器之间能够互联，并接入系统电网。但是，由于新厂、老厂的设备状况不同，其运行方式也往往已成定式，所以使现场情况变得比较复杂，这时如不进行认真的技术论证，深入分析现场的具体情况，确定科学合理的接线方案，往往会造成技术上的失误及经济上的巨大损失。

2问题的提出辉县市电厂即属上述情况。该厂原先的老厂共有6台发电机，并通过6台Yd11联结的升压变压器，将发电机的6.3kV电压升至35kV送入开关站的35kV母线，接入系统电网。而今为了扩大生产规模，1997年开始计划扩建两台5.5MW的发电机组厂已定购了一台YNd11联结的主变，将发电机的10.5kV电压升至kV送入开关站的kV母线上。电厂为了实现新厂与老厂互为备用电源，所以在老厂设置了一台YNd11联结的kV35kV的变压器作为联络变，将老厂的35kV母线电压升至kV后送至新厂，与新厂主变的kV侧相连。

同时，电厂决定将老厂从35kV进入系统电网改为从新厂的kV母线进入系统电网。其主接线如图1所示。

对此接线存在两种意见，体现为两种方案。方案1认为，在这种接线情况下，新厂主变不能采用YNd11的绕组联结方式，而必须将此主变的绕组联结方式改装成YNy0方可满足运行要求。否则，由于新厂与老厂的kV变压器因接线方式的原因，将会导致kV侧存在30°的相位差角，不符合《电力工程电气设计手册》中关于变压器并列运行的条件。方案2则认为，此接线可满足运行要求，新厂主变的绕组联结方式不需改变，采用现成的YNd11联结方式即可。如果将其改成YNy0联结方式，尽管可以满足运行条件要求，但却存在种种弊端。

3主变绕组联结方式的分析与讨论3.1对方案1的分析与讨论方案1的理论根据是《电力工程电气设计手册》中的第52节主变压器型式的选择中关于绕组变压器