变压器油微水检测传感器
变压器油微水检测传感器GY-HTW306G
产品描述
油微水检测传感器专用于工业、变压器、大卡车和汽车等领域涉及到
的精确在线油中的水分含量分析检测。油液水分含量传感器的微控制器直接接口可以实现RS485数字信号输出。该系列产品也可根据客户需求提供定制版本。 特性 ? 全互换性 ? 可靠性好，性能长期稳定 ? 特有的机械和化学敏感原件 应用 ?工业 ? 变压器 ? 卡车
? 汽车 接线图
1---VDC
brown 棕色 2---RS-485-/B write 白色 3---GND blue 蓝色 4---RS-485+/A black 黑色
供电电源 DC 14V-28V 测 量 标 准
水分活性 温度 测量范围 0 ... 1 aw
测量范围 -40...85°C
精 度 精 度
0 ... 0.9 ± 0.03 精度（ at +20 °C ） ± 0.3°C 0.9 ... 1.0
± 0.05
-20...85°C ± 0.5°C 反应时间 油流 (标准)
<1 min 工 作 环 境
工作温度 -40 ... +60 °C 油 温 -40 ... +80 °C 压强范围 最高10 atm 油 流 建议流动 金属外壳
G 1/2’’ ISO
Ⅰ：
变压器油的标准
变压器油的标准： 变压器绝缘油的常规试验项目(物理－－化学性质的项目) 1》在20/40℃时℃比重不超过0.895(新油)。 2》在50℃时粘度(思格勒)不超过1.8(新油)。 3》闪光点(℃)不低于135(运行中的油不比新油降低5℃以上)。 4》凝固点(℃)不高于-25(在月平均最低气温不低于-10℃的地区，如无凝固点为-25℃的绝缘油时，允许使用凝固点为-10℃的油)。 5》机械混合物无。 6》游离碳无。 7》灰分不超过(%)0.005(运行中的油0.01)。 8》活性硫无。 9》酸价(KOH毫克/克油)不超过0.05(运行中的油0.4)。 10》钠试验的等级为2。 11》安定性：<1>氧化后的酸价不大于0.35。<2>氧化后沉淀物含量(%)0.1。12》电气绝缘强度(标准间隙的击穿电压)不低于(KV)：<1>用于35KV及以上的变压器(40)。<2>用于6～35KV的变压器(30)。<3>用于6KV以下的变压器(25)。13》溶解于水的酸或殓无。 14》水分无。 15》在+5℃时的透明度(盛于试管内)透明。 16》tgδ和体积电阻(如果浸油后的变压器tgδ和C2/C50值增高则应进行测量)tgδ不超过(%)在20℃时为1(运行中为2)，在70℃时为4(运行中为7)，体积电阻(无规定值但应与最低值进行比较)。 绝缘油和SF6 气体gb50150 20.0.1 绝缘油的试验项目及标准，应符合表20.0.1 的规定。
20.0.2 新油验收及充油电气设备的绝缘油试验分类，应符合表20.0.2 的规定。 表20.0.2 电气设备绝缘油试验分类
20.0.3 绝缘油当需要进行混合时，在混合前，应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析，其结果应符合表 20.0.1 中第8、11项的规定。混油后还应按表20.0.2 中的规定进行绝缘油的试验。 20.0.4 SF6新气到货后，充入设备前应按国家标准《工业六氟化硫》GB12022 验收，对气瓶的抽检率为10%，其他每瓶只测定含水量。 20.0.5 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。
变压器油中溶解气体在线监测概要
变压器油中溶解气体在线监测方法研究
摘要 (3) 1. 导言 (4) 2. 国内外发展现状及发展趋势 (6) 3. 变压器油中溶解气体在线监测方法的基本原理 (9) 3.1.变压器常见故障类型 (9) 3.2.变压器内部故障类型与油中溶解特征气体含量的关系 (10) 4. 基于油中特征气体组分的故障诊断方法 (14) 4.1.特征气体法 (14) 4.2.三比值法 (15) 4.3.与三比值法配合使用的其它方法 (17)
摘要 电力变压器是电力系统中最主要的设备，同时也是电力系统中发生事故最多的设备之一，对其运行状况实时监测，保证其安全可靠运行，具有十分重要的意义。变压器油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映设备异常的特征量。如何以变压器油中溶解气体在线监测为手段，实现对运行变压器潜伏性故障的诊断和预测，是本文的出发点。 本文的目标是研究基于油中溶解气体分析（DGA）的电力变压器状态监测与故障分析方法，通过气体色谱分析方法实现对变压器油中溶解的七种特征气体（氢气H2、甲烷CH4、乙炔C2H2、乙烯C2H4、乙烷C2H6、一氧化碳CO、二氧化碳CO2)组分含量在线实时监测，从而达到对电力变压器工作状态的诊断分析。
1.导言 现代社会对能源的巨大需求促进了电力工业的飞速发展。一方面是单台电力的容量越来越大；另一方面是电力网向着超高压的方向发展，并正组织成庞大的区域性甚至跨区域的大电网。然而，随着电力设备容量的增大和电力网规模的扩大，电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响也就越来越大。这就要求供电部门在不断提高供电质量的同时，要切实采取措施来保证电力设备的正常运行，以此来提高供电的可靠性。长期以来形成的定期检修已不能满足供电企业生产目标。激烈的市场竞争迫使电力企业面临着多种棘手的问题，例如如何提高设备运行可靠性、如何有效控制检修成本、合理延长设备使用寿命等。因此，状态检修已成为必然。而状态检修的实现，必须建立在对主要电气设备有效地进行在线监测的基础上，通过实时监测高压设备的实际运行情况，提高电气设备的诊断水平，做到有针对性的检修维护，才能达到早期预报故障、避免恶性事故发生的目的。由此可见，以变压器状态监测为手段，随时对其潜伏性故障进行诊断和预测以及跟踪发展趋势是十分必要的。 对于大型电力变压器，目前几乎大多是用油来绝缘和散热，变压器油与油中的固体有机绝缘材料在运行电压下因电、热、氧化和局部电弧等多种因素作用会逐渐变质，裂解成低分子气体；变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。随着故障的缓慢发展，裂解出来的气体形成气泡在油中经过对流、扩散作用，就会不断地溶解在油中。同一类性质的故障，其产生的气体量随故障的严重程度而异。由此可见，油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映电气设备电气异常的特征量。 溶解气体分析(Dissolved Gas Analysis简称DGA)是诊断变压器内部故障的最主要技术手段之一。根据GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，可以通过分析油中7种分析组分H2、C2H2、C2H4、C2H6、CH4、CO和CO2的含量来判断并分析故障。通过从油样中分离出这些溶解气体，并利用色谱技术对其进行定量分析。变压器油中溶解的各种气体成分的相对数量和形成速度主要取决于故障点能量的释放形式及故障的严重程度，所以根据色谱分析结果可以进
油中溶解气体及微水便携式监测仪
油浸式变压器 油中溶解气体及微水便携式监测仪 Transport X 通用电气商业(上海)有限公司 凯尔曼电力科技(上海)有限公司 2008年10月
前言： 在现代电力工业的设备运行和维护中，要求在电厂或电站运行的关键变压器特别是发现有异常的变压器上经常进行故障气体，微水含量，局部放电，绕组变形等多种项目的测量。从这些结果中得到的科学信息是电力部门预计并控制安全服务和运行成本的诸多因素。 随着现代科技的快速发展以及微处理器的引入，使智能化便携式检测仪器的广泛应用成为可能。它可从多气体比值判断故障性质及类型，采取必要措施，使变压器的故障在初期就得到预防，从而将故障消灭在萌芽阶段，更显示出了他的重要作用。近年来在国外各大电力部门的应用已经证明，便携式检测技术对电力设备的充分利用，提高效益，延长使用寿命以及降低运行维护费用方面都有极大的作用。 自1960年以来，世界电力工业广泛使用变压器油中多种故障气体的色谱分析及多比值，TD图等判断方法为电力部门的安全高效运行提供重要依据。但其测量周期较长，脱气误差较大以及耗时较多等问题，尚难满足安全生产和状态检修的要求。因此，变压器油中多种故障气体的检测就成为迫切的需要。 由国家质量监督局颁布的最新国家标准“变压器油中溶解气体分析和判断导则”中指出了变压器绝缘油的产气原理是由于绝缘油和固体绝缘材料在电及热作用下的分解。低能量放电故障促使最弱的C-H键断裂，主要重新化合成氢气，乙烯在高于甲烷和乙烷的温度下生成。大量的乙炔是在电弧的弧道中产生。 标准定义了“对判断充油电器设备内部故障有价值的特征气体：即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）”，并说明氧气（O2）和氮气（N2），可作为辅助判断指标。因此对包含氧气（O2）在内的8种故障气体进行在线检测才能符合中国国家标准的要求。 由于实验室油中溶解气体分析方法是间隔一定时间的周期分析，它能够检测出变压器内部潜伏期长、发展缓慢的故障。但对发展快、甚至突发性的故障，则往往容易反应不及时，而难以预防此类事故的发生。 便携式变压器油中溶解气体检测设备，就是为了弥补其实验室周期分析的不足而发展起来的。因为即使突发性故障，也有一个发生、发展的时间过程，只要能够针对有异常的
变压器油油泥析出试验测试技术规范
变压器油油泥析出试验测试 通用技术规范
本规范对应的专用技术规范目录 变压器油油泥析出试验测试物资采购标准 技术规范使用说明 1、本标准技术规范分为通用部分、专用部分。 2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。 3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写《项目单位技术差异表》并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会： ①改动通用部分条款及专用部分固化的参数； ②项目单位要求值超出标准技术参数值； ③需要修正污秽、温度、海拔等条件。 经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成《项目单位技术差异表》（表4），放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 4、技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 5、技术规范专用部分由项目单位根据工程情况编写，其中带“××”的文字和技术参数及“项目单位填写”的部分由各项目单位根据工程实际情况和需要必须全面认真填写；空白部分的参数根据需要选择填写；表格中带下划线的技术参数由项目单位和设计院根据工程具体情况更改，不带下划线的技术参数为固化技术参数，技术规范专用部分技术参数表中项目单位与投标人均不需要填写的部分栏目，项目单位应以“—”表示。 6、投标人应逐项响应技术规范专用部分中相应内容。填写投标人响应部分，应严格按技术规范专用部分的“招标人要求值”一栏填写相应的投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“表5投标人技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。 7、货物需求一览表中数量各项目单位和设计院必须填写，如不能确定准确数量，可
变压器油的检测项目和试验意义
变压器油的检测项目及试验意义 1、外观：检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色：新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。 4、酸值：油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80℃以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。
5、氧化安定性：变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不含抗氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 6、击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，如当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。 7、介质损耗因数：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01％～0.1％数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在
绝缘油酸值检测细则
规章制度编号：国网（运检/4）***-2016 国家电网公司变电检测通用管理规定第54分册绝缘油酸值检测细则 国家电网公司 二〇一六年十月
目录
前言 ................................................................................................................................................................. III 1 检测条件.. (2) 1.1环境要求 (2) 1.2待测样品要求 (2) 1.3人员要求 (2) 1.4安全要求 (2) 1.5检测仪器及材料要求 (2) 2 检测准备 (3) 2.1环境、人员、仪器准备 (3) 2.2指示剂的配制 (3) 3 检测方法 (3) 3.1检测原理 (3) 3.2检测步骤 (3) 3.3注意事项 (4) 3.4检测验收 (4) 4 检测数据分析和处理 (4) 5 检测报告 (5) 附录 A （规范性附录）绝缘油酸值检测报告 (6)
前言 为进一步提升公司变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，国网运检部组织26家省公司及中国电科院全面总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对现行各项管理规定进行提炼、整合、优化和标准化，以各环节工作和专业分工为对象，编制了国家电网公司变电验收、运维、检测、评价、检修管理通用细则和反事故措施（以下简称“五通一措”）。经反复征求意见，于2017年1月正式发布，用于替代国网总部及省、市公司原有相关变电运检管理规定，适用于公司系统各级单位。 本细则是依据《国家电网公司变电检测通用管理规定》编制的第54分册《绝缘油酸值检测细则》，适用于35kV及以上变电站的变压器、电抗器、电流互感器、电磁式电压互感器、油浸式消弧线圈等充油电气设备。 本细则由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。 本细则起草单位：**、**。 本细则主要起草人：**、**。
变压器油中气体及微水在线监测装置
T R A N S C O N N E C T User Guide 40-0099-04
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TRANSCONNECT Users Guide PN: 40-0099-04 Date: June 2, 2008 Kelman Ltd. Lissue Industrial Estate East Lissue Road Lisburn BT28 2RB United Kingdom Tel: +44 (0) 28 92 622 915 Fax: +44 (0) 28 92 622 202 E–mail: mail@https://www.sodocs.net/doc/6713623481.html, 2008 All rights Reserved KELMAN Ltd. Subject to change without notice
TRANSCONNECT Users Guide PN: 40-0099-04 Contents Introduction (5) Software Installation (5) USB Driver Installation (5) Getting Started Guide (7) 1. Preparations (7) 2. Set up a new site (8) 3. Set up Communication (9) 4. Main Window (15) 5. Measurements (16) 6. Scheduling (17) 7. Alarms (18) 8. Inputs (20) 9. Settings (21) 10. Communications (22) 11. Networking (23) 12. Security (23)
变压器油的检测项目及意义
变压器油的检测项目及测试意义 1、外观：检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色：新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。(推荐A1070微量水分测定仪) 4、酸值：油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时(如80℃以上)还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。(推荐A1040自动酸值测定仪) 5、氧化安定性(可选)：变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不含抗氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 (A1101氧化安性测定仪) 6、击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。(A1160 绝缘油介电强度测定仪) 7、介质损耗因数：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01％～0.1％数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。(A1170 自动油介损及体积电阻率测定仪) 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。(A1200 自动界面张力测定仪) 9、油泥：此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5％的比例混油时，必须进行油泥析出试验。 10、闪点：闪点对运行油的监督是必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混
运行中变压器油质量标准 GB7595—87
中华人民共和国国家标准 UDC621.892.098 ∶543.06 运行中变压器油质量标准GB7595—87 Quality criteria of transformer oils in service 国家标准局1987-03-26批准1988-01-01实施 本标准适用于充油电气设备所用各种牌号矿物变压器油在运行中的质量监督；对上述油品规定了常规检验项目、检验周期及必须达到的质量标准。 1 引用标准 GB 261 石油产品闪点测定法(闭口杯法) GB 264 石油产品酸值测定法 GB 507 电气用油绝缘强度测定法 GB 2536 变压器油 GB 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的试验方法 GB 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法) GB 7600 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB 7601 运行中变压器油水分测定法(气相色谱法) YS-6-１界面张力测定法 YS-27-1 油泥析出测定法 YS-30-1 介质损耗因数和体积电阻率测定法 YS-C-3-1 气体含量测定法(真空脱气法) YS-C-3-2 气体含量测定法(二氧化碳洗脱法) 2 技术要求 2.1 新变压器油的验收，应按GB 2536的规定进行。 2.2 运行中变压器油应达到的常规检验质量标准列于表1。 2.3 当主要变压器用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督； 若其他某项指标亦接近允许值或不合格时，则应立即采取措施。 2.4 发现闪点下降时，应按YS—C—3—1分析油中溶解气体，以查明原因。 表 1 运行中变压器油质量标准
变压器油的检测项目及试验意义
的检测项目及试验意义 1、外观：检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色：新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。 4、酸值：油中所含酸性产物会使油的增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80℃以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。 5、：变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不含抗氧化剂的油，
除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 6、击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，如当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。 7、：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有％～％；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。
变压器油中溶解气体在线监测装置(色谱法,7种气体和微水)
GDDJ-DGA变压器油色谱在线监测装置 一、规定用途 GDDJ-DGA 变压器油色谱在线监测装置是用于电力变压器油中溶 解气体的在线分析与故障诊断，适用于各种电压等级的电力充油变压器、电弧炉变压器、电抗器以及互感器等油浸式高压设备。 二、安全规程 从事本设备的安装，投入运行，操作，维护和修理的所有人员 ◆必须有相应的专业资格。 ◆必须严格遵守各项使用说明。 ◆不要在数据处理服务器上玩电子游戏、浏览网页。 ◆不要在数据处理服务器上任意安装软件，避免不必要的冲突。 违章操作或错误使用可能导致： ◆降低设备的使用寿命和监测精度。 ◆损坏本设备和用户的其他设备。 ◆造成严重的或致命的伤害。 三、GDDJ-DGA 变压器油色谱在线监测装置简介 GDDJ-DGA 变压器油色谱在线监测装置可实现自动定量循环清洗、进油、油气分离、样品分析，数据处理，实时报警；快速地在线监测变压器等油浸式电力高压设备的油中溶解故障气体的含量及其增长率，并通过故障诊断专家系统早期预报设备故障隐患信息，避免设备事故，减少重大损失，提高设备运行的可靠性。该系统作为油色谱在线监测领域的新一代
产品，将为电力变压器实现在线远程DGA 分析提供稳定可靠的解决方案，是电力系统状态检修制度实施的有力保障。 GDDJ-DGA 系统是结合了本公司在电力色谱自动全脱气装置运行 中近二十年的成功经验，并总结国内外油色谱在线监测的优缺点，倾心打造而成。该系统保持了我公司产品向来所具有的稳定性、可靠性、准确性等方面的优势： ?在线检测H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、H20(可选)的浓度及增长率； ?定量清洗循环取样方式，真实地反应变压器油中溶解气体状态； ?油气分离安全可靠，不污染，排放和不排放变压器油可由用户自己选择； ?采用专用复合色谱柱，提高气体组分的分离度； ?采用进口特制的检测器，提高烃类气体的检测灵敏度； ?高稳定性、高精度气体检测技术，误差范围为± 10%； ?成熟可靠的通信方式，采用标准网络协议，支持远程数据传输； ?数据采集可靠性高，采用过采样技术Δ－∑模数转换器，24位分辨率，自动校准； ?多样的数据显示及查询方式，提供报表和趋势图，历史数据存储寿命为10年； ?环境适应能力强，成功应用于高寒、高温、高湿度、高海拔地区； ?抗干扰性能高，电磁兼容性能满足GB/T17626 与IEC61000 标准；
变压器油检测
变压器油检测 一体化精密油介损测试仪是用于绝缘油等液体绝缘介质的介质损耗角的高精密仪器.一体化结构.内部集成了介损油杯、温控仪、温度传感器、介损测试电桥、交流试验电源、标准电容器等主要部件.其中加热部分采用了当前最为先进的高频感应加热方式.该加热方式具备 油杯与加热体非接触、加热均匀、速度快、控制方便等优点. 性能简介 1、外观： 检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色： 新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分： 水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。 4、酸值： 油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80℃以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。 5、氧化安定性： 变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不
含抗氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 6、击穿电压： 变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。 7、介质损耗因数：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01%～0.1%数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。 9、油泥：此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5%的比例混油时，必须进行油泥析出试验。 10、闪点：闪点对运行油的监督是必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混入了轻质馏份的油品，从而保障设备的安全运行。 11、油中气体组分含量：油中可燃气体一般都是由于设备的局部过热或放电分解而产生的。产生可燃气体的原因如不及时查明和消除，对设备的安全运行是十分危险的。因此采用气相色谱法测定油中气体组分，对于消除变压器的潜伏性故障是十分有效的。该项目是变压器油运行监督中一项必不可少的检测内容 12、水溶性酸：变压器油在氧化初级阶段一般易生成低分子有机酸，如甲酸、乙酸等，因为这些酸的水溶性较好，当油中水溶性酸含量增加（即pH值降低），油中又含有水时，会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀，并降低电气设备的绝缘性能，缩短设备的使用寿命。 13、凝点：根据我国的气候条件，变压器油是按低温性能划分牌号。如10、25、45三种牌号系指凝点分别为-10、-25、-45℃。所以对新油的验收以及不同牌号油的混用，凝点的测定是必要的。
运行中变压器油汽轮机酸值测定法(BTB法)
运行中变压器油.汽轮机酸值测定法（BTB法） 1适用范围 本方法适用于测定运行中变压器油、汽轮机油的酸值。 该法是采用沸腾乙醇抽出试油中的酸性组分，再用氢氧化钾乙醇溶液进行滴定，中和1g试油酸性组分所需要的氢氧化钾毫克数称为酸值。 2 试验性质 预试、交接、大修 3试验方法 3.1 仪器 3.1.1 锥形烧瓶：200～300ml。 3.1.2 球形或直形回流冷凝器.：长约30mm。 3.1.3 微量滴定管：1～2ml 分度0.02ml。 3.1.4 水浴。 3.2 试剂 3.2.1 氢氧化钾溶液：配成0.02～0.05mol/L氢氧化钾乙醇溶液。 3.2.2 嗅百里香草酚蓝（BTB）指示剂：取0.5g嗅百里香草酚蓝（称准至0.01g）放入烧杯内，加入100ml无水乙醇，然后用0.1mol/L氢氧化钾的溶液中和至pH为5.0。 3.3 试验步骤 3.3.1 用锥形烧瓶称取试油8～10g （准至0.01g）。
3.3.2 量取无水乙醇50ml倒入有试油的锥形烧瓶中，装上回流冷凝器，于水浴上加热，在不断摇动下回流5min，取下锥形烧瓶加入0.2ml BTB指示剂，趁热以0.02～0.05mol/L 的氢氧化钾乙醇溶液滴定至溶液由黄色变成蓝绿色为止，记下消耗的氢氧化钾乙醇溶液的毫升数。 BTB指示剂在碱性溶液中为蓝色，因试油带色的影响，其终点颜色为蓝绿色。 在每次滴定时，从停止回流至滴定完毕所用时间不得超过3min.。 3.3.3 取无水乙醇50ml按第二步骤进行空白试验。 3.4计算 试油的酸值按下式计算： m C V V V X ?? -= 1. 56 )0 1 ( 式中：X—试油的酸值，mgKOH/g； V1—滴定试油所消耗0.02～0.05mol/L氢氧化钾乙醇溶液的体积，ml； V0—滴定空白所消耗0.02～0.05mol/L氢氧化钾乙醇溶液的体积，ml； C—氢氧化钾乙醇溶液的浓度，mol/L； 56.1—氢氧化钾分子量； m—试油的质量，g。
变压器绝缘油中微水监测探讨(一)
变压器绝缘油中微水监测探讨(一) 摘要阐述了变压器油中微水的状态及危害,论述了变压器绝缘油中微水的测试方法,以期为变压器绝缘油中微水监测提供参考。 关键词变压器;绝缘油;微水监测 目前电力变压器不仅属于电力系统最重要的和最昂贵的设备之列,而且也是导致电力系统事故最多的设备之一。变压器在发生突发性故障之前,绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压的作用下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。因此,国内外不仅要定期做以预防性试验为基础的预防性维护,而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略,以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷1-4]。变压器绝缘油中微水的含量也是确定变压器绝缘质量的参数。变压器在线智能诊断设备能够自动采集、分析油中微水的含量并得出故障原因,提供解决方案,使用户及时解决变压器中存在的隐患,防止事故发生。1变压器油中微水的状态及危害 变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水,产生的水分会以下列状态存在:一是游离水。多为外界入侵的水分,如不搅动不易与水结合。不影响油的击穿电压,但也不允许,表明油中可能有溶解水,立即处理。二是极度细微的颗粒溶于水。通常由空气中进入油中,急剧降低油的击穿电压。介质损耗加大,真空滤油。三是乳化水。油品精炼不良,或长期运行造成油质老化,或油被乳化物污染,都会降低油水之间的界面张力,如油水混合在一起,便形成乳化状态。加破乳化剂。
其危害:一是降低油品的击穿电压。100～200mg/kg击穿电压大幅度降至1.0kV,油中纤维杂质极易吸收水分,在电场作用下,在电极间形成导电的“小桥”,因而容易击穿。二是使介质损耗因数升高。悬浮的乳化水影响最大,不均匀。三是促使绝缘纤维老化,绝缘纤维的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子,水分进入纤维分子后降低其引力,促使其水解成低分子的物质,降低纤维机械强度和聚合度。实验证明,120℃,绝缘纤维中的水分每增加1倍,纤维的机械强度下降1/2,当温度升高,油中的水增加,纤维的水降低,温度降低,则相反。因此,应监视油中的微水,进而监视绝缘纤维的老化。四是水分助长了有机酸的腐蚀能力,加速了对金属部件的腐蚀。综上所述,油中含水量愈多,油质本身的老化、设备绝缘老化及金属部件的腐蚀速度愈快,监测油中水分的含量,尤其是溶解水的含量十分必要。
绝缘油酸值测试仪(操作方法)使用说明书
电力变压器绝缘油酸值测试仪使用方法 绝缘油酸操作方法 （一）溶液的作用及配置 绝缘油酸的操作方法一共分为两步，第一是溶剂的配置，第二是连接与测量，溶液也称为试剂属于易损耗材，如果超出使用有效期将无法使用请您妥善处理，试剂一共有以下六种，中和液（乙醇-KOH）溶液、萃取液、标准酸溶液、BTB水溶液、洗气液和无水乙醇，试剂一般我们一般是在出库前一天配置，有效期一般3~6个月不等，详见实物表明。 （1）中和液（乙醇—KOH）溶液: 把随仪器附带的标有KOH的玻璃瓶中内的白色固体尽可能全部转移到贴有乙醇—KOH标签的玻璃瓶内，再向瓶内注入约100ml无水乙醇，充分摇动使之完全溶解，并静置一昼夜备用。 （2）萃取液：准备一个1000ml以上的容器(可以选用洁净干燥的饮用水瓶)和一个反应杯，异丙醇和石油醚各500ml。打开随仪器附带的装有BTB指示剂的塑料袋，倒入反应杯中，加入少量异丙醇和石油醚溶解，溶液转移到预先准备好的大容器，再用石油醚和异丙醇多次清洗反应杯，清洗液一并倒入大容器中，剩余的石油醚和异丙醇全部倒入大容器中摇匀。再分别注入盛装异丙醇和石油醚的空瓶旋紧瓶盖备用。 （3）标准酸溶液：标准酸溶液为0.15mol/l的邻苯二甲酸氢钾水溶液，在小玻璃瓶中可直接取用。
（4）BTB水溶液：把随仪器附带的装有BTB的塑料袋剪开，把塑料袋内的BTB 固体尽可能全部转移到100ml的容量瓶内，再向瓶中注入100ml无水乙醇，充分摇动使之完全溶解备用。每次使用时，用刻度吸管吸取0.5ml此溶液，加入50ml蒸馏水即配制成BTB水溶液。 （5）洗气液：把随仪器附带的标有KOH玻璃瓶中白色固体尽可能全部转移到贴有洗气瓶标签的塑料瓶内，再向瓶内注入约50ml水，充分摇动使之完全溶解备用。 （6）无水乙醇：将无水乙醇倒入随仪器附带的清洗瓶中。 （二）连接方法 打开绝缘油酸测试仪右部小门，把洗气瓶、中和液(乙醇—KOH)、无水乙醇三个塑料瓶从左到右依次放入，用软管把中和液(乙醇—KOH)的另一个出口与底板上的接口连接起来，把试剂瓶内的萃取液注入萃取池内，把装有无水乙醇的瓶子与底板上的接口连接起来，压下蠕动泵的压臂并锁紧，确认无误后，关闭仪器右部的小门，如图所示：
变压器油中溶解气体及微水在线监测系统技术方案
大型油浸式电力变压器 油中溶解气体及微水在线监测系统 技术方案
前言： 在现代电力工业的设备运行和维护中，要求在电厂或电站运行的关键变压器特别是发现有异常的变压器上经常进行故障气体，微水含量，局部放电，绕组变形等多种项目的测量。从这些结果中得到的科学信息是电力部门预计并控制安全服务和运行成本的诸多因素。 随着现代科技的快速发展以及微处理器的引入，在线检测仪器的发展速度正在稳步提高。在线检测仪器的功能不断改善而价格在逐步下降，使智能化在线检测仪器的广泛应用成为可能。由于通讯技术的发展使得在线检测的结果能够快速传递到远距的分析和控制中心，在出现故障时不但能及时自动报警并可从多气体比值判断故障性质及类型，采取必要措施，更显示出了他的重要作用。近年来在国外各大电力部门的应用已经证明，在线检测技术对电力设备的充分利用，提高效益，延长使用寿命以及降低运行维护费用方面都有极大的作用。 自1960年以来，世界电力工业广泛使用变压器油中多种故障气体的色谱分析及多比值，TD图等判断方法为电力部门的安全高效运行提供重要依据。但其测量周期较长，脱气误差较大以及耗时较多等问题，尚难满足安全生产和状态检修的要求。因此，变压器油中多种故障气体的在线检测就成为迫切的需要。 由国家质量监督局颁布的最新国家标准“变压器油中溶解气体分析和判断导则”中指出了变压器绝缘油的产气原理是由于绝缘油和固体绝缘材料在电及热作用下的分解。低能量放电故障促使最弱的C-H键断裂，主要重新化合成氢气，乙烯在高于甲烷和乙烷的温度下生成。大量的乙炔是在电弧的弧道中产生。 标准定义了“对判断充油电器设备内部故障有价值的特征气体：即氢气（H 2 ）， 甲烷（CH 4）,乙烷（C 2 H 6 ），乙烯（C 2 H 4 ），一氧化碳（CO），二氧化碳（CO 2 ）”，并说 明氧气（O 2）和氮气（N 2 ），可作为辅助判断指标。因此对包含氧气（O 2 ）在内的8 种故障气体进行在线检测才能符合中国国家标准的要求，进一步检测氮气（N 2 ）是国际新发展方向。
电力设备带电检测技术规范20130530
电力设备带电检测技术规范 国家电网公司 2010年1月
目录 前言 .............................................................................................................................................. I 1范围 . (1) 2规范性引用文件 (1) 3定义 (1) 5变压器检测项目、周期和标准 (4) 6套管检测项目、周期和标准 (5) 7电流互感器检测项目、周期和标准 (6) 8电压互感器、耦合电容器检测项目、周期和标准 (8) 9避雷器检测项目、周期和标准 (9) 10 GIS本体检测项目、周期和标准 (10) 11开关柜检测项目、周期和标准 (12) 12敞开式SF6断路器检测项目、周期和标准 (12) 13高压电缆带电检测项目、周期和标准 (13) 附录A 高频局部放电检测标准 (17) 附录B 高频局部放电检测典型图谱 (18) 附录C GIS超高频局部放电检测典型图谱 (21) 附录D 高压电缆局部放电典型图谱 (29) 附录E 编制说明 (30)
Q/GDW ××××－2009 前言 电力设备带电检测是发现设备潜伏性运行隐患的有效手段，是电力设备安全、稳定运行的重要保障。为规范和有效开展电力设备带电检测工作，参考国内外有关标准，结合实际情况，制订本规范。 本标准附录A为规范性附录，附录B、附录C、附录D为资料性附录。 本标准由国家电网公司生产技术部提出。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准主要起草单位：北京市电力公司、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院 本标准参加起草单位：江苏省电力公司、福建省电力公司、湖北省电力公司 本标准的主要起草人：刘庆时、张国强、丁屹峰、韩晓昆、黄鹤鸣、杨清华、赵颖、闫春雨、毛光辉、彭江、牛进仓、孙白、王承玉 本标准由国家电网公司生产部负责解释。 本标准自发布之日起实施。
变压器油色谱异常分析及处理_图文(精)
变压器油色谱异常分析及处理 （陕西延安） 摘要：介绍了延安发电厂3＃主变压器油色谱分析数据超标后的检查、试验、分析判断及处理。 关键词：变压器；色谱；分析；处理 延安发电厂3＃主变压器（型号SFSb－20000/110，额定容量20MW），在8月13日的油样色普分析结果中，发现乙炔含量为6.51ppm，超过注意值5.0ppm，引 起注意，及时汇报加强监督，为了进一步判断分析，在8月17日，又取油样送检，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，由6.5 1ppm 增长到7.26 ppm，在8月18日，再次送检油样，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，增长到11.76 ppm，根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，及时汇报，立即退出运行安排检查。 1 设备修前测量试验情况 1.1变压器油气相色谱分析报告 采样时间气体组分 （uL/L） H 2 CO CO 2 CH4 C 2H6 C 2H4 C 3H8 C 2H2 C 3H6 C 1+C2 86.95 16281514 6 5
.13 6.32 7.95 .77 .77 1.31 .51 5.36 8 .17 13.35 22 1.87 275 5.66 5 .66 2 .22 4 2.82 7 .26 5 7.96 8 .18 60.6 22 5.75 341 6.01 1 1.57 1 .82 5 4.3 1 1.76 7 9.45 8 .20 64.82 21 7.14 359 1.95 1 4.34 2 .31 6 5.67 1 4.15 9 6.47 结论根据三比值计算 编码为102，判断设 备内部存在裸金属放 电故障，建议立即停 运检修。 以8月20日的数据为依据，利用三比值法对其故障进行判断: （1）C2H2/ C2H4=14.15/65.67＝0.27，比值范围的编码为：1； （2）CH4/ H2=14.34/64.28＝0.22，比值范围的编码为：0； （3）C2H4/C C2H6=65.67/2.31＝28.42，比值范围的编码为：2； 通过三比值计算编码为102,初步判断其故障性质为高能量放电。 1.2在西北电研院专家的指导下，对变压器进行了修前检测、试验。绕组绝缘测试合 格；绕组直流泄漏电流测试合格；各绕组介质损耗测试合格；高压侧110kv套管介质