变压器油中溶解气体色谱在线分析

　　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B 0，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。最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H 2.超高压变压器有痕量的C 2.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CO 2.再如电弧烧伤会产生高浓度的H 2，而局部放电产生H和C 2，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kV 35kV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。

　  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。

 

上一页  [1] [2] 

本文关键字：在线  变压器油  变频器基础，变频技术 - 变频器基础