油化验基础知识培训

油化验基础知识培训一.我厂电力用油的分类。我厂电力用油主要分为：变压器油、电缆油、透平油三大类。二.全厂主要充油电气设备统计：A厂：＃1至＃4主变，SFC输入输出变，500KV蓄北线、AB线充油电缆，下库小水电变，综合大楼油库变，下库进出水口变，柴油机房变，上库隔离变，A厂第一备用电源变，调压井变，上库大坝变。B厂：＃5至＃8主变，500KV充油电缆0ABA56、0ABA78，B厂上库进出水口变，B厂第一备用电源变。三.油质标准及检验周期：（一）、变压器油运行中变压器油质量标准（参考GB7595-87与变压器厂家标准）序号项目电压等级质量指标（KV）投入运行前的油运行中油1水溶性酸（PH值）5.4≥4.22酸值，mgKOH/g≤0.03≤0.13闪点（闭口），℃1401.不比新油标准低52.不比前次测定低54机械杂质（定性）无无5游离碳无无6水分，ppm(µl/l)变压器500220～33066～110≤10≤15≤20≤20≤30≤407界面张力（25℃）mN/m≥35≥198介质损耗因数（90℃）500≤330≤0.7％≤1％≤2％≤4％9击穿电压，KV50033066～22020～35≤15≥60≥50≥40≥35≥25≥50≥45≥35≥30≥2010油中总含气量500≤1％≤3％11颗粒度（每100ml油中大于5µm的颗粒数量）5002000个（厂家标准，仅作参考）2000个（厂家标准，仅作参考）运行中变压器油的常规检验项目及周期（本厂标准）设备名称电压等级（KV）检验项目检验周期主变压器500颜色、机械杂质、介质损耗因数、击穿电压、、颗粒度半年一次色谱3个月一次微水半年一次SFC启动变压器18KV颜色、机械杂质、介质损耗因数、击穿电压、、颗粒度半年一次色谱3个月一次微水半年一次其它充油式站用变压器10KV6KV颜色、机械杂质、水溶性酸、闪点（闭口）、击穿电压3年至少一次（二）、500KV电缆油1、运行中电缆油质量标准（厂家标准）序号项目质量指标投入运行前的油运行中油1水溶性酸（PH值）5.4≥4.22酸值，mgKOH/g≤0.03≤0.13闪点（闭口），℃1301.不比新油标准低52.不比前次测定低54水分，ppm(µl/l)≤10≤205介质损耗因数（90℃）≤0.5％（加入电缆后）≤0.1％（新油加入电缆前）≤0.5％6击穿电压，KV≥60≥607油中可燃性气体含量(H2),ppm≤5008气体残压（RGP）电缆内（中电）≤15torr≤50torr（厂家）压力油缸（中电）≤2torr2、运行中电缆油的常规检验项目及周期（本厂标准）设备名称检验项目检验周期蓄北线、A&B联络线水分、介质损耗因数、击穿电压、颗粒度、色谱3个月一次(根据设备情况，可延长取样周期)OABA56电缆OABA78电缆水分、介质损耗因数、击穿电压、颗粒度、色谱1年一次（三）、透平油1、运行中透平油质量标准（GB7596-87）序号项目质量指标1外状透明2机械杂质无3水分（定性）无4酸值mgKOH/g未加防锈剂的油≤0.2≤0.3加防锈剂的油5闪点（开口），℃1.不比新油标准低52.不比前次测定低56运动粘度（40℃），mm2/s与新油原始测试值的偏离值≤20％2、透平油的常规检验项目及周期（本厂标准）设备名称检验项目检验周期上、下导轴承，推力轴承，水导轴承外状、机械杂质、水分（定性）、酸值、闪点（开口）、运动粘度半年一次（检修时、必要时）上、下导轴承，推力轴承，水导轴承轴承污染度、轴承磨损度3个月一次（送广州机床研究所试验）调速器外状、机械杂质、水分（定性）、酸值、闪点（开口）、运动粘度半年一次（检修时、必要时）调速器轴承污染度、轴承磨损度3个月一次（送广州机床研究所试验）尾闸外状、机械杂质、水分（定性）、酸值、闪点（开口）、运动粘度1年一次四.简化分析的意义1.外观：检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物的存在。2.颜色：新油一般为无色或淡黄色，运行中油颜色会逐渐加深，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或过热现象出现。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促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。相对与透平油，油中因有水分而浑浊不清和乳化后，将破坏油膜，影响油的润滑性能，同时漏入机组的水分，如长期与金属不见接触，将产生不同程度的锈蚀。4.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。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。5.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，所以介质损耗因素也很小，一般仅为0.001％～0.1％数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混进其他杂质时，所产生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。6.颗粒度：颗粒度对判断变压器油的污染程度是很敏感的，检测油品中每100ml油中大于5µm的颗粒数量，当油中杂质增多时颗粒度会明显增大。7.闪点：与油品的组成有关，运行中可根据油闪点的突然下降（下降5℃以上），说明有故障存在，应及时查找原因。8.运动粘度：液体的动力粘度与同温度下液体密度之比，动力粘度即面积各为1cm2并相距1cm的两层液体作相对运动时所产生的内摩擦力。正确选择一定粘度的润滑油，可保证机组的稳定可靠运行，粘度过大，会降低机组的功率，粘度过小，会降低油膜的支撑能力，不能形成良好的油膜。五.色谱分析1.色谱分析的特点：分离效能高，分析速度快，样品用量少，灵敏度高，适用范围广。2.气相色谱基本流程：载气系统、色谱柱和检测器。3.气相色谱分离原理：当载气携带着不同物质的混合样品通过色谱柱时，气相中的物质一部分就要溶解或吸附到固定相内，随着固定相中物质分子的增加，从固定相挥发到气相中的试样物质分子也逐渐增加，也就是说，试样中各物质分子在两相中进行分配，最后达到平衡。分配达到平衡时，物质在两相中的浓度比称为分配系数，也叫平衡常数K。在恒定温度下，平衡常数K为常数。可见，利用不同物质在两相间具有不同的分配系数，当两相作相对运动时，试样的各组分就在两相中经反复多次地分配，使得原来分配系数只有微小差别的各组分产生很大的分离效果，从而将各组分分离开来。4.气相色谱分析的气体组分：氢气H2、甲烷CH4、、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2。5.根据变压器油中溶解气体分析和判断导则（SD187-86）制定以下规定:（1）油中溶解气体含量的注意值;设备气体组分含量（ppm）变压器总烃150乙炔5（500KV变压器为1ppm）氢150注：气体浓度达到注意值时，应进行跟踪分析，查明原因。（2）不同故障类型产生的特征气体组分故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H4、、、、CO、CO2H2、C2H6油纸绝缘H2、、CH4、、C2H2、、COC2H6、、CO2油中火花放电C2H2、H2、油中电弧H2、C2H2CH4、C2H4、、C2H6油和纸中放电H2、C2H2、、CO、CO2CH4、C2H4、、C2H6进水受潮或油中气泡H2（3）相对产气速率：γr(%)=(Ci2－Ci1)/(Ci1×△t)×100式中：γr为相对产气速率，％/月；Ci2为第二次取样测得油中气体组分含量；Ci1为第一次取样测得油中气体组分含量；△t为二次取样时间间隔中的实际运行时间。相对产气速率注意值为10％。（4）三比值法：计算得到特征气体C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的三对比值，对比值的范围确定了编码，以及故障类型的编码组合。又根据实验的研究结果提出了比值变化时的可能温度范围，从而体现了特征气体与故障能量的关系。(见附页)六：＃2主变油化分析举例。2005年6月30日，在对A厂4台主变作常规色谱分析试验时，发现#2主变色谱中总烃含量较前次分析（2005年3月2日）大幅增长，故作以下分析。#2主变色谱试验数据组分含量μL/L氢甲烷乙烷乙烯乙炔一氧化碳二氧化碳总烃结论设备名称H2CH4C2H6C2H4C2H2COCO2CH4+C2H6+C2H4+C2H2#2主变2005.3.214.819.27.36.10130.1927.832.6合格#2主变2005.6.3024.242.115.738.10139.2108295.9总烃含量增大2005年7月1日进行复测，复测结果与6月30日基本符合。由上表看，总烃含量虽然并未达到《变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T722－2000》中规定的150μL/L，但根据《导则》中月相对产气速率计算公式计算其相对产气速率γr(%)=(Ci2-Ci1)/(Ci1×△t)×100=(95.9-32.6)/(32.6×4)×100=48.5%/月由计算结果看，总烃含量相对产气速率远大于《导则》中规定的10%的注意值。#2主变溶解气体色谱含量自2003年3月更换#4冷却器工作中经过滤油处理后，各气体组分含量在日常分析中一直保持稳定，从未出现有较大增长的现象，且本次分析中其它主变油样色谱并未出现类似#2主变色谱的突然增长的现象，也基本可以排出仪器发生损坏导致试验结果出现较大误差的可能，所以本次试验结果应引起足够重视。2、#2主变色谱试验结果的三比值分析：根据《导则》的改良三比值法，计算得到特征气体C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三比值编码为021，故障类型判断为300～700℃的中温过热，故障多为分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁芯漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁芯多点接地引起。鉴于#2主变中性点套管存在的漏油现象，不排除#2主变发生中性点套管与主变高压线圈连接引线松动及铁芯漏磁或铁芯多点接地等故障的可能性，但由于目前#2主变总烃及各烯烃组分含量较小，且未超过《导则》中规定的注意值，所以三比值法结果仅能作为参考，并不能作为判断依据。3.#2主变的简化试验。针对#2主变色谱分析存在问题，于2005年7月1日对#2主变取样作简化试验，试验数据如下：序号项目电压标准#2主变2005.3.2#2主变2005.7.11外观透明透明透明2颗粒度2000（每100ml中大于5μm的颗粒数）96711163介损(90C)500KV≤0.7%新油≤2%运行中0.214%0.304%4击穿电压(kV)500KV≥6091855微水μL/L500KV≤10新油≤20运行中4.15.9由简化试验数据看，#2主变油样相比前次分析并无太大变化，说明油质本身性能并未劣化。习题：1.简述我厂变压器油、电缆油、透平油的常规检验项目及周期.2.500KVAB联络线取样的安全隔离措施，及列出油化分析项目内容.3.蓄北线试验结果分析（简化结果分析，色谱气体注意值分析，H2相对产气率计算）：C相压力油缸H2CH4C2H6C2H4C2H2COCO2总烃2005.3.6129.90.50.60.303.761.01.42004.7.246.30.10.10.101.521.10.3颗粒度微水介损耐压C相压力油缸3044.00.339%934.用三比值法分析＃2主变色谱数据（计算编码及简述可能故障的原因）。H2CH4C2H6C2H4C2H2COCO2总烃#2主变22.345.716.541.30146.91060.5103.5