GBT14541汽轮机油维护导则
GBT14541汽轮机油维护导则
中华人民共和国国家标准
电厂运行中汽轮机用矿物油
维护管理导则
GB/T14541-93 Guide for naintenanceand supervision of
inservice
turbine mineral oil used for power plants
国家技术监督局1993-07-11批准
1994-05-01实施
本导则是参照了IEC TC10236—85《汽轮机矿物润滑油使用与维护导则》和ASTM D4378—84a《运行汽轮机和燃气轮机的透平油监督》，并对国内部分电厂汽轮机油的使用维护情况作了调研与资料收集，在此基础上制定了本导则。由于各单位情况不尽相同，在使用本导则时必须参考设备的类型和使用状况以及设备用油的特性，必要时还应参考制造厂家的说明。
1主题内容与适用范围
1.1本导则适用于电厂汽轮机系统用作润滑和调速的矿物油，也适用于水轮机调相机及给水泵等电站其他设备方面所用的矿物汽轮机油。
1.2本导则的目的是为电厂设备操作人员评价油品在设备中的使用状况，做好油质监督维护工作提供指导。对油质评价的要求、油在使用中质
GB/T12579润滑油泡沫特性测定法
SD313油中颗粒数及尺寸分布测量方法(自动颗粒计数仪法)
SH/T0124含抗氧剂的汽轮机油氧化安定性测定法
SH/T0308润滑油空气释放值测定法
DL429.2颜色测定法
DL429.6运行油开口杯老化测定法
DL429.7油泥析出测定法
3汽轮机油的性能和变质
3.1汽轮机油根据40℃的运动粘度划分为：32、46、68和100四种牌号。炼制时所选用的原油有石蜡基和混合基原油。炼制汽轮机油的工艺为：
原油常减压蒸馏→溶剂精制→白土补充精制→过滤→加抗氧化剂或复合添加剂。
原油常减压蒸馏→硫酸精制→白土补充精制→过滤→加抗氧化剂或复合添加剂。
以上二种工艺，通常采用溶剂精制和白土补充精制较多。酸碱精制过程，如增加电场作用，可以促使酸渣沉降速度加快。
3.2新汽轮机油的性能
新汽轮机油的质量应符合GB2537或GB 11120标准，并应具备以下性能要求：
3.2.1粘温性
选择适当粘度的润滑油，对于保证机组的正
常润滑是一个重要的因素。粘度是汽轮机油的重要物理性能指标之一。汽轮机油除了要求具有适当粘度外，还要求油的粘温特性好。因油的粘度是随油温的升高而降低的，为保证机组在不同的温度下都能得到可靠的润滑，要求油的粘度随温度的变化愈小愈好，即油的粘温特性好，不随油温的升降而明显变化。油的粘度选择是由制造厂根据汽轮机参数而确定的，油的粘度选择不当，粘度过大时功率损失大，粘度过小时会引起机组振动或设备磨损等问题。使用单位需要更换油的粘度时应与制造厂商讨。
3.2.2氧化安定性
运行中汽轮机油处于强迫循环状态，不可避免地与大量空气接触而被氧化，另外温度、水分、金属催化剂和其他各种杂质都会加速油品氧化，同时也与油品的化学组成有关，不同的烃类具有不同的氧化历程(倾向)，其氧化产物也不同。但是烃类氧化初期产物大多是烃基过氧化物，而后分解为酸、醇、酮等，继续氧化则生成树脂质，沥青质等。进一步氧化则会生成不溶于油的油泥，这些物质影响油品其他性能的降低。
3.2.3防锈性能
汽轮机油本身是无腐蚀性的，但在运行中不可避免地或多或少漏入蒸汽或水，引起油系统产生锈蚀，严重时可引起调速系统卡涩机组振动、磨损等不良后果。解决油系统因漏水而引起锈蚀
的办法，除提高设备密封性减少漏汽漏水外，还要求汽轮机油具有良好的防锈性能。
3.2.4起泡沫性
由于汽轮机润滑系统的油，是强迫循环方式，空气激烈地搅动，油面上会产生泡沫，油中也会产生气泡。泡沫和气泡的生成，使油泵油压上不去而影响油的循环，破坏油膜，发生磨损，同时油压不稳，影响调节。严重时泡沫由油箱顶部外溢，威胁机组运行，所以油品必须具有抗起泡沫性能。
3.2.5空气释放性
一般矿物油能溶解8%～9%(体积)空气，但是当油品通过管线、轴承、齿轮时，溶解的空气由于压力下降形成气泡，如气泡从油中释放过慢而滞留在油中，会带来以下几个问题：
a.增加了油的可压缩性，导致控制系统失灵，产生噪声和振动，严重时甚至会损害设备。
b.降低泵的有效容积。
c.降低泵的出口压力，特别是对于离心泵。
d.油中溶有空气，特别在高温情况下使用，会加速油的氧化变质。
油品放气性与油的组成有关。油中芳烃、环烷烃及氮、硫化合物均影响其放气性。添加剂如硅油及某些降凝剂对放气性影响较大。通常汽轮机油中加入酸性防锈剂(T746)，若被强碱物质污染，相互作用生成不溶性皂类物质，增加气泡稳
定性，使油品的放气性变差。
3.2.6破乳化性能和析水能力
破乳化度是汽轮机油重要指标之一。水分存在和激烈搅拌是产生乳化主要原因。运行中汽轮机油因氧化变质产生的环烷酸皂，胶体等物质都是乳化剂，使油更容易乳化，乳化后的油会影响润滑作用，严重时会引起轴承磨损，机组振动及锈蚀等问题。油品如有良好的析水能力，水则会沉降到油箱的底部，及时放掉；若油品析水能力差，就会有一定量的水分留在系统中，除对添加剂起化学作用外，还会对润滑性能产生影响，故要求汽轮机油具有良好的破乳化性能和析水能力。
3.3运行中汽轮机油变质因素
3.3.1化学成分
导致运行中油品变质因素很多，其内在因素主要是油品的化学组成。基础油的石腊烃、环烷烃和芳烃相对比例，直接影响着油品的粘度指数、倾点等理化性能，芳烃对油品氧化安定性的影响有一定规律性，这与芳烃的结构和含量有关。一般采取提高基础油精制深度，减少油中有害物质，加入添加剂来改进油品的质量。但如添加剂选择不当，各种添加剂相互配合性对油品氧化安定性有一定影响，反会导致油品的性能变坏。
3.3.2油系统结构和设计
变压器油色谱分析
方法概述 用气相色谱法测定绝缘油中溶解气体的组分含量，是发供电企业判断运行中的充油电力设备是否存在潜伏性的过热、放电等故障，以保障电网安全有效运行的有效手段。也是充油电气设备制造厂家对其设备进行出厂检验的必要手段。 GC-9310SD变压器油色谱分析系统采用一次进样、双柱并联、一次分流的三检测器流程，配TCD检测器和两个FID检测器，其中H2和O2通过TCD检测；烃类气体（甲烷、乙烯、乙烷、乙炔）通过FID1检测，CO、CO2通过FID2检测，克服了大量CO、CO2对烃类气体的影响，特别是乙炔的影响。 执行标准： GB/T 17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》 GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 DL/T 722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 气路系统流程图： 性能指标： （1）最小检测量：一次进样，进样量为1mL时的最小检测浓度: 溶解气体的分析(uL/L) H2 CO CO2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 2 2 2 0.1 0.1 0.1 0.1 （2）定性重复性：偏差≤1％ （3）定量重复性：偏差≤3％ （2）热导检测器(TCD) ◎采用半扩散式结构 ◎电源采用恒流控制方式 ◎敏感度：S≥3000mv.ml/mg（正十六烷/异幸烷） ◎基线噪音：≤20μv ◎基线漂移：≤50μv/30min ◎线性：≥105 ◎载气流速稳定性：≤1%。 （3）火焰离子化检测器（FID） ◎收集极采用圆筒型结构，石英喷口 ◎检测限：≤8×10-12g/s（正十六烷/异幸烷） ◎基线噪声：5×10-14A ◎基线漂移：≤2×10-13A/30min ◎线性：≥107 ◎自动点火 ◎稳定时间10min 主要特点 主机介绍 GC-9310SD变压器油色谱分析系统是上海荆和分析仪器有限公司最新推出的一款新型全微机控制气相色谱仪。仪器充分吸收了国外同类产品的先进技术，大量采用进口元件，使GC-9310的稳定性、可靠性以及灵敏度和重复性蓖美进口同类型产品；并且在结构上更加简洁合理；人性化的中文菜单式操作，精美的外观设计，让色谱分析工作者使用的更加自信。
汽轮机在运行中的维护常识
汽轮机在运行中的维护 常识 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
汽轮机在运行中的维护常识汽轮机正常运行中的维护，是保护汽轮机的安全与经济运行的重要环节之一。汽轮机的维护是汽轮机运行人员的职责，勤于检查分析情况，防止事故发生，并尽可能提高运行的经济性。 一、汽轮机运行人员基本工作 配备必要的操作、维护人员后必须进行专门训练，务必使他们熟悉机组的结构、运转特性和操作要领。运行人员的基本工作有以下几个方面： 1、通过监盘，定时抄表(一般每小时抄录一次或按特殊规定时间抄录)，对各种表计的指示进行观察，对比、分析，并做必要的调整，保持各项数值在允许变化范围内。 2、定时巡回检查各设备、系统的严密性，各转动设备(泵、风机)的电流，出口压力，轴承温度，润滑油量、油质及汽轮机振动状况，各种信号显示、自动调节装置的工作，调节系统动作是否平稳和灵活，各设备系统就地表计指示是否正常。保持所管辖区域的环境清洁，设备系统清洁完整。
3、按运行规程的规定或临时措施，做好保护装置和辅助设备的定期试验和切换工作，保证它们安全，可靠地处于备用状态。 4、除了每小时认真清晰地抄录运行记录表外，还必须填写好运行交接班日志，全面详细地记录8h值班中出现的问题。 二、汽轮机运行监视 在汽轮机运行中，操作人员应对汽轮机本体、凝汽系统和油系统进行全面的监视。主要监视的项目有：新汽压力和温度、真空(或排汽压力)、段压力、机组振动、转子轴向位移、汽缸热膨胀、机组的异声、凝汽器的蒸汽负荷、循环水的进口温度及水量、真空系统的密闭程度、油压、油温、油箱油位、油质和油冷却器进出口水温等。特别是对各项的变化趋势进行检查和记录，这对防止事故发生、查明事故原因和研究处理措施都是很必要的。 1、监视段压力检查 在汽轮机中，汽轮机第一级后压力与通过汽轮机蒸汽流量近似成正比，如因结垢使流通面积小于设计值，欲维持相同的蒸汽流量或功率，
变压器油的气相色谱分析浅析
变压器油的气相色谱分析浅析 【摘要】本文主要对变压器油的气相色谱分析的特征气体、产气原理以及气相色谱分析的取样方法和一些常用的便携式检测仪器做一说明。 【关键词】变压器绝缘油色谱分析 一、气相色谱分析的意义 变压器油是指用于变压器、电抗器、互感器、套管、油断路器等输变电设备的矿物型绝缘油。一般有25#和45#两种变压器油。运行中的电力设备一般只能按周期停电进行预试检查，而且变压器等密封设备根本看不到内部情况。电力变压器的绝缘油气相色谱分析可以很好的补充这一缺陷，而且经过精密的计算和分析可以大概判断出设备内部的情况。气相色谱分析是对设备内的油进行的分析，从分析溶解于变压器中气体来诊断内部存在的故障。 二、气相色谱分析的特征气体及产生的原理 体征气体：气相色谱分析的特征气体主要有氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。在对所做油样的品质进行判定时，还要对总烃含量做判断。总烃即甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四种烃类气体的总和。在对油品检验之后，我们需要对不合格的油品分析其不合格的原因。那么，就需要我们
大概清楚在什么情况下会分解出什么气体。
产气原理：运行中的变压器油在进行气相色谱分析的时候一般会检测出特征气体和总烃。那么这些气体又是从哪里来的呢？首先，绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3*、CH2*和CH*化学基团，并由C-C键键合在一起。由电或热故障可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，它们通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体。在低能量故障时，如局部放电。通过离子反应促使最弱的C-H键断裂，主要重新化合成H2而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度，然后逊色以C-C 键、C=C键和C三C键的形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。其次，固体绝缘材料的分解也会产生部分特征气体。纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键，它的热稳定性比油中的碳氢键要软，并能在较低的温度下重新化合。在生成水的同时生成大量的CO和CO2及少量的烃类气体，同时油被氧化。 三、气相色谱分析油样的取样方法 气相色谱分析的取样部位应注意，所取油样应能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况下，可在不同的取样部位取样。取样量，对大油量的变压器、电抗器等均可为50-80mL，对少油量的设备要尽量少
汽轮机的运行和维护
汽轮机的运行和维护 第一节汽轮机正常运行维护 20.1.1 汽轮机正常运行维护工作 1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理； 2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录； 3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行； 4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长； 5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入； 6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作； 7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换； 8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质； 9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态； 10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查； 11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护； 12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置； 13. 异常情况下应特别注意机组运行情况： 1) 负荷急剧变化； 2) 蒸汽参数或真空急剧变化； 3) 汽轮机内部有不正常的声音； 4) 系统发生故障； 5) 自动不能投入时。 14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行； 15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；
电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则
工作行为规范系列 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则 （标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-60953电厂运行中汽轮机用矿物油维护管 理导则 Guidelines for the maintenance management of mineral oil for steam turbines in power plant operation 说明：为规范化、制度化和统一化作业行为，使人员管理工作有章可循，提高工作效率和责任感、归属感，特此编写。 中华人民共和国国家标准 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则 GB/T14541-93 Guidefornaintenanceandsupervisionofinserviceturbine mineraloilusedforpowerplants 国家技术监督局1993-07-11批准1994-05-01实施 本导则是参照了IECTC10236—85《汽轮机矿物润滑油使用与维护导则》和ASTMD4378—84a《运行汽轮机和燃气轮机的透平油监督》，并对国内部分电厂汽轮机油的使用维护情况作了调研与资料收集，在此基础上制定了本导则。由于各
单位情况不尽相同，在使用本导则时必须参考设备的类型和使用状况以及设备用油的特性，必要时还应参考制造厂家的说明。 1主题内容与适用范围 1.1本导则适用于电厂汽轮机系统用作润滑和调速的矿物油，也适用于水轮机调相机及给水泵等电站其他设备方面所用的矿物汽轮机油。 1.2本导则的目的是为电厂设备操作人员评价油品在设备中的使用状况，做好油质监督维护工作提供指导。对油质评价的要求、油在使用中质量发生变化的原因及防止油质劣化的措施也作了必要的说明。 1.3本导则不适用于各种用作汽轮机润滑和调速的非矿物质的合成液体。 2引用标准 GB264石油产品酸值测定法 GB/T265石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法 GB/T267石油产品闪点与燃点测定法(开口杯法) GB/T511石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法)
变压器油气相色谱分析
变压器油气相色谱分析 一、基本原理 正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等。这些气体大部分溶解在油中。当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断溶解在油中。例如在变压器里，当产气量大于溶解量时，变有一部分气体进入气体继电器。 故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。 因此，在设备运行过程中定期分析溶解与由衷的气体就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并随时掌握故障的发展情况。 当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况做出判断。 二、用气相色谱仪进行气体分析的对象 氢（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氧（O2）、氮（N2）九种气体作为分析对象。 三、试验结果的判断
1、变压器等充油电气中绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸。设备在 故障下产生的气体主要也是来源于油和纸的热裂解。 2、变压器内产生的气体： 变压器内的油纸绝缘材料会在电和热的作用下分解，产生各种气体。其中对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。在正常运行温度下油和固体绝缘正常老化过程中，产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时，油裂解的产物主要是甲烷。随着故障温度的升高，乙烯和乙烷的产生逐渐成为主要特征。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃）的作用下，油分解产物中含有较多的乙炔。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。 有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。例如：有载调压变压器中分解开关灭弧室的有向变压器本体的渗漏；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾作过带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障也会反映到变压器本体的油中。 ３、正常设备油中气体含量 ４、《导则》推荐的油中溶解气体的注意值
汽轮机大修的技术要求
汽轮机大修的技术要求 发表时间：2017-08-25T11:51:48.007Z 来源：《基层建设》2017年第12期作者：朱茂年 [导读] 摘要：基于汽轮机的重要性，以及汽轮机的实际运行情况，在汽轮机的运行周期内做好汽轮机大修，不但能够提高汽轮机的运行质量和运行稳定性，还能够对汽轮机存在的故障进行有效的检修。 大唐甘谷发电厂 741211 摘要：基于汽轮机的重要性，以及汽轮机的实际运行情况，在汽轮机的运行周期内做好汽轮机大修，不但能够提高汽轮机的运行质量和运行稳定性，还能够对汽轮机存在的故障进行有效的检修。因此，掌握准确的技术要求对做好汽轮机大修而言具有重要意义。 关键词：汽轮机；大修；技术要求 1、前言 火电厂主要设备包括锅炉、汽轮机和发电机等，汽轮机组属于关键的组成设备，其工作运行和维护水平会对发电厂的安全运营带来很大的影响。由于其设备结构的复杂性和运行环境的特殊性，汽轮发电机组的故障率一直居高不下。一旦发生故障，其危害性很大，严重影响了发电机组的正常运行。随着现代社会对电力的依赖越来越多，汽轮机发电作为我国发电的主要形式，提高汽轮机运行维护水平，提高机组运行可靠性，是目前发电厂面临的当务之急。因此，作为发电厂汽轮机管理和技术人员，根据发电厂汽轮机以往常发生的故障，总结出故障修护的实际经验，不断提升汽轮机的维护技术和检修水平，对提高发电厂汽轮机组的可靠性和供电的稳定性有着重要影响。 2、汽轮机的工作原理 汽轮机是将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械，按热力特性分为凝汽式、供热式、背压式、抽汽式和饱和蒸汽汽轮机等类型。火电厂汽轮机是利用煤、石油、天然气等作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将蒸汽经主汽阀和调节汽阀进入汽轮机内，然后依次流过一系列环形安装的喷嘴栅和动叶栅而膨胀做功，将其热能转换成推动汽轮机转子旋转的机械能，通过联轴器驱动发电机发电。膨胀做功后的蒸汽由汽轮机排汽部分排出，排汽至凝汽器凝结成水，再送至锅炉加热器加热成蒸汽，如此循环。 对于气机而言，有其一套气机检修标准。一是调速系统，此系统升降负荷平衡，调速的迟缓率小于0.5%，接带有负荷的平衡，空转速小于15rpm，闭幕式网后其负花波动不大于400KW。二是机组各检修数据需要达到制造厂的要求，要控制在一定的范围内。三是检组滑销系统的膨胀是自如的，未见有卡涩的现象，机组的扰动临界转速需要控制小于或是等于0.01mm，额定的转速不大于0.03mm。四是机组满负荷纯凝运行的汽耗不大于4.8kb/KW?h。五是滑销系统、汽封、通流部分、隔板等等，均要根据有关说明书进行安装。 3、电厂汽轮机组常见故障的原因及检修方法 3.1 汽轮机异常振动的原因及检修方法 汽轮机组异常振动是汽轮机运行中常见的一种故障，这是由于转子热变形、汽流激振、摩擦振动等因素所引起的。因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。 （1）汽流激振引起的异常振动 汽流激振有两个主要特征：一是出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈现突发性。轮机气流激振的原因主要是由于叶片受到不均衡气流冲击引起的，由于叶片末端气流紊乱造成气流不均衡，是不可避免的。通常解决的方法是通过采取不断地调节整个机组的给水量、调整整个高压调速的汽门等，最后再确定机组产生这种气流激振的具体状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。 （2）转子热变形引起的异常振动 转子热变形也可以导致汽轮机组异常振动，当一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数存在密切关系时，且机组冷态启机定速符合后，机组发生异常振动，这种情况就是由于转子热变形弯曲引起的汽轮机异常振动。此外，摩擦可以产生抖动、涡动等现象。这是由于转子热弯曲将会产生新的不平衡力，虽然振动信号的主频仍为工频，但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量。摩擦严重时，幅值和相位不再波动，振幅会急剧增大。通常解决的方法是通过更换新的转子以减低机组异常振动，没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。 3.2 汽轮机调速系统发生故障的原因及检修方法 汽轮机组调速汽门在运行过程中经常出现摆动的现象，将导致汽轮机轴瓦振动加大，严重影响了机组的安全稳定运行。其现象主要表现在开机时转子定速困难，转速摆动达±20r/min；机组运行时，频繁发生主泵出口油压瞬间下降然后回到原值；高压调速汽门在机组运行期间，出现左右振动大的情况，特别是阀门处，振动尤为剧烈，严重时将导致轴瓦损坏。通常解决的方法有：1）在具体设计时，考虑油管路与油动机整个系统的具体组合动态的特性，改进整个调节系统的油管路；2）加强油质管理，定期更换硅藻土过滤器和系统中所有精密过滤器，保持滤网的通畅；3）对油质滤油化验合格后，更换电液伺服阀内滤网和电液伺服阀，定期对电液伺服阀内滤网进行清洗或更换；4）保证汽门门杆与连接套拧到位，确保接触面达75%以上，消除振动引起的缺陷。 3.3 汽轮机凝汽器真空偏低故障的原因及检修方法 汽轮机的热效率是通过凝汽器在汽轮机排汽口建立并维持一定的真空度来构成的。一旦凝汽器真空度降低，将直接影响汽轮机的运转，在高温环境下影响更大，引发汽轮机的凝汽器真空度降低的主要原因是凝汽器结垢、真空气密性不好等。通常解决的方法有：1）真空气密性降低可以通过对喉部以下凝汽器汽侧和真空系统进行罐水检漏，定期检查清理喷嘴；定期对汽轮机轴封进行检查、消除机组漏气点、加强抽汽效率。2）凝汽器结垢，我们就需要对凝汽器进行化学除垢。通常情况是选用浓度5%的氨基磺酸作为主洗剂对铜管缓和的进行清洗，外加0.5%左右的铜缓蚀剂、酸性缓蚀剂、0.2%氢氟酸、适量渗透剂，流速一般控制在0.1m/s左右。经过循环清洗后，如果连续两次酸度的测定含量是一样的，就说明已经清洗干净。 3.4 汽轮机严重积盐的原因及检修方法 水质不好或设备出现问题就会产生盐垢，产生盐垢会使汽轮机出力急速下降。一般情况下，因为各单位对水质控制都比较严格，水质不好可以排除。为预防积盐现象的发生，除了对水质进行严格监制外，还必须对饱和蒸汽和过热蒸汽的含盐量进行监测。正常运行时，饱和蒸汽含盐量比过热蒸汽含盐量略高或相当。一旦减温器穿孔内漏，则过热蒸汽含盐量比饱和蒸汽含盐量高。严重积盐时，应先拆开汽轮
汽轮机参数(TRL、THA、T-MCR、VWO等)
1．额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa 绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。 2．最大连续功率（T－MCR）是指在1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。 3．阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR 定义条件下发电机端输出的功率。一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。此流量应为保证值。上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。 二.锅炉 1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。
2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL 的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。 3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。对应于：汽轮机阀门全开VWO工况，指在额定进汽参数下，背压 4.9KPa，0％补给水量时汽轮机的最大进汽量。 注： a.汽机进汽量和锅炉蒸发量是按机组采用汽动给水泵考虑的。 b.在TMCR工况下考核汽机热耗和锅炉效率的保证值。在VWO工况下考核汽机最大进汽量和锅炉最大连续出力保证值。 c.一般说，汽机TMCR时的出力比之TRL时的出力大5％左右。汽机VWO时的进汽量比之TMCR时的进汽量多3～5％，出力则多4～4.5％。 d.如若厂用汽需用量较大时，锅炉BMCR的蒸发量考虑比汽机VWO时的进汽量再增多3％左右。 e.不考虑超压条件。 f.TMCR工况下汽机背压4.9KPa为我国北方地区按冷却水温为20℃的取值。在我国南方地区可根据实际冷却水温取值，调整为5.39KPa或更高些。 ６００ＭＷ机组 １机组热耗保证工况（ＴＨＡ工况）机组功率（已扣除励磁系统所消耗的功率）为６００ＭＷ时，额定进汽参数、额定背压、回热系统投运、补水率为０％．２铭牌工况（ＴＲＬ工况）机组额定进汽参数、背压１１．８ＫＰa、补水率３％，回热系统投运下安全连续运行，发电机输出功率（已扣除励磁系统所消耗的
变压器油色谱分析报告
运行中变压器油色谱分析 异常与解决对策 王海军 （河北大唐国际王滩发电有限责任公司） 摘要：对运行变压器油中氢气含量超标出现的原因进行了详细分析，并提出了氢气含量超标的滤油工艺及防止二次污染的源头控制、过程控制及关键点控制。 关键词：变压器油；色谱分析；热油循环；二次污染 1前言 运行中的变压器油气相色谱分析，以检测变压器油中气体的组成和含量，是早期发现变压器内部故障征兆和掌握故障发展情况的一种科学方法。特征气体的出现与变压器运行中的实际状况及在处理中的工艺有关，处理工艺粗糙可能造成变压器油的二次污染。 本文根据实际运行变压器中出现氢气含量超标的具体情况，分析了产生气体的原因并提出了变压器热油循环的处理工艺，防止变压器油二次污染的要点。 2变压器油中氢气含量超标、二次污染实例 我公司#1高压厂用公用变压器（以下简称#1高公变）于2005年10月1日并网运行，在运行中，根据预防性试验规程对各变压器进行了油色谱跟踪分析，发现#1高公变的氢气值出现过含量超过注意值：H2≤150μL/ L ，具体测量数值见表一： 对#1高公变进行热油循环后的色谱分析中，虽然氢气含量达到标准但在油中又检测到痕量乙炔，见表二
再次热油循环后氢气、乙炔均在标准之内。 3#1高公变油中氢气超标及二次污染原因分析 当变压器油中氢气含量超过注意时，人们根据多年的运行经验及文献[1]中指出： （1）当变压器出现局部过热时，随着温度的升高，氢气（H2）和总烃气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少。 （2）变压器内部出现放电故障也会出现氢气（H2）。局部放电（能量密度一般很低），产生的特征气体主要是氢气氢气（H2），其次是甲烷（CH4）,并有少量乙炔（C2H2），但总烃值并不高；火花放电（是一种间歇性放电，其能量密度一般比局部放电高些，属低能量放电）时，乙炔（C2H2）明显增加，气体主要成分时氢气（H2）、乙炔（C2H2）；电弧放电（高能放电）时，氢气（H2）大量产生，乙炔（C2H2）亦显著增多，其次是大量的乙烯、甲烷和乙烷。 对于文献[1]中的阐述具有很强的理论性，变压器油是由烷烃、环烷烃和芳香烃等组成[3]的结构复杂的液态烃类混合物。当变压器内发生放电现象，油中的烷烃、环烷烃和芳香烃等烃类混合物发生分解，不同能量的放电产生的特征气体并伴有其他气体产生，根据产生的特征气体可以判断变压器内部发生的具体故障。 三比值法[1]是利用气象色谱分析结果中五种特征气体的三个比值（C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6）来判断变压器内部故障性质。根据三比值法的编码规则，三比值法计算结果见表三 从表中特征值0、1、0判定氢气超标的原因为高湿度引起孔穴中的放电，而引起高湿度的原因在变压器生产过程中绝缘材料干燥彻底的情况下只有变压器运行中水分的进入。 所以根据我厂#1高公变在安装、运行过程中的具体情况对变压器油中氢气含量超标、乙炔二次污染分析如下： （1）#1高公变在电建安装过程中曾出现过气体继电器伸缩节法栏处渗油情况，于2005年10月10日更换新伸缩节后，渗油情况解决。在气体继电器伸缩节渗油期间水分、空气从渗油处进入变压器内，导致高公变在运行过程中油中氢气含量超出注意值。2006年2月5日对高公变进行热油循环48小时后，再检测氢气含量为9.99μL/ L，氢气含量超标问题解决。 （2）而乙炔的产生是由于使用的滤油机在滤油之前未对滤油机内部用合格变压器油进行冲洗，而且之前滤油机滤过其他油质。带内部残油进行滤油后的色谱分析里又出现3.23μL/ L的乙炔。重新滤油后再次做色谱分析，油内氢气、乙炔含量合格：氢气4.57μL/ L，乙炔0.00μL/ L。
汽轮机设备运行与维护常识
1. 冷油器为什么要放在机组的零米层？若放在运转层有何影响？ 冷油器放在零米层，离冷却水源近，节省管道，安装检修方便，布置合理(能充分利用油箱下部位置)。机组停用时，冷油器始终充满油，可以减少充油操作。若冷油器放在运转层，情况正好相反，它离冷却水源较远，管路长，要求冷却水有较高的压力，停机后冷油器的油全部回至油箱。起动时，要先向冷油器充油放尽空气，操作复杂，而且冷油器放在运转层，影响机房整体美观和清洁卫生。 2．轴封间隙过大或过小，对机组运行有何影响？ 轴封间隙过大，使轴封漏汽量增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中，使油中进水，严重时造成油质乳化，危及机组安全运行。 轴封间隙过小，容易产生动静部分摩擦，造成转子弯曲和振动。 3. 影响轴承油膜的因素有哪些？ 影响轴承转子油膜的因素有：①转速；②轴承载荷；③油的粘度；④轴颈与轴承的间隙；⑤轴承与轴颈的尺寸；⑥润滑油温度；⑦润滑油压；⑧轴承进油孔直径。 4. 凝汽器底部的弹簧支架起什么作用？为什么灌水时需要用千斤顶顶住凝汽器？ 凝汽器底部弹簧支架除了承受凝汽器的重量外，当排汽缸和凝汽器受热膨胀时，补偿其热膨胀量。如果凝汽器的支持点没有弹簧，而是硬性支持，凝汽器受热膨胀时向上，就会使低压缸的中心破坏而造成振动。 如果停机，为了查漏，对凝汽器汽侧灌水。由于灌水后增加了凝汽器支持弹簧的负荷，会使凝汽器弹簧严重过载，使弹簧产生不允许的残余变形，故应预先用千斤顶将凝汽器顶住，防止弹簧负荷过大，造成永久变形。 在灌水试验完毕放水后，应拿掉千斤顶，否则低压缸受热向下膨胀时，由于凝汽器阻止而只能向上，会使低压缸中心线改变而出现机组振动。 5．什么叫凝汽器的热负荷？ 凝汽器热负荷是指凝汽器内蒸汽和凝结水传给冷却水的总热量(包括排汽、汽封漏汽、加热器疏水等热量)。凝汽器的单位负荷是指单位面积所冷凝的蒸汽量，即进人凝汽器的蒸汽量与冷却面积的比值。 6．什么叫循环水温升？温升的大小说明什么问题？ 循环水温升是凝汽器冷却水出口温度与进口水温的差值，温升是凝汽器经济运行的一个重要指标，温升可监视凝汽器冷却水量是否满足汽轮机排汽冷却之用，因为在一定的蒸汽流量下有一定的温升值。另外，温升还可供分析凝汽器铜管是否堵塞、清洁等。
变压器油中含气量气相色谱分析方案
变压器油中含气量气相色谱分析方案 GC-2010变压器油专用色谱仪是我公司最新推出的一款专用于电力用绝缘油中溶解气体组份含量测定的专用气相色谱仪，仪器采用先进三检测器流程，配TCD检测器和两个FID检测器，一次进样,10分钟内即可完成绝缘油中溶解的7种气体组分含量的全分析。其中H2通过TCD检测；烃类气体（CH4、C2H4、C2H6、C2H2）通过FID1检测，CO、CO2通过FID2检测，克服了大量CO、CO2对烃类气体的影响，特别是对C2H2的影响，缩短检测时间的同时也大大提高了检测灵敏度。 技术参数： 1、最小检测浓度（单位μL/L）： H2 CO CO2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 2 2 2 0.1 0.1 0.1 0.1 2、定性重复性：偏差≤1％ 3、定量重复性：偏差≤3％ 执行标准： 1、GB/T 17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》 2、GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 流程图： 自动故障诊断：分析结束自动超标提示、提供符合国标的三比值诊断、TD图示、组份浓度图示，大卫三角形等多种故障诊断方式。 数据图示：根据已经入库的历史记录，直观显示某设备历史数据中各组分的浓度趋势图。
GC-2010变压器油专用色谱仪配置清单 1 色谱主机GC-2010气相色谱仪1套 2 进样器填充柱液体进样口（PIP）2个 3 转化器甲烷化转化器1个 4 检测器1 氢火焰检测器（FID）2套 5 检测器2 热导检测器（TCD）1套 6 色谱柱φ3×1m 不锈钢3根 7 气源氮空氢气体发生器1套 8 振荡仪自动加热振荡仪1套 9 色谱工作站变压器油分析专用1套 GC-2010变压器油专用色谱仪广泛应用于铁路电力系统、国家电网，学校教学等。
电力安全生产管理规程-汽轮机的运行与检修-喷水池、冷水塔和空冷岛的检修与维护
喷水池、冷水塔和空冷岛的检修与维护 1 进入喷水池和冷水塔内工作，应办理工作票后方可进行。 2 喷水池或冷水塔运行时，一般不得进入其内部进行检修工作。如因特殊情况必须进入时，应制定安全、技术、组织措施，并经单位主管生产的领导（总工程师）批准。进入喷水池或冷水塔的储水池内工作不得少于两人，其中一人担任监护。在池内工作须使用安全带和安全绳，戴救生圈或穿救生衣。 3在运行中的水池内工作时，禁止靠近循环水泵的进水管口。禁止进入运行中的水沟内工作。从运行中的水池内进行化学取样或加药时应设有工作台，以防跌入池内。 4检修喷水池的喷嘴应站在木船或木排上进行，禁止在配水管上行走。 5 在水沟、水井、进水滤网及冷水塔水池周围等地点，应装设防止人员落入水中的栏杆、盖板、防护网等防护装置以及必要的照明。喷水池四周的池壁应高出地面至少200mm，旁边应有便道。 6 水池的隔墙应足够坚固，当一侧放水后，隔墙应能承受另一侧池水的静压力。放水检修水池或清除淤泥时，工作人员应避免站在隔墙下方，防止隔墙倒塌伤人。 7 进入水塔内部工作时，应确保塔筒内壁没有厚积的青苔等杂物落下。塔内走道及栏杆应保持完整、牢固，水塔中央竖井井口必须有栏杆和盖板。禁止翻越栏杆和踩踏填料。进入机力通风塔内工作时，应先停运风机，切断风机电源，设置“禁止合闸有人工作”标志牌，
并将风机叶轮制动；如机力通风塔运行时，则须将通向风机的门关闭上锁。 8 冬季清除水塔进风口和水池的积冰时，应有充足的照明，至少应有两人进行工作，做好防止落冰伤人及人员滑跌摔倒或掉入水池内的措施。 9检修冷水塔筒身时，地面四周应设置围栏，防止落物伤人。 10 检修冷水塔筒壁和喷淋层时，应遵守本规程高处作业的有关规定。工作人员必须站在脚手架或可靠的吊台上进行筒壁的检修工作，不准站在梯子上修理筒壁。工作人员应使用安全带和安全绳，安全带和安全绳应分别系在不同的牢固构件上，并戴好安全帽。 11 使用吊台必须有可靠的升降联系制度和操作方法。每次开始工作前，应对卷扬机、钢丝绳、安全绳和滑车详细检查。卷扬机应设专人操作。 12禁止在喷水池或冷水塔的水池内游泳或在喷水池、冷水塔区域内从事与生产无关的活动。冷水塔周围应设防护装置，并在明显处设置“禁止游泳”、“当心落水”标志牌。 13 进水口的旋转滤网（清污机）两侧应装防护罩。如需进入防护罩内进行人工清理时，必须停止旋转滤网（清污机）运行，切断电源，设置“禁止合闸有人工作”标志牌，至少应有两人进行工作。如有人员坠落危险时，应使用安全带。 14 登上冷水塔顶部作业前应检查爬梯、避雷针完好，栏杆完整、牢固，无锈蚀；冷水塔顶部禁止跨越、扶、靠栏杆；遇有大风、雷暴、
参数的选择与汽轮机内效率分析
参数的选择对汽轮机内效率浅析 原创：孙维兵连云港碱厂22042 摘要：简要叙述电力和工业用汽轮机的内效率，以及蒸汽初、终参数选择对对全厂能耗的影响。 关键词：汽轮机内效率蒸汽参数能耗 一、汽轮机内效率 1、背压汽轮机数据模拟本表来源某碱厂6000kw背压机组，带下划线的为表计显示值。其他为计算或模拟值。
本机组型号B6－35 /5，设计蒸汽压力℃，排汽压力。设计内效率%。 由于蒸汽和喷管叶片的磨擦生热，被蒸汽吸收后汽温提高，在下一级得到利用，机组级数越多，利用次数越多，总内效率有所提高。热机内效率η＝100％×实际焓降÷理想焓降，汽轮机的内效率表示的是设计的汽轮机组的完善程度，相当于存在的所有不可逆损失的大小，即实际利用的焓降与理论上能达到的焓降的比值。 严济慈说：“所费多于所当费，或所得少于所应得，都是一种浪费”。提高热机的热效率的方法有二种，一是提高高温热源的温度，二是降低低温热源即环境的温度；低温热源变化较小，因此提高蒸汽初温和初压就成为提高机组的热效率的途径。相对地，提高热机的内效率则基本上只有一种方法，即设计更完善的机组使汽机内部各种不可逆损失减少到最少。 从热力学第二定律上看，冷源损失是必不可少的，如果用背压抽汽供热机组，它是将冷源损失算到热用户上，导致所有背压热效率接近100%，但内效率差距仍然很大。 2、纯碱行业真空透平机、压缩透平机和背压汽轮机相对内效率比较
各个背压供热机组热效率都接近100%，但汽耗率分别为、、、kg/kwh，即消耗同样多的蒸汽量发出的电能有大有小。小容量汽轮机的汽封间隙相对较大，漏汽损失较大，同时由于成本投资所限，汽轮机级数少，设计的叶型也属早期产品，所以容量小的机组内效率很低。目前电力系统主力机组亚临界压力汽轮机组都较大，总内效率高达90-92%，热力学级数达到27级；相比于发电用汽轮机，工业汽轮机级数少，内效率偏低，明显是不经济的。 3、喷咀和喷管。冲动式汽轮机的蒸汽在静止的喷咀中膨胀加速，冲击汽轮机叶片。对喷咀来说，存在临界压力和临界压力比。如渐缩喷管，流量达到最大值时，出口压力p2与进口压力p1之比βc约为，当背压p2下降低于βc ×p1时，实际流量和汽体的速度不再增加，相当于压力降白白损失了。反动式汽轮机内效率较高，但单级压降较冲动式更小。纯碱厂常用的压缩工业汽轮机有11级，但压力降能力较小，实际运行时内效率不高。真空岗位的工业汽轮机，只有一级双列速度级，单级压力降能力是有限的，如果选择的排汽参数太小，那
汽轮机运行规程及管理制度
总则 目录第一部分汽轮机运行规程 第一章汽轮机规范及特性 第二章汽轮机的调速和保护装置第三章汽轮机的启动 一、启动总则 二、启动前准备 三、启动前的试验 四、锅炉点火及冲转前操作 五、汽轮机的冲转、定速 六、汽轮机并网及带负荷 七、汽轮机冲转、升速及增负荷中 注意事项 第四章、汽轮机组的停机 第五章、汽轮机的热态启动 第六章、汽轮机滑参数停机 第七章、正常控制数据及维护 一、正常控制数据 二、正常运行维护 三、机组带50MW负荷运行高压加热 器不停时注意事项 四、发电机风温低时的调整 五、机组正常运行中润滑油压低辅 助油泵联动试验 六、压出力装置注意事项 七、凝结水硬度异常的规定 八、油箱补油 第八章、事故处理 一、紧急事故处理和操作步骤 二、新蒸汽参数变化 三、凝汽器真空下降 四、甩负荷 五、油系统失常 六、水冲击 七、发电机氢压下降 八、轴向位移增大 九、汽轮机掉叶片 十、失火 十一、蒸汽管道故障 十二、泵类故障 十三、仪表失常 十四、厂用电中断 第二部分汽轮机辅助设备运行规程 第一章双流环密封瓦运行规程 一、密封瓦系统装置说明 二、密封油系统的运行 三、密封油系统系统异常处理 四、密封油泵试验 第二章启动前的热力系统检查一、主蒸汽系统 二、轴封供汽系统 三、抽汽疏水系统 四、凝结水系统 五、空气、疏水系统 六、高压加热器保护及给水管路系统 七、调速、润滑、密封油系统 八、循环水、工业水系统 第三章 2号机主、辅抽气器的启停第四章运行中凝汽器的单侧停运与恢复 一、停止 二、恢复 三、注意事项 第五章运行中凝汽器反冲洗 第六章高压加热器的启停 一、高压加热器的启动 二、高压加热器液位自动调节控制装 置调试 三、高压加热器的停止 第七章低压加热器的停止与投入 第八章冷油器的停止与投入 第九章胶球清洗 第十章泵类运行规程 一、凝结水泵 二、疏水泵 三、氢冷升压泵 四、射水泵
变压器油色谱分析的基本原理及应用
变压器油色谱分析的基本原理及应用 字数：2509 字号:大中小 摘要:文中阐述了采用色谱分析判断变压器内部故障的意义、原理及方法,并列举了采用色谱分析判断变压器故障的实例。 关键词:变压器色谱分析潜伏性故障 概述 油色谱分析作为在线检测变压器运行的一项有效措施,由于它做到了监测时不需要将设备停电,而且灵敏度高,与其他试验配合能提高对设备故障分析准确性,而且不受外界因数的影响,可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测。因此变压器油色谱分析已真正成为发现变压器等重要电气设备内部隐患、预防事故发生的有效途径,在严格色谱分析工作的开展下,使设备的潜伏性故障得到及时消除,确保变压器等设备安全稳定运行。 1.绝缘油色谱分析的基本原理 变压器大多采用油纸复合绝缘,当内部发生潜伏性故障时,油纸会因受热分解产生烃类气体。含有不同化学结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性,绝缘油随着故障点的温度升高依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃。在正常情况下,充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料,在过热或电的作用下会逐渐老化和分解,产生少量的低于分子烃类气体和一氧化碳及二氧化碳气体,这些气体大部分溶解于油中,当充油电气设备内部存在潜伏性过热和放电性故障时,就会加快这些气体的产生速度,随着故障的发展,分解出的气体形成气泡在油中对流、扩散,不断溶解在油中。 2.绝缘油色谱分析的方法 2.1故障下产气的累计性 充油电力设备的潜伏性故障所产生的可燃性气体,大部分会溶解与油中,随着故障的持续,这些气体在油中不断积累,直至饱和甚至析出气泡。因此,油中故障气体的含量及其积累程度是诊断故障存在与发展的一个依据。 2.2故障下产气的速率 正常情况下充油电力设备在热和电场的作用下,同样老化分解出少量的可燃性气体,但产气速率应很慢。有的设备因某些原因使气体含量超过注意值,不能断定故障;有的设备虽低于注意值,如含量增长迅速,也应引起注意。产气速率对反映故障的存在、严重程度及其发展趋势更加直接和明显,可以进一步确定故障的有无及性质。因此,故障气体的产气速率,也是诊断故障的存在与发展程度的另一个依据。 2.3故障下产气的特征 变压器等电力设备内部不同故障下,产生的气体有不同的特征。如:局部放电时会有
浅谈变压器油的气相色谱分析
浅谈变压器油的气相色谱分析 一、色谱分析在绝缘监督中的作用在电气试验中，通过气相色谱分析绝缘油中溶解气体，能尽早的发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，是绝缘监督的一种重要手段。这一检测技术可以在设备不停电的情况下进行，而且不受外界因素的影响，可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测，确保设备安全可靠运行。变压器大多采用油纸复合绝缘，当内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热分解产生烃类气体。含有不同化学键结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性，绝缘油随着故障点的温度升高依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃。在正常情况下，充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在过热或电的作用下会逐渐老化和分解，产生少量的低分子烃类气体和一氧化碳及二氧化碳气体，这些气体大部分溶解于油中。当充油电器内部存在潜伏性过热和放电性故障时，就会加快这些气体的产生速度，随着故障的发展，分解出的气体形成气泡在油中对流、扩散，不断溶解在油中。故障气体的组成及含量与故障类型和故障严重程度关系密切。因此，在变压器运行过程中，定期做油的色谱分析，能尽早发现设备内部的潜伏性故障，以避免设备发生故障或事故损失。二、实例变压器内部放电性故障产生的特征气体主要是乙炔。正常的变压器油中不含这种气体，如果变压器油中这种气体增长很快，说明该变压器存在严重的放电性故障。某公司送来两台运行中变压器的油样，经色谱分析，其中一台有C2H2气体(4.9PPm)，5天后他们再次送来该台变压器油样检测，乙炔含量猛增到12.8PPm，见表1。 表1 从上表可以看出，总的烃类气体不高，惟有乙炔气体超过注意值。氢气含量也比较高。我们分析该变压器内可能存在放电性故障，要他们回去检查，果然发现是分接开关拨叉电位悬浮引起放电，经过处理，避免了事故的发生。还有一次，某电站送来升压变压器油样，经色谱分析烃类气体含量均在注意值范围内，惟有氢气含量高达345ppm，见表2。我们分析该变压器可能有进水现象。经检查，果然发现该变压器进水受潮，经处理，避免了绝缘击穿事故的发生。 表2 变压器油的气相色谱分析在绝缘监督中具有很重要的作用：第一，可检测设备内部故障，预报故障的发展趋势，使实际存在的故障得到有计划且经济的检修，避免设备损坏和无计划的停电；第二，当确诊设备内部存在故障时，要根据故障的危害性、设备的重要性、负荷要求和安全及经济来制定合理的故障处理措施，确保设备不发生损坏；第三，对于已发生事故的设备，有助于了解设备事故的性质和损坏程度，以指导检修。三、气相色谱分析过程气相色谱分析是一种物理分离分析技术，分析程序是先将取样变压器油经真空泵脱气装置将溶解