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1、充油设备的充油设备的DGADGA分析和诊断分析和诊断充油设备DGA分析和诊断介绍内容介绍内容DGA的基础知识充油电气设备的故障诊断DGA在线监测的技术动态充油设备DGA分析和诊断DGADGA的基础知识的基础知识色谱法名称由来分类特点流程和分离原理色谱仪的主要部件DGA试验的全过程充油设备DGA分析和诊断名称由来、分类和特点名称由来、分类和特点名称由来1906年俄国植物学家茨维持借两相分配原理而使混合物 中各组份获得分离的技术， 称为色谱技术或色谱法。l分类分类色谱法色谱法气相色谱液相色谱气固色谱气液色谱液固色谱液液色谱充油设备DGA分析和诊断名称由来、分类和特点名称由来、分类和特点特点分离效能
2、高分离速度快样品用量少使用范围广.充油设备DGA分析和诊断色谱的流程和分离原理色谱的流程和分离原理气相色谱流程方框图载气气路控制系统气体样品六通阀液体样品气化器色谱柱检测器辅助气体放空信号放大记录仪充油设备DGA分析和诊断色谱的流程和分离原理色谱的流程和分离原理混合物样品在色谱柱中的分离原理图充油设备DGA分析和诊断色谱仪的主要部件色谱仪的主要部件-检测器检测器用于测量色谱流程中柱后流出物组成变化和浓度的装置。电力系统用色谱仪的检测器有两种:热导检测器(TCD)和氢焰检测器(FID)。充油设备DGA分析和诊断热导检测器热导检测器(TCD)(TCD)根据载气中混入其他气态物质时热导率发生变化的原
3、理制成.充油设备DGA分析和诊断氢焰检测器氢焰检测器(FID)(FID)原理:可燃性有机物在氢-氧火焰中发生电离,在静电场的作用下形成离子流.充油设备DGA分析和诊断DGA试验的全过程试验的全过程取样取样部位取样容器取样方法保存和运输从油样中脱出溶解气体样品分析仪器标定试样分析充油设备DGA分析和诊断取样部位取样部位一般在下部取样阀如遇突发故障时，产气量较大，可在不同部位同时取样；考察辅助设备时，可就近取样；避免取循环不畅的死油；应在设备运行中取样。充油设备DGA分析和诊断取样容器取样容器-玻璃注射器玻璃注射器特点:容器壁不透气或吸附气体,透明,便于观察样品状况;器内无死角,不残存气泡;严密性
4、好,取样时能完全隔绝空气,取样后不向外跑气或吸入空气;能自由补偿由于油样随温度热胀冷缩造成的体积变化,容器内不产生负压空腔而析出气泡;材质化学性质稳定且不宜破损,便于保存和运输.充油设备DGA分析和诊断取样方法取样方法注意事项:取样阀中的残存油应尽量排除,阀体周围污物擦拭干净;取样连接方式可靠,连接系统无漏油或漏气缺陷;取样时应设法将取样容器和连接系统中的空气排尽;取样过程中,油样应平缓流入容器,不产生冲击飞溅或起泡沫;对密封设备在负压状态下取油样时,应防止负压进气;注射器取油样时,特别注意保持注射器芯干净,防止卡涩.充油设备DGA分析和诊断取样方法取样方法-全密封取样全密封取样充油设备DGA
5、分析和诊断样品的保存和运输样品的保存和运输样品应尽快分析。油样保存期不得超过4天；样品的保存必须避光、防尘，确保注射器芯干净、不卡涩；运输过程中应尽量避免剧烈振动。空运时避免气压变化。充油设备DGA分析和诊断从油样中脱出溶解气体从油样中脱出溶解气体调节油样体积。将100ml油样推出部分，准确调整为40ml油样；加平衡载气，注入5ml的N2气；振荡脱气。油样放入恒温定时振荡器内，恒温50C，连续振荡20min, 静止10min；转移平衡气。将油样取出，立即用双头针头将平衡气体转移的另一注射器A中，室温下放置2min，准确读取其体积。充油设备DGA分析和诊断样品分析样品分析仪器标定外标法，准确抽取
6、1ml标气，注入色谱仪，测取峰面积，并取两次平均值。试样分析从注射器A中准确抽取1ml试样，注入色谱仪，测取峰面积。将试样的峰面积与标气的峰面积进行比较，得到试样的浓度。充油设备DGA分析和诊断充油电气设备的故障诊断充油电气设备的故障诊断充油设备油中溶解气体的来源油纸绝缘材料热分解产气的机理变压器等设备内部故障类型及其油中气体的特征变压器等设备内部故障判断的步骤故障实例说明充油设备DGA分析和诊断充油设备油中溶解气体的来源充油设备油中溶解气体的来源空气的溶解正常运行下产生的气体故障运行下产生的气体其他原因引入的气体充油设备DGA分析和诊断油纸绝缘材料热分解产气的机理油纸绝缘材料热分解产气的机理
7、有关键能充油设备DGA分析和诊断IEC三比值法三比值法编码规则气体比值范气体比值范围围比值范围的编码比值范围的编码C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H60.10100.11100131213222充油设备DGA分析和诊断编码组合编码组合故障类型故障类型C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6001低温过热（低于低温过热（低于150）20低温过热（低温过热（150300）21中温过热（中温过热（300700）0，1，22高温过热高温过热（高于（高于700）10局部放电局部放电10，10，1，2低能放电低能放电20，1，2低能放电兼过热低能放电兼过热20.10，1，2电弧放电电弧
8、放电20，1，2电弧放电兼过热电弧放电兼过热故障类型判断方法充油设备DGA分析和诊断过热性缺陷过热性缺陷-产气特征产气特征热点不涉及固体绝缘时，产生的气体主要是低分子烃类气体，其中甲烷乙烯是特征气体。当故障点温度较低时，甲烷占的比例大，随着热点温度的升高，乙烯和氢组份急剧增加，比例增大。当严重过热时，会产生少量乙炔。较高温度过热涉及固体绝缘材料时,另外还产生CO和CO2。充油设备DGA分析和诊断过热性缺陷过热性缺陷分类分类导电回路载流导线和接头不良引起分接开关动静触头接触不良；引线接头虚焊；股间短路；引线过长或包扎绝缘损伤引起导体间相接产生环流发热；线圈绝缘膨胀油道堵塞引起散热不良。充油设备D
9、GA分析和诊断过热性缺陷过热性缺陷分类分类导磁回路铁心多点接铁芯短路漏磁引起局部过热充油设备DGA分析和诊断局部放电性缺陷局部放电性缺陷局部放电是指油和固体绝缘中的气泡和尖端，因耐压强度低，电场集中产生的。互感器和电容套管的电容芯绕包工艺不良或真空干燥工艺不良等，都会造成局部放电。气体特征为氢组份最多，其次是甲烷，当放电能量密度高时，会产生少量的乙炔。绝缘纸层中间有明显可见的X-蜡或放电痕迹。充油设备DGA分析和诊断低能放电低能放电（又称火花放电）（又称火花放电）不同电位的导体与导体、绝缘体与绝缘体以及不固定电位的悬浮体，在电场极不均匀或畸变以及感应电位下造成。如铁芯片间、铁芯接地片接触不良造
10、成的悬浮放电，无载分接开关操作杆拨叉悬浮放电，套管均压球、压碗等松动后悬浮放电，套管末屏接触不良放电，电流互感器L1端子放电、磁屏蔽悬浮放电等。特征气体：主要是乙炔和氢，其次是甲烷和乙烯。充油设备DGA分析和诊断电弧放电电弧放电原因：匝层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪弧，分接开关飞弧和电容屏击穿等。特点：多是突发性的，故障气体产生剧烈，产气量大，故障气体往往来不及溶解于油而聚集到气体继电器引起瓦斯动作。气体特征：总烃很高，乙炔和氢占主要部分，其次是乙烯和甲烷，如果涉及固体绝缘，瓦斯气和油中气的CO含量都比较高。充油设备DGA分析和诊断辽阳供电公司首山变电所辽阳供电公司首山变电
11、所2#2#主变主变（SFP3-120000/220SFP3-120000/220）高温过热高温过热朝阳电力修造厂80年3月产品 ，81年2月投入运行；验收试验中空载损耗和空载电流与设计值和出厂值相差很大； 85年1月7日在系统无任何异常情况下，突发匝间短路 ；95年5月发现了铁芯多点接地，采取串联电阻的方法限制其铁芯电流，总烃维持在500L/L ；1999年5月采用电容充电法打开铁芯悬浮接地点，总烃呈逐年下降趋势，乙炔为0L/L ；2002年7月1日21时30分，早期变压器故障监测装置显示值突变，总烃由前一天的100L/L增长为300L/L充油设备DGA分析和诊断辽阳供电公司首山变电所辽阳供电
12、公司首山变电所2#2#主变主变（SFP3-120000/220SFP3-120000/220）高温过热高温过热首山变电所2#主变色谱跟踪试验数据 时间时间CH4C2H6C2H4C2H2CHH2COCO2备注备注6.176.1744.144.134.434.495.695.6-174.2174.20 090490474167416月检月检7.017.01188.9188.9105.8105.8445.8445.82.42.4743.0743.0575712481248228697228697在线报在线报警后色警后色谱跟踪谱跟踪7.037.03198.8198.898.198.1456.1456.
13、12.02.0755.0755.0757513431343899789977.057.05249.1249.1112.9112.9503.3503.32.42.4867.8867.89191181618161051310513铁芯过铁芯过热退出热退出运行运行充油设备DGA分析和诊断辽阳供电公司首山变电所辽阳供电公司首山变电所2#2#主变主变（SFP3-120000/220SFP3-120000/220）高温过热高温过热现场排油检查发现：高低压线圈所有压钉全部松动；高压侧C相有一个反压钉上部螺帽有放电痕迹，高压侧A相取下一个压钉帽，没有垫片，帽内有碳泥；从高压侧看到A、B、C相间下铁轭隔板上均有
14、金属粉末、电镀螺丝皮、硅胶、焊接残余物等；铁芯上部拉杆较紧，铁芯中部膨胀，高压包隔板内有金属屑；B相分接开关触指（共5个）上数第三个有一个轻微烧灼麻点。充油设备DGA分析和诊断辽阳供电公司首山变电所辽阳供电公司首山变电所2#2#主变主变（SFP3-120000/220SFP3-120000/220）高温过热高温过热8月中旬返厂解体，发现铁芯多处严重过热并伴有烧伤痕迹。 矽钢片接缝处烧损图片 矽钢片绝缘烧损图片充油设备DGA分析和诊断l沈变沈变1999年年12月产品，型号为月产品，型号为LB3-500（W）l2001年春检时发现氢气含量接近注意值，为年春检时发现氢气含量接近注意值，为134 L/
15、LL/L，2002年春检氢气含量基本无变化，年春检氢气含量基本无变化，但但02年年9月秋检复试发现氢气含量大幅度增加，月秋检复试发现氢气含量大幅度增加，达到达到9467 L/LL/L，甲烷达到，甲烷达到 L/LL/L，局部放电型，局部放电型缺陷；缺陷；l返厂解体检查发现互感器存在包扎性缺陷，使返厂解体检查发现互感器存在包扎性缺陷，使得一次电容屏间绝缘出现局部空隙，在长期高得一次电容屏间绝缘出现局部空隙，在长期高电压作用下，产生局部放电。电压作用下，产生局部放电。哈尔滨超高压局永源站方永甲线哈尔滨超高压局永源站方永甲线B相相CT充油设备DGA分析和诊断永源站方永甲线永源站方永甲线B相相CT试验日
16、期试验日期出厂出厂01/11/3002/04/1502/04/3002/09/10组组分分含含量量H21.465.27133.9122.449644.5CH40.2903.77.78300.6C2H400.210.30.560.75C2H60.290.370.25.2317.98C2H200.1500.100.14CO010.6323.332.5353.74CO2144205.23225.8163.5182.1总烃总烃0.290.734.213.67319.47充油设备DGA分析和诊断l解体检查：解体检查：l在一次线圈在一次线圈L2端内测的第三主屏第一端端内测的第三主屏第一端屏绝缘层表面上，有
17、一处直径约屏绝缘层表面上，有一处直径约75mm的糊痕区域，且此处糊痕区域向内的糊痕区域，且此处糊痕区域向内部逐渐深入，随着线圈绝缘直径缩小，部逐渐深入，随着线圈绝缘直径缩小，其糊痕区域逐渐缩小并消失，最后在第其糊痕区域逐渐缩小并消失，最后在第二主屏第二端屏绝缘层处糊痕彻底消失，二主屏第二端屏绝缘层处糊痕彻底消失，其绝缘包轧表面恢复正常状态。其绝缘包轧表面恢复正常状态。l经过现场实测糊痕区域周边包扎纸与设经过现场实测糊痕区域周边包扎纸与设计图纸要求相差计图纸要求相差3 4mm，其他绝缘包扎，其他绝缘包扎状况未见异常。状况未见异常。充油设备DGA分析和诊断沈阳电业局虎石台沈阳电业局虎石台2#2#变
18、压器变压器 (SFPS3-(SFPS3-120000/220)120000/220)该变压器为沈阳变压器厂1983年5月产品，有高压、中压和低压三个绕组，为三芯三柱式结构，1998年7月因受短路电流冲击绝缘损伤后，由沈阳电业局修造厂大修，更换C相中、低压绕组，1998年8月重新投入运行。2000年5月色谱成绩出现异常，乙烯、乙炔出现明显增长（色谱成绩详见表2），初步分析诊断为高温过热兼轻微放电性缺陷，于是缩短试验周期，对其进行了将近一年的监视，色谱成绩较为稳定，2001年4月5日，虎新东西线发生三相短路， 充油设备DGA分析和诊断沈阳电业局虎石台沈阳电业局虎石台2#2#变压器变压器 (SFPS
19、3-(SFPS3-120000/220)120000/220)虎石台2#主变色谱分析数据时间时间CH4C2H4C2H6C2H2CHH2COCO200.04.16292140.053.45500336900.05.1687174157.0282.051887583300.11.0273135121.7241.751887583301.03.20107161152.2285.2581317670401.04.1293159122.1266.154789421801.05.134709989414.01576.02611114621701.05.13483110310015.51702.530512
20、166743充油设备DGA分析和诊断沈阳电业局虎石台沈阳电业局虎石台2#2#变压器变压器 (SFPS3-(SFPS3-120000/220)120000/220)2001年5月13日主变月检中发现特征气体含量急剧增加，分析判断为电弧放电性缺陷，建议变压器退出运行。5月14日变压器停运，高压试验（包括绝缘电阻、直阻、泄漏和单相空载试验）无异常，进行变压器绕组变形试验，判断变压器中低压绕组发生形变。返沈变厂吊芯检查，发现C相中、低压绕组从顶端向下数52段起发生向内的形变，中压引出线右数1、2、5、6条发生凹陷，最深为67cm, 3、4、7、8条发生凸起，最高处为7cm。该变压器改造后于11月投入于
21、洪一次变电所挂网运行。 充油设备DGA分析和诊断鞍山电业局红一变鞍山电业局红一变2#变压器变压器(SFDS-7500/220)2001年3月19日红一变2#主变压器在油色谱月检分析中发现乙炔、氢气和总烃含量急剧增加（详见表3），根据三比值法，诊断设备内部存在放电性缺陷。3月21日停运，变压器进行绝缘试验，无异常；3月24日投入运行，5月17日主变轻瓦斯动作，取气样分析，乙炔含量为19280 L/L，氢气含量为92120 L/L；充油设备DGA分析和诊断鞍山电业局红一变鞍山电业局红一变2#变压器变压器(SFDS-7500/220)5月17日9时取变压器油样分析乙炔含量为390 L/L，氢气含量为
22、537 L/L ，11时乙炔含量则上升到410 L/L，氢气含量上升到711L/L，乙炔绝对产气速率高达284mL/h。当即变压器退出运行，进行绝缘电阻、介损、直流电阻、空载试验无异常；5月19日进行局部放电测量，高压B、C绕组放电量达10000pC,其他各绕组放电量皆为数百pC。充油设备DGA分析和诊断鞍山电业局红一变鞍山电业局红一变2#变压器变压器(SFDS-7500/220)5月22日变压器进行吊芯检查，发现B、C相第一层围屏在B、C相间的支撑长垫块处有放电痕迹，严重者烧成孔洞（多达10余个），最大直径达到50mm, 第二层围屏有明显的树枝状爬电现象，第三层围屏内侧也有痕迹；更换围屏和长
23、垫块后，变压器重新投入运行。色谱跟踪试验结果见表。充油设备DGA分析和诊断鞍山新开一次变鞍山新开一次变2 2号主变（号主变（SFPSFP3 3- -63000/22063000/220）-鼓型（鼓型（DWDW型）分接开关接触不良型）分接开关接触不良故障过程：2003年4月14日，鞍山新开一次变2号主变正常春检停电预试后，14时53分先后合上变压器主一、二次开关，变压器空载运行。14时57分拉开66kV母联开关，变压器带负荷，15时0分19秒，2号主变重瓦斯保护动作，一、二次开关跳闸。 充油设备DGA分析和诊断鞍山新开一次变鞍山新开一次变2 2号主变（号主变（SFP3-SFP3-63000/22
24、063000/220）试验情况：该变压器进行高压绕组直流电阻测试时，发现C相电阻大，三相互差为1.4%（2002年4月预试三相互差为0.23%），经过多次切换，三相电阻互差降为0.57%，变压器投入运行。事故后，进行C相直流电组测量时发现为开路状态。事故后油的色谱值：乙炔由事故前0L/L增长为，总烃由事故前增长为。判断为C相无励磁分接开关接触不良烧损。 充油设备DGA分析和诊断抚顺供电公司和平抚顺供电公司和平5 5号主变压器号主变压器（SFPS7120000SFPS7120000220220） -楔型分接开关接触不良楔型分接开关接触不良朝阳电力设备制造厂1997年12月产品，1998年4月25
25、日在抚顺河北变投入运行。2002年4月移至和平变5号变压器位置。经现场吊罩检查正常，绝缘、直流电阻及局放等试验均合格后，于2002年9月16日投入运行。但运行一个月后色谱分析发现乙炔，连续跟踪，乙炔基本在范围内变化，总烃在245298L/L间变化，后对该变压器再次做了局放试验，未发现异常。经对变压器油进行脱气处理，于2002年12月13日再次投入运行，带负荷为70MVA左右，色谱跟踪监视，至2003年1月16日，色谱依然比较稳定，乙炔未超过2L/L。充油设备DGA分析和诊断试验日期试验日期CH4C2H6C2H4C2H2C1+C2H2COCO20206191.592.970.805.341524
26、60209171.270.621.503.397674610209236.018.6210.2024.9106168502102149.0827.9883.90160.9208383002102276.3724.63142.61.63245.2318975402102499.4929.71170.21.83301.3519887202111392.3727.01160.31.48281.2431076940212097.8217.6377.30.48103.315265202121623.9222.631031.08156.6181373103010642.8625.67123.50.9719
27、3.11939165303010947.7529.7140.61.19219.3195271503011653.9533.39154.51.22243.13054719030119179521685462151410936876630919305充油设备DGA分析和诊断抚顺供电公司和平抚顺供电公司和平5 5号主变压器号主变压器（SFPS7120000SFPS7120000220220）事故过程：2003年1月19日0时32分37秒，抚顺和平变5号主变轻、重瓦斯、两套微机差动保护动作，经68ms变压器一次开关跳闸，二次开关拒动，主变着火。经3分30秒，同站的2号主变复合过流保护动作，一、二次开关
28、跳闸。0时36分21秒，运行人员手动拉开5号主变二次开关。事故前，5号主变带有功负荷70MW，一次电流为240A。充油设备DGA分析和诊断抚顺供电公司和平抚顺供电公司和平5 5号主变压器号主变压器（SFPS7120000SFPS7120000220220现场检查变压器及附件损坏情况：变压器外部及油箱内上部着火；一、二、三次套管外瓷套炸碎；压力释放伐动作喷油；B相一、二次引流线（钢芯铝绞线）烧断落下，其余相导线只剩钢芯；变压器门型构架横梁因高温变形；变压器至冷却器控制箱的控制电缆全部烧损。充油设备DGA分析和诊断抚顺供电公司和平抚顺供电公司和平5 5号主变压器号主变压器（SFPS7120000S
29、FPS7120000220220）返厂解体检查发现： 高压B相绕组发生大范围短路，导线大量烧断股。 A相分接开关动触头没合到位。C相位置基本正常。 B相分接开关操动杆插口已经烧毁，开关绝缘筒23以上已经完全烧成碳黑色，上部筒壁已经烧损出现孔洞。开关内部静触柱严重烧损，其中2个接触柱的截面已经烧成椭圆、4个未接触柱烧断并缺损，动触头（楔形）明显接触位置不正确并有一定程度的烧伤，开关上部分接引线已经与开关静触柱分离。 充油设备DGA分析和诊断抚顺供电公司和平抚顺供电公司和平5 5号主变压器号主变压器（SFPS7120000SFPS7120000220220）箱壁检查发现与高压侧B相分接开关筒相应位
30、置有大片的放电烧痕 。高压、中压套管上节瓷件全部破碎，电容屏已经露出或表面烧伤，中压b相烧损情况最为严重。中压b、c相套管下节瓷件已经破碎，其它套管下节瓷件仍然完整 。充油设备DGA分析和诊断抚顺供电公司和平抚顺供电公司和平5 5号主变压器号主变压器（SFPS7120000SFPS7120000220220）原因分析：直接起因是B相分接开关调整不到位，接触不良产生过热，在一定负荷下，接触面产生放电灼伤，恶性循环，产生电弧，导致高压对地短路引起变压器事故；扩大原因是二次开关拒动，没有及时切除66kV电源，使得变压器严重烧损并发生着火；根本原因在于DWP楔型分接开关存在操作到位手感不明显、现场人员
31、操作经验不足。 充油设备DGA分析和诊断DGADGA在线监测的技术动态在线监测的技术动态实验室DGA的不足基本原理关键技术充油设备DGA分析和诊断实验室实验室DGA的不足的不足运输过程中导致油样变化检测周期长无法响应突发事件需要专业人员、工作量大重复性不高充油设备DGA分析和诊断DGA在线监测的基本原理在线监测的基本原理变压器油油气分离混合气体分离和检测数据采集和处理软件分析判断油气混合物混合气体充油设备DGA分析和诊断DGA在线监测的关键技术在线监测的关键技术油气分离技术混合气体检测技术充油设备DGA分析和诊断油气分离技术油气分离技术溶解平衡法溶解平衡法变径活塞泵脱气法变径活塞泵脱气法离线脱
32、气高分子透气膜法高分子透气膜法真空脱气法真空脱气法顶空脱气法顶空脱气法在线脱气充油设备DGA分析和诊断在线检测高分子透气膜的要求在线检测高分子透气膜的要求能快速渗透油中溶解气体化学稳定性好，耐油、耐高温有一定机械强度，运行中无蠕动形变和破损，机械寿命长充油设备DGA分析和诊断真空脱气法真空脱气法波纹管法真空泵法充油设备DGA分析和诊断混合气体检测技术混合气体检测技术分类单氢气检测法总可燃气体法烃类气体检测法全组分气体检测法充油设备DGA分析和诊断单氢气检测法单氢气检测法原理：单氢气测量实际上只是氢气占100%，其他气体占不同的比例。特点：由于各种气体被赋予了不同的加权值，因此单氢气检测法并不能
33、真实地反映变压器内部的实际状况。充油设备DGA分析和诊断总可燃气体检测法总可燃气体检测法原理：总可燃气体包括一氧化碳、氢气和烃类气体。特点：由于总可燃气体中包括一氧化碳，而一氧化碳含量往往高于其它烃类气体因此，烃类气体的变化根本反映不出来。充油设备DGA分析和诊断烃类气体检测法烃类气体检测法原理：烃类气体在线监测可以将烃类气体的每一组份检测出来。将单氢焰的气相色谱仪应用到在线监测中，由于需要很多的辅助设备，因此，可靠性差，维护量较大，很难推广开。充油设备DGA分析和诊断全组分气体检测技术分类全组分气体检测技术分类热导检测器半导体气敏传感器红外光谱技术光声光谱技术充油设备DGA分析和诊断热导检测
34、器热导检测器 TCD是一种结构简单、性能稳定、线性范围宽、对所有物质均有响应的广谱型气体检测器。TCD原理是基于不同物质具有不同的热导系数，通过发热电阻丝时热量损失的比率，即可用来量度气体的组分和质量。因此，利用热导检测器检测混和气体时，需要先利用色谱柱将混和气体组分进行分离.充油设备DGA分析和诊断热导检测器热导检测器充油设备DGA分析和诊断油中溶解气体测量范围和测量精度油中溶解气体测量范围和测量精度特征气体特征气体油中浓度油中浓度（PPMPPM）测量精度测量精度氢气氢气(H2)10-2,00010%乙炔乙炔(C2H2)1-5001PPM或或10%乙烯乙烯(C2H4)7-2,0001PPMP
35、PM或或10%一氧化碳一氧化碳(CO)5-2,0001PPMPPM或或10%甲烷甲烷(CH4)70-2,00010%乙烷乙烷(C2H6)10-2,00010%氧气氧气(O2)10-1,40010%二氧化碳二氧化碳(C02)5-7,0001PPMPPM或或10%充油设备DGA分析和诊断充油设备DGA分析和诊断充油设备DGA分析和诊断半导体气敏传感器半导体气敏传感器半导体气敏传感器是利用待测气体与半导体（主要是金属氧化物）表面接触时，产生的电导率等物性变化来检测气体。充油设备DGA分析和诊断半导体气敏传感器半导体气敏传感器半导体气敏传感器的共同缺点是气体选择性差，存在交叉敏感问题，这种非单一选择性
36、是由其敏感机理所决定的，特别是有些性质相近的气体，如H2和C2H4，CH4和C2H6，交叉敏感程度较深，表现在传感器的输出值不只决定于一个参量，当其他参量变化时输出值也要发生变化。气敏传感器在气体含量高时，容易发生中毒，其恢复程度有限，使得其稳定性很难保证。充油设备DGA分析和诊断半导体气敏传感器半导体气敏传感器当气敏传感器用于检测混和型气体时，必须克服交叉敏感问题，解决的办法是采用传感器阵列技术。阵列技术包括两个方面内容：其一是以微制造、微机械加工技术为工具，研制集成型气体传感器阵列；其二是采用多传感器信息融合技术，就是通过对多个参数的监测并采用一定的信息处理方法达到提高每一个参量测量准确度
37、的目的。模糊理论的应用和神经网络算法的采用，进一步增强了传感器的智能化程度，能较为有效地克服自身交叉灵敏度、时漂老化等问题，但用于气体含量的准确定量还没有达到实用化的水平。充油设备DGA分析和诊断傅立叶红外光谱技术傅立叶红外光谱技术定镜动镜光源分束器气体池探测器数据采集处理系统待测气体池置于迈克尔逊干涉光路中，动镜移动时探测器上将得到强度不断变化的干涉波。 背景干涉图和样品干涉图经傅里叶变换以后，可以得到背景单光谱和样品单光谱，样品透射光谱即为上述两光谱的比值。 根据朗伯 比尔定律，吸光度A与样品浓度c，吸收池光程长l，样品吸收率a成正比，即A=acl。利用纯样品在选定的波数处建立吸光度值A相
38、对于浓度c的校正曲线，然后根据待测样品的吸光度可求解出未知组分的含量。为了准确复原光谱，FTIR光谱仪中都有一套激光干涉系统，采用激光干涉图过零点采样的办法准确地对复杂光谱进行采样。充油设备DGA分析和诊断油中溶解气体测量范围和测量精度油中溶解气体测量范围和测量精度H2C2H2C2H4CH4C2H6COCO2H2O最小测量值最小测量值（ppm）10131205105%重复精度（重复精度（+/-ppm）50.30.60.25253%测量范围测量范围(ppm)10-20001-10003-15001-150020-15005-200010-80005-95%充油设备DGA分析和诊断充油设备DGA分
39、析和诊断充油设备DGA分析和诊断光声光谱法（光声光谱法（PAS）该方法是基于光声效应的一种红外光谱检测技术。光声效应是由于气体分子吸收特定波长的电磁辐射（如红外辐射）所致。气体分子受辐射后导致气体温度上升，而密闭容器内气体的温升则对应气体压力的变化；如采用红外脉冲照射密闭气体，利用高灵敏度的微音器即可探测到与红外脉冲频率相同的压力波动。由于每种化合物均有其特征红外光谱，若入射光波长可变，则可检测到随波长变化的光声信号图谱从而实现对被测物的分子结构鉴定与定性定量分析。 充油设备DGA分析和诊断光声光谱法（光声光谱法（PAS）与其它光谱技术相比，该方法测量的是样品吸收光能的大小，反射、散射光等对测
40、量干扰较小，从而提高了对低浓度气体测量的准确度。光声室容积较小（23ml），利于油气分离效率的提高。无需耗材，真正免维护.检测周期为124小时，可自行设置充油设备DGA分析和诊断光声光谱法（光声光谱法（PAS）充油设备DGA分析和诊断油中溶解气体测量范围和测量精度气 体测量范围 (ppm)氢气氢气H25-5,000乙炔乙炔C2H21-50,000乙烯乙烯C2H41-50,000一氧化碳一氧化碳CO1-50,000甲烷甲烷CH41-50,000乙烷乙烷C2H61-50,000二氧化碳二氧化碳CO210-50,000氧气氧气O2100-50,000水分水分H2O0-100%(RS)重复精度： 10% 或 1ppm充油设备DGA分析和诊断
