变压器氢气_乙炔含量高的原因分析及其处理
变压器油中氢含量超标的原因分析及处理
变压器油中氢含量超标的原因分析及处理摘要针对本厂出现的变压器中绝缘油氢含量超过注意值的现象进行了原因分析，找出了氢含量超标的原因，并提出了相应的措施及对策。
关键词变压器油；氢含量；原因分析1故障概述海勃湾发电厂#3、4号主变压器为：15.7/220KV。
30B为：110/6KV。
#3主变压器投运日期：2002年11月19日；#4主变投运日期是2003年1月。
#3、4主变为沈阳变压器公司制造的SFD9-24000/220型变压器，额定容量为：24000KV A，油重量为：33.4吨。
30B是#3、4主变的高备变。
投运日期是2002年11月，由特变电工新疆变压器厂制造。
油号为：DB-25（克拉玛依炼油厂）总油重：16620KG。
电压等级：110/6KV，相数：3相，冷却方式：ODAF。
自投入运行以来，一年一次色谱分析及其简化试验，电气检修还做了相应的电气试验。
2010年初30B色谱分析中发现氢含量有逐渐上升趋势，直至6月氢含量增高超标。
化验人员就采取了跟踪监督的措施。
2问题提出根据上述现象，如果绝缘油中含气量高，由其是氢含量超标，将加速绝缘油老化，使得绝缘材料使用寿命减少一半，起不到很好的散热、冷却的效果。
及早发现设备内部是否有局部放电，如有局部放电会引起绝缘破坏，甚至造成事故。
结合我厂出现的问题，对30B绝缘油中溶解气体进行跟踪分析，其色谱分析结果如下（表1）。
同时做30B绝缘油的常规试验，如（表2）。
3故障分析3.1可能存在原因分析1）变压器在故障下产生的气体在其内部会有一个传质过程。
故障点产生的气泡会因浮力而上升，上升的过程中与附近油中已溶解的气体发生交换。
气体溶解在油中，由于油的对流、扩散将气体分子传递给变压器油的各部分，热解气体溶解在油中的多少决定于气泡的大小，运动的快慢。
气泡的运动与交换可以帮助我们了解故障的性质和发展趋势；2）当热解气体达到饱和时，不向外逸散，在压力、温度的条件下饱和油内析出的气体形成了气泡。
一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理
一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理摘要：电力变压器是电力系统中的重要设备之一，套管作为变压器附件之一起着重要的作用，如套管出现问题将直接影响变压器的稳定运行，严重时可造成变压器毁灭性事故。
文中详细分析了变压器由于套管出现问题导致油中乙炔超标，并列出处理过程和数据。
关键词：变压器乙炔超标局放超标套管引言变压器油中色谱是检验变压器是否存在内部故障的最成熟和重要的检测手段，某电厂220kv主变油中乙炔含量超标，在常规试验合格情况下进行局部放电试验，局放超标，之后对其更换低压套管后，试验合格。
成功排除了故障，为主变正常运行提供了保障。
一、概述某电厂主变是保定变压器厂生产的sfp9-388000/220变压器接线方式yn，d11，冷却方式采用强迫油循环风冷。
变压器出厂时期1994年2月。
#1主变于2010年10月进行增容改造，容量由360mva增容至388mva，，修后试验项目按集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》（q/cdt 107 001-2005）进行，修后试验合格。
2011年6月7日，在定期色谱分析时，发现#1主变绝缘油中含有乙炔成分，含量为0.79?l/l（注意值5?l/l）。
2012年4月27日，#1主变停运前，乙炔含量1.6?l/l。
二、#1主变检查及处理情况4月28日晚上#1机停机检修，#1主变吊罩检修工作开始。
（一）内检情况5月3日下午15：48分，#1主变开始吊罩，15：30分开始进行内检，18：38分内检结束。
内检检查人员由电气专业人员、厂家技术人员、检修单位三方组成内检小组，进行变压器内部检查：检查发现b相高压套管下部与变压器高压侧引线接头处等位线锡焊有局部剥落，但未发现有放电或过热等情况，已用锡焊条重新焊接好。
对#1主变无载分接开关位置进行检查，分接开关处于3分接处，检查分接开关未完全到位，但对设备运行无影响。
清扫油箱内部，清除积存在油箱底部的油污、杂质，未发现有铁屑，绝缘损坏或过热残留物。
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油含气量超标处理分析
变压器绝缘油是变压器中的一种绝缘材料，它在变压器内起到绝缘和冷却的作用。
绝
缘油中的气体含量是评估绝缘油质量的一个重要指标，一般来说，气体含量越高，说明绝
缘油的绝缘性能越差。
当变压器绝缘油中的气体含量超过标准限值时，需要进行相应的处理。
超标处理分为
以下几个步骤：
1. 检测气体含量：首先需要进行绝缘油中气体含量的检测，一般通过使用气相色谱
仪等仪器进行检测。
常见的气体包括氢气、甲烷、乙烷、乙炔等。
根据检测结果确定气体
含量是否超标。
2. 分析原因：超标气体含量的原因可能有多种，例如变压器内部有局部放电、设备
老化、密封不严等原因都可能导致气体含量的增加。
分析原因可以帮助我们找到问题所在，从根本上解决超标问题。
3. 采取措施：根据分析的结果，采取相应的措施来降低绝缘油中气体含量。
常见的
措施包括：
- 强制循环：通过增加循环次数和循环时间来促使气体从绝缘油中析出；
- 真空干燥：通过对绝缘油进行真空干燥，使气体从绝缘油中蒸发出来；
- 滤油处理：使用滤油机对绝缘油进行过滤，去除其中的气体和杂质；
- 更换绝缘油：如果绝缘油的气体含量超过了严重程度，可能需要考虑更换绝缘油。
4. 检测处理效果：在处理完绝缘油中气体含量超标问题后，需要再次进行检测，确
保气体含量已经降到正常范围内。
绝缘油中气体含量超标处理的关键在于找到超标原因，并采取相应的措施进行处理。
在处理过程中需要注意操作规范，确保安全性和有效性。
维护变压器的正常运行和定期检
测绝缘油的气体含量对于预防超标问题的发生也非常重要。
新投运变压器油中氢气含量超标的原因分析与处理
日 ＼ Ｈ ｃ４ Ｈ Ｈ Ｈ Ｃ 期 ２ ｒ Ｉ ４ ６ ２ Ｏ
２（ ３８ ０段）】 】 ７ ０ ９ ０ ０ ０ ２ Ｏ ０ ． ８ ．６ ． ９ ０ ． ４ ９ Ｒ ４
度原因 ，本体再次抽真空、充氮保护；另外 ，相关
附件 如连 接管 道 、套管 等 ，其端 部接 触 面均有 受潮
现象 ，安装时仅清扫干净未采取进一步的处理 ，故
测试 、泄漏电流测试等 ，上述试验数据均正常。
２ ２ 原 因分 析 ．
变压器本体内部受潮的可能性非常大。
此外 ，变压器 内的不锈钢材料可能在加工过程
・
电弧、火花放电、局部放 电、油和固体绝缘热 分解 、水分解等因素均可引起 Ｈ 含量升高。 ２
特 征气 体 ＣＨ 含量稳 定 无变 化 ，可排 除 电弧 、 ２２
火 花放 电的可 能 。
１５ ・ ３
分析探 讨
ＳＡＬ Ｙ Ｒ ＰＷ Ｒ ０１ｏ．ＴａＮ１ Ｍ Ｌ Ｈ Ｄ Ｏ Ｏ Ｅ ２１Ｎ４ ｏｌ ｏ ０ ｔ ６ 抽 真空至 开始 加 注变 压器 油时 为止 。当油位 加 至离 油箱 顶还 有 １ ｒ 右距 离 时 ，暂 时停 止 注油 过 程 ， ０ｃ左 ｒ 又继 续抽 真空 ２ ，然后 加满 油 。 ４ｈ 相关 试验 合格 后 ，９月 １ ３日２号主 变压 器投 入
受潮。
量大于１ Ｌ Ｌ Ｏ ０ 气体含量显 著变化则反 ５ ／ ，ｃ 、ｃ ２ ０ 映了设备内部绝缘材料存在老化或故 障现象 ，显然
这 一现 象不 存在 。
３ 处理措 施与效果
经与制造厂家联 系 ，于 ９月初将 变压器改 检 修 ，进行缺陷处理 ，针对变压器绝缘表面受潮 、 含量超标这一现象 ，采取了两个处理措施 ，一是对 变压器油进行脱气处理 ；二是抽真空去除变压器 内
2023年主变油中氢气超标排查及处理
2023年主变油中氢气超标排查及处理（3000字）引言：主变油中氢气是变压器设备运行中常见的一种气体，但若氢气含量超过安全标准，将会对设备的正常运行产生严重影响，甚至引发事故。
因此，针对氢气超标问题，我们需要采取有效的排查和处理措施，保障变压器设备的安全稳定运行。
本文将对2023年主变油中氢气超标排查及处理进行详细介绍。
一、氢气超标原因分析1. 老化老旧设备：随着设备使用时间的增加，变压器内部材料会发生老化，导致绝缘油的性能下降，容易产生氢气。
2. 绝缘材料故障：变压器绝缘材料的损坏或故障会使电气弧放大，从而造成绝缘油分解产生氢气。
3. 温度过高：变压器运行时，内部温度过高也会导致绝缘油的分解，产生氢气。
4. 湿度过高：变压器长期处于高湿度环境中，会导致绝缘油中含有大量水分，进而促使氢气的生成。
二、氢气超标排查措施1. 定期监测：通过定期对主变进行监测，采集变压器油样，进行气体检测和分析。
借助专业的气体检测仪器，对油样中的氢气含量进行实时监测，及时发现是否超标。
2. 环境检测：对变压器周围的环境进行检测，检查是否存在气体泄漏情况。
例如，使用氢气探测器对变压器周围进行全面检测，确保设备周围环境安全无泄漏。
3. 设备巡检：定期派遣专业人员进行设备巡检，检查变压器内部和外部是否存在异常情况，如渗漏、腐蚀等，确保设备正常运行。
三、氢气超标处理措施1. 绝缘油处理：若发现变压器绝缘油中氢气超标，需要及时对绝缘油进行处理。
可以采取真空脱气方法，通过使绝缘油处于真空中，促使氢气从油中析出并排出系统，降低氢气超标情况。
2. 维修更换：对于老化老旧设备和绝缘材料故障引起的氢气超标问题，需要进行设备维修或更换。
及时更换老化材料、修复损坏绝缘材料，确保设备正常运行。
3. 控制温度和湿度：变压器运行时，控制内部温度和湿度是减少氢气超标的重要手段。
可以采取通风降温、增加冷却设备、降低环境湿度等措施，确保设备温度和湿度在正常范围内。
220kV变压器油色谱超标原因分析及处理措施马志强
220kV变压器油色谱超标原因分析及处理措施马志强摘要：分析过量的氢的原因,总烃和乙炔在220千伏备用电压,并介绍了测试过程来处理异常的变压器、以及卸油检查、治疗变形金刚罩检查和缺陷,为处理类似问题提供参考变压器的操作。
关键词：启备变压器；绝缘油色谱分析；缺陷处理一、变压器油色谱超标原因分析油色谱试验结果三比值编码是202，根据三比值结果判断设备内部存在低能量放电。
特征组分气体乙炔含量严重超出注意值，总烃中乙炔和乙烯体积分数增长较为明显，氢气体积分数也有增长，但明显小于乙炔增长速率，综合分析，怀疑启备变内部可能存在火花放电。
判断导则比值C2H2/H2＞2认为是有载向本体油箱渗漏造成，此次试验C2H2/H2是0.70，不满足该判据。
鉴于其他特征气体增长相比乙炔不显著，C2H2/H2异常增长，且有载开关油室气体含量和切换次数和产生污染的方式（通过油或气）有关，C2H2/H2也不一定大于2，因此判断为有载开关渗漏可能性较大。
CO、CO2体积分数变化很小，分析认为启备变内部缺陷没有涉及固体绝缘，即故障点没有位于绕组绝缘内部。
启备变本体内部乙烯含量并不太高，基本排除电回路内部过热可能。
综上所述，启备变有载分接开关在切换过程中会产生火花放电，有载开关油室向本体渗漏可能性较大，造成2号启备变本体色谱出现异常。
二、变压器检查情况1、带电检测2号启备变历年带电测试未发现异常，11月22日对2号启备变进行了带电测试，高频局部放电未发现异常放电信号特征图谱，红外热像检测未发现明显过热点，铁心接地电流测试结果在1.5mA左右，远小于100mA的标准注意值，排除铁心多点接地可能。
2、停电试验及检查情况11月25日对有载开关进行了吊检，现场检查未发现接触不良及过渡电阻异常情况，将有载开关油室油全部放出，利用启备变本体与有载开关油室的压差进行检查，未发现启备变本体油向有载渗漏情况，将启备变本体油枕上方施加0.03MPa压力，未发现有载开关油室有渗漏情况，因此排除了有载开关油室渗漏导致启备变本体乙炔含量严重超标的可能。
变压器有载分接开关油中乙炔超标故障原因分析及处理
变压器有载分接开关油中乙炔超标故障原因分析及处理摘要：针对变压器有载分接开关油色谱中存在乙炔含量，其内部故障引起直流电阻偏大，通过对试验数据进行详细分析，对有载分接开关吊芯检查和处理，确定了故障引起乙炔含量超标原因，解决了变压器直流电阻偏大的问题，提升对变压器故障状态的准确判断。
根据现场实际情况，提出了检查处理方法及改进措施，并针对此类故障提供了有力参考。
关键词：变压器；有载分接开关；乙炔；故障分析引言在电力系统中，变压器作为稳定电网安全运行的关键设备，变压器有载分接开关起到调节电压平衡最有效的措施，因此，有载分接开关的内部故障是关系变压器安全稳定运行的重要因素之一。
变压器有载分接开关油具有绝缘、散热和消弧等作用，一般情况下，变压器往往由于绕组局部发热、内部异常放电和有载分接开关油中气体含量超标等因素导致变压器停运，一旦变压器有载分接开关油色谱乙炔含量超标，则表明有载分接开关内部存在故障情况，需及时停电检查处理。
近年来，变压器有载分接开关油色谱分析中却出现乙炔含量超标问题，引起了业内专家的高度重视。
本文针对一起110kV变压器有载开关油中乙炔含量超标，分析内部故障原因和处理方法，提出相应的改进措施。
1油中乙炔含量超标分析油中溶解气体的组成与含量是监视充油电气设备安全运行的最有效措施之一。
利用气相色谱法分析油中溶解气体，以便监视充油设备是否安全运行，在我国已有几十年的使用经验，积累了丰富的实践经验，并在设备故障的分析处理中起到了极大的作用，收到了良好的效果。
某变电站110kV#1主变压器型号为SSZ11-50000/110，容量为50000kVA，连接组别为YNyn0d11，2005年3月投入运行。
分接开关型号：VCMⅢ-500Y/72.5B-10193W。
投运以来，主变压器未发生过重大故障，因此仅安排必要的定期检验项目，且未检测到油中气体指标超标。
2019年6月，有载分接开关进行油色谱分析时发现，油中的乙炔含量达到209.92μL/L，考虑到之前的定期检验中乙炔含量一直正常，故加强对该设备的巡视检查，并缩短油色谱分析周期，经过三个月连续油色谱追踪，确认了变压器有载分接开关确实出现了乙炔气体含量超标并逐渐增长的情况，故认为其内部出现了故障。
浅谈220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理
浅谈 220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理【摘要】：变压器在电力系统中承载着电能传输和配送的重要作用，变压器内部低能放电导致绝缘油析出乙炔等气体，影响变压器的正常运行，对电网构成威胁。
本文详细分析了变压器乙炔超标的原因，同时提出了发现乙炔超标后变压器运行中的注意事项及处理方法，从而保障变压器的安全稳定运行。
【关键词】变压器、乙炔、气体色谱分析、局部放电一、引言某风电场采用型号SZ11-100000/220kV有载调压变压器，变压器联接方式YN,d11，冷却方式为自然冷却。
针对该变压器短时运行后，通过油色谱分析发现乙炔含量超出标准要求，乙炔产生的速率明显提高，通过研究分析初步判断为变压器操作过电压产生低能放电析出乙炔等气体，造成变压器绝缘油逐渐恶化，通过变压器热油循环等方式解决以上问题。
二、故障情况概况某风场于2020年12月12日对1#220kV变压器进行倒送电，变压器经过5次冲击试验后运行正常，未发现声音、外观等明显异常。
根据规程规定12月13日对变压器进取油样行送检分析，发现油色谱异常，乙炔含量为5.8μL/L，超过了DL/T722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求的乙炔注意值5μL/L，依据标准要求“若气体含量超过注意值但长期稳定，可在超过注意值的情况下运行”。
随后对变压器油进行间隔取样及安装在线局放监测仪对主变在线监测，12月14日至18日持续对变压器油样进行油色谱试验分析。
三、油色谱分析及乙炔超标原因分析（一）油色谱分析表1气相色谱取样送检数据表（单位μL/L）数据说明：以上变压器油样为投运前、投运后分别对油样进行送检，为保证数据的准确性，委托不同的检测单位进行对比分析。
表2：油色谱在线监测数据（单位μL/L）数据说明：截至目前，在线油色谱装置共采集数据16次，12月18日至12月21日乙炔含量范围为9.8-10.71μL/L，数值在误差范围内，基本稳定。
综上数据分析，按照《DLT 722-2014 变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的“三比值法”进行计算编码为201或212，初步判断数据特征符合电火花放电故障特征。
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变压器氢气、乙炔含量高的原因分析及其处理华能淮阴电厂(淮阴 223002) 韩连富 马俊超摘 要 介绍了华能淮阴电厂2号主变(SFP S7-240000/220)绝缘油中氢气、乙炔含量高的情况,分析了原因,并提出了处理方法。
关键词 变压器 氢气 乙炔含量 分析处理 华能淮阴电厂2号主变压器是沈阳变压器厂生产,型号是SFPS7-240000/220,1992年12月出厂,1994年10月投入运行,1996年4月初变压器周期性色谱分析发现,氢气、乙炔含量有增大趋势,于是进行跟踪监视,8月4日色谱分析氢气含量30.1m g/L,乙炔含量5.2m g/L,均已超过正常值。
严格限制负荷后,每两天进行一次色谱分析,并分析产气速率。
1996年8月30日,氢气含量达43.6mg/L,乙炔含量10.9mg/L,乃停役检修,具体试验数据见表1。
表1 色谱分析数据mg/L 日期甲烷乙烷乙烯乙炔氢气总烃一氧化碳二氧化碳7月31日10.2 1.6 3.0 4.229.719495926 8月14日10.2 1.5 3.5 5.230.120.45221040 8月22日16 3.1 5.67.536.432.25371215 8月25日17.1 2.2 5.58.249.7335941186 8月28日23.6 2.8 6.210.249.942.86541393 8月30日20.1 3.27.210.937.141.46681424 9月18日[注] 1.20.10.110.170 1.582662 注:2号主变检修后。
1 故障分析1.1 故障类型分析按照GB7252—87《变压器油中溶解汽体分析和判断导则》推荐的三比值法:C2H2/C2H4 =10.5/7=1.5;编码为1;CH4/H2=21/32.6 =0.644;编码为0;C2H4/C2H6=7/3=2.33;编码为1。
组合编码为101,对应的故障性质为主变内部有绝缘过热或低能放电现象。
1.2 电气试验为了查明原因,对2号主变进行了绝缘试验、直流泄漏、测量高中压侧直流电阻以及介损、局放等预防性试验,前3项试验结果和出厂试验以及1995年6月试验数据相比,并无明显变化,但局放试验中发现中压侧B相套管有150pC放电,介质损耗的数据也增大了许多倍,介损试验数据见表2。
表2 事故前后测得的介质损对比% 被试线组事故前事故后检修后高压线组<0.1 1.5<0.1中压线组<0.1 1.75<0.1低压线组<061 1.7<0.1 注:事故前的数据为1995年6月4日,环温28℃,变压器上层油温26℃;事故后的数据为1996年9月13日,环温26℃,变压器上层油温27℃;检修后的数据为1996年9月17日2号主变检修后测得的数值。
根据化学、电气试验情况分析,判断认为变压器内部存在故障点。
1.3 放油检查情况放油检查重点检查:线圈压板、压钉有无松动,位置是否正常;铁心夹件是否碰主变油箱顶部或油位计座套;有无金属性悬浮高电位放电;临近高电场的接地体有无高电位放电;引线和油箱升高座外壳距离是否符合要求,焊接是否良好;油箱内壁的磁屏蔽绝缘有无过热;中压侧分接开关接触是否良好。
检查中发现:中压侧油箱上的磁屏蔽板绝251998年第8期华东电力缘多块脱落;中压侧B相引线靠近升高座处白布带脱落,且绝缘有轻微破损;B相分接开关操动杆与分接开关连接处有许多炭黑。
1.4 故障原因氢气、乙炔含量高的可能原因:(1)主绝缘慢性受潮。
主绝缘受潮后,绝缘材料含有的气泡在高电压强电场作用下能引起电晕而发生局部放电,从而产生H2;另外,在高电场强度作用下,水和铁的化学反应也能产生大量的H2,使H2在总烃含量中所占比重大。
主绝缘受潮后,不但电导损耗增大,同时还会产生夹层极化,因而介质损耗大大增加。
(2)磁屏蔽绝缘脱落后影响。
正常时,高、中压线组的漏磁通主要有三条路径:一是经高中压绕组—磁屏蔽板闭合;二是经高中压绕组—油箱—高中压绕组闭合;三是经高中压绕组—油箱—磁屏蔽板—高中压绕组闭合,并在箱壳和磁屏蔽板中感应电势;磁屏蔽板的绝缘脱落后,将使磁屏蔽形成一点或多点接地,从而形成感应电流闭合回路,导致发热,如果绝缘脱落后磁屏蔽板和箱壳的接触又不好,还有可能形成间隙放电或火花放电。
(3)B相引线的白布带脱落和绝缘有碰伤痕迹,可能发生对套管升高座放电。
(4)中压侧B相分接开关与操动杆接触不良,可能会产生悬浮电位放电。
变压器运行时出现内部故障的原因往往不是单一的,在存在热点的同时,有可能还存在着局部放电,而且热点故障在不断地发展成局部放电,由此又加剧了高温过热。
2 处理情况 (1)主变本体主绝缘加热抽真空干燥用履带式加热器在主变底部加热,主变顶部及侧面用硅酸铝保温材料保温,主变四周用尼龙布拉成围屏,以保证主变底部不通风,达到进一步保温的目的。
加热器加热时,使主变外壁温度保持在60～70℃左右,加热72h后,采用负压抽真空(抽真空时加热不中断),抽真空后,继续加热24h,再抽真空,这样反复3～4次以后,再做介损试验,试验结果合格(介损试验数据见表2)。
(2)B相引线绝缘的加固用绝缘漆在引线绝缘碰伤处涂上3～4层,用绝缘胶带包上3～5层,再用白布带包8～10层,同时装配套管时要注意调整引线应在升高座的中间位置,以确保引线和升高座间的绝缘距离。
(3)加强磁屏蔽绝缘在磁屏蔽板和箱壳之间用聚脂薄膜复合纸垫上3～4层,并保证一定的紧度,以防止再次脱落。
(4)分接开关的处理将操动杆接头对准分接开关接头,注意杆接头的宽槽必须与开关接头的梢钉大头处在同一方向,然后轻轻插上。
操动杆插好后,把整个机构逆时针方向转动,当扭转不动时停止,当止动钉靠紧凸轮时,说明开关已正确定位,如果止动钉与凸轮没靠紧,此时手柄杆与定位梢中心便会出现空转夹角。
当分接开关定位好后,再检查触头与静触柱之间的压力。
检查方法:用推力弹簧推动触头与两定触柱至断开为止,弹簧秤读数应不小于11kg。
(5)油中气体的脱气检修前绝缘油中含有一定数量的氢气、乙炔等有害气体,因此,进油时要对绝缘油进行脱气处理,脱气方法采用真空脱气法。
(6)处理效果经上述处理后,对主变进行色谱分析和电气试验,各项试验数据全部合格(见表1、表2),于1996年9月18日投入运行。
并网后,仍对2号主变跟踪作色谱分析,开始阶段每3天作一次分析,以后逐渐拉长分析周期,投入运行近一年来,一直很正常,色谱分析数据十分理想。
3 几点体会(1)色谱分析是运行中变压器主要的监视26华东电力1998年第8期手段,正常情况下,应一个季度作一次色谱分析,对历次测试总烃(或某种气体)有上升趋势时,应监视其产气速率,视情况缩短分析周期为一周左右,对有潜在性缺陷的变压器应每隔2～3天作一次色谱分析。
(2)对色谱分析发现有缺陷时要及时安排处理,如坚持运行,应作好详细检查和临时运行的安全措施。
(3)要用色谱分析法和电气试验方法综合分析判断变压器潜在性故障。
(收稿日期 1997-09-04)ScB和EDTA混合液洗炉的研究与实践东北电力学院(吉林 132012) 孔祥林 绥中发电厂(锦西 125205) 孔令宇摘 要 主要论述天然野生植物ScB提取(浸泡)液与EDT A混合溶液的理化性能及除垢原理。
经垢样试验及洗炉实际应用,该混合液对锅炉铁垢有良好的清洗作用,是一种新型锅炉除垢剂和钝化镀膜剂。
关键词 ScB EDT A 锅炉化学清洗 ScB是Schizandra chinensis Baillon的简称,是一种天然无毒的植物、其果实可入药、制酒等。
主产我国的东北、华北、西北及内蒙、南方等地的山区和半山区。
该植物的果实、种子和枝叶的浸泡液能溶于水、乙醇,具有酸甜味。
其果实、种子分析化验、主要成分为有机酸和糖类等,详见表1。
表1 ScB果实及种子成分含量成 分含量/%柠檬酸14.5苹果酸9.6酒石酸 3.7抗坏血酸3.8单宁酸 6.3 ScB素 2.4糖类17.5蛋白质8.3脂肪 4.4水分22.3其它7.2 由于ScB 植物含有较多的有机酸,能够与铁垢起络合反应,使垢在酸性下溶解或疏松脱落。
抗坏血酸、单宁酸等有机酸能渗入垢层,在铁的表面生成保护膜和单宁酸铁(也是保护膜),使垢层剥离脱落而被除掉。
EDT A的清洗原理不再赘述。
ScB和EDTA的混合液具有去除锅炉中铁垢的能力,是一种理想的廉价锅炉除垢剂和钝化镀膜剂。
具体的制备方法是:每年8～9月间将ScB成熟的果实连同它的枝叶一起采集回来,把枝叶切成10～20m m小段,同果实一起浸泡在事先准备好的浸泡槽内。
若加一些工业乙醇,则药效更好。
浸泡时间为48～72h或更长。
若加热浸泡效果更佳。
在洗炉前再加入一定量的EDT A,用NaOH调节pH值至3.5～4.5。
1 管样除垢试验从吉蛟热电厂锅炉中割取带有铁垢的水冷壁管,截成30m m小段25个(内壁锈蚀情况基本相同),分5组每组5个试样放在试验容器里、加入不同浓度的混合液(除垢剂),进行除垢清洗试验。
试验在搅拌动态下进行。
温度为100～105℃,pH为3.5～4.5,时间为30h,混合液配成5种不同浓度,见表2。
表2 清洗混合液成分g/kg 浓度代号ⅠⅡⅢⅣⅤS cB果实量20406080100S cB枝叶量306090120150乙醇量[注] 1.2 2.4 3.6 4.8 6.0 EDTA量[注]48121620 注:均为工业级。
271998年第8期华东电力。