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| 內容簡介： |
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《能源电力装备状态特征气体光谱检测技术》*次从基本原理、检测性能增强方法和检测仪器等方面全面阐述气体吸收光谱、傅里叶变换红外光谱、光声光谱、光热光谱、拉曼光谱等检测技术。《能源电力装备状态特征气体光谱检测技术》分为6章：第1章详细介绍能源电力装备状态特征气体检测目的与意义，以及气体检测技术分类；第2～5章详细介绍基于吸收效应的吸收光谱、傅里叶变换红外光谱、光声光谱、光热光谱的基本原理、检测技术及检测仪器；第6章详细介绍与吸收光谱互补的拉曼光谱基本原理、检测技术及检测仪器。《能源电力装备状态特征气体光谱检测技术》可以为科研和技术工作者提供气体光谱检测理论和相关技术方面的指导，对推动多组分气体光谱检测技术的发展及产业化应用具有重要意义。
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目录第1章 概论 11.1 能源电力装备状态特征气体检测目的与意义 11.1.1 油浸式电力装备状态特征气体产生及诊断 11.1.2 气体绝缘设备状态特征气体产生及诊断 71.1.3 电化学储能系统状态特征气体产生及诊断 111.2 气体检测技术分类 141.2.1 色谱检测技术 151.2.2 色谱-质谱联合检测技术 161.2.3 半导体气敏传感器检测技术 161.2.4 光谱检测技术 17参考文献 19第2章 吸收光谱检测技术及仪器 202.1 吸收光谱检测技术基本原理 202.1.1 吸收光谱能级变化 202.1.2 朗伯-比尔定律 212.1.3 吸收谱线强度 222.1.4 吸收谱线线型 242.2 吸收光谱有效光程增长技术 282.2.1 光学多通池技术 282.2.2 高精细度光学谐振腔技术 302.3 光学腔频率锁定技术 332.3.1 光学反馈频率锁定技术 342.3.2 PDH频率锁定技术 362.4 抑制吸收光谱噪声技术 392.4.1 波长调制吸收光谱技术 392.4.2 频率调制光谱技术 422.4.3 噪声免疫腔增强光外差分子光谱技术 442.4.4 磁旋转光谱技术 462.5 气体吸收光谱检测光源、参数及检测仪器 482.5.1 吸收光谱检测光源 482.5.2 吸收谱线 502.5.3 吸收光谱检测仪器 54参考文献 56第3章 傅里叶变换红外光谱检测技术及仪器 593.1 傅里叶变换红外光谱检测技术基本原理 593.1.1 干涉图与光谱图 593.1.2 截止函数与切趾函数 613.1.3 傅里叶变换红外光谱干涉数据采集 633.1.4 相位校正 653.1.5 快速傅里叶变换 653.2 傅里叶变换红外光谱定量分析方法 663.2.1 光谱预处理 673.2.2 傅里叶变换红外光谱基本定律 693.2.3 *小二乘法 693.2.4 多元线性回归 703.2.5 主成分回归 703.2.6 偏*小二乘法 713.2.7 定量校正模型的验证与评价 723.3 傅里叶变换红外光谱仪 733.3.1 红外光源 733.3.2 光阑 743.3.3 红外探测器 743.3.4 傅里叶变换红外光谱仪的分辨率与信噪比 753.3.5 傅里叶变换红外光谱仪的优点 763.3.6 气体傅里叶变换红外光谱检测仪器 77参考文献 79第4章 光声光谱检测技术及仪器 814.1 光声光谱检测技术基本原理 814.1.1 气体分子的热产生过程 824.1.2 光声池中声场的激发 834.2 全光学光声光谱气体检测技术 894.2.1 石英增强型全光学光声光谱 894.2.2 悬臂梁增强型全光学光声光谱 964.3 气体光声光谱检测装置 1034.3.1 Kelman Transfix多组分气体及微水在线监测系统 1034.3.2 GASERA ONE痕量级光声光谱多气体分析仪 1054.3.3 SPTr-GAS ANALYZER等系列光声光谱气体分析仪 1064.3.4 组合光源多组分气体光声光谱检测装置 107参考文献 110第5章 光热光谱检测技术及仪器 1125.1 光热光谱检测技术基本原理 1125.1.1 光热效应基本理论 1125.1.2 光学干涉仪 1145.2 增强光热光谱 1175.2.1 石英增强光热光谱 1175.2.2 悬臂梁增强光热光谱 1205.2.3 空芯光纤增强光热光谱 123参考文献 128第6章 拉曼光谱检测技术及仪器 1306.1 拉曼光谱检测技术基本原理 1306.1.1 拉曼光谱**电磁理论 1306.1.2 拉曼光谱半**-半量子理论 1326.1.3 原子核自旋对拉曼光谱的影响 1356.2 主要特征气体拉曼光谱参数 1366.3 增强拉曼光谱 1396.3.1 多反腔增强拉曼光谱 1406.3.2 谐振腔增强拉曼光谱 1416.3.3 抛物面镜腔增强拉曼光谱 1466.3.4 空芯光纤增强拉曼光谱 1486.3.5 空芯光纤谐振腔增强拉曼光谱 1506.4 受激拉曼光谱 1556.4.1 受激拉曼光谱基本原理 1556.4.2 受激拉曼光声光谱 1656.4.3 受激拉曼光热光谱 1686.5 气体拉曼光谱检测仪器 170参考文献 173
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第1章 概论 油浸式电力装备、气体绝缘设备、电化学储能系统等能源电力装备是电力发、输、变、配、用各过程的关键装备，其稳定运行是确保新型电力系统安全的关键。能源电力装备在运行过程中会受到电、热、机械等多场耦合作用，其绝缘材料和部件会逐步老化分解，导致能源电力装备性能下降，进而可能导致燃爆等事故发生。相关研究表明：准确检测能源电力装备状态特征气体组分和含量，进而诊断装备老化与故障状态，对确保电网安全稳定运行具有重要意义。 1.1.能源电力装备状态特征气体检测目的与意义 1.1.1.油浸式电力装备状态特征气体产生及诊断 1.1.1.1.油浸式电力装备状态特征气体产生 油浸式电力装备(包括变压器、电抗器等)在实际运行过程中，受电、热、机械等多场耦合作用，其绝缘油和有机绝缘材料会随着时间老化分解，释放少量低分子烃类气体和其他气体(如CO2、CO)。在发生潜在过热或放电故障时，气体释放速度会增加。此外，过热和放电的反应程度不同，所产生的气体种类、油中溶解气体的浓度、各种气体的比例关系也不相同。 1.绝缘油的分解 绝缘油是由许多不同分子量的碳氧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。由于放电或过热故障的结果可以使某些C—H键和C—C键断裂，伴随生成少量活泼的氧原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，如CH3*、CH2*、CH*或C*(其中包括许多更复杂的形式)，这些氧原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，生成氧气和低分子烃类气体，如CH4、C2H4、C2H6、C2H2等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物(X-蜡)。故障初期，所形成的气体溶解于油中。当故障能量较大时，也可能聚集成自由气体。 2.固体绝缘材料的分解 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苷和弱的C—O键及葡萄糖键，它们的热稳定性比油中的碳氧键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化的有效温度高于300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的生成量不仅随温度的增加而增加，而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。 对故障类型进行统计分析，绝缘故障以过热故障为主，其次为高能量放电故障。过热故障是由于热应力所造成的绝缘材料加速劣化，通常具有中等水平的能量密度。根据热动力学模型的模拟分析发现，利用特定气体组分或含量比值作为过热故障的特征，可帮助估计内部故障的热点温度。实验和实践表明，随着故障热点温度的升高，油中主要溶解气体的成分从CH4逐渐转变为C2H2，而C2H6则容易分解为C2H4和H2。因此，在过热故障发生时，C2H6含量较低，而C2H2和H2往往同时产生。据统计，油浸式电力装备在不同故障类型下产生的气体组分如表1.1所示。 1.1.1.2.基于气体含量的油浸式电力装备状态诊断 通过对主要故障特征气体(CO2、CO、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2)的组分与含量进行准确检测，可以诊断电力装备的故障类型及程度、预测早期潜伏性故障，目前已形成特征气体法、三比值法等多种诊断方法。 1.特征气体法 新投运的油浸式电力装备，特别是国产的油浸式电力装备，由于制造工艺以及所使用的绝缘材料等原因，运行初期往往有H2、CO和CO2气体含量增加较快的现象，但达到一定极限含量后会逐渐降低。绝缘油在精炼过程中会形成少量气体，脱气时不可能完全去除。如果装备以前发生过故障，即使经过脱气处理，仍可能残留少量气体被纤维材料吸附，随后缓慢释放至油中。因此，设备在投运前可能带有少量故障特征气体，而正常运行中的设备也可能含有某些故障特征气体。 我国对新运行的油浸式电力装备出厂和投运前气体含量极限值做出了明确规定[1]，如表1.2所示，对于新投运的油浸式电力装备，还要求出厂试验前后的两次分析结果以及投运前后的两次分析结果不能有明显区别。正常运行中的油浸式电力装备气体含量的注意值如表1.3所示，当气体含量达到注意值时，应对其进行追踪分析，查明原因。 表1.3给出了正常运行中油浸式电力装备气体含量的注意值，但只能粗略地判断油浸式电力装备内部是否存在早期故障，而不能确定故障的性质和状态。因此，国内外通常以油中溶解的特征气体组分含量来诊断油浸式电力装备的故障性质。判断油浸式电力装备故障性质的特征气体法如表1.4所示。 特征气体法虽然对故障性质有较强的针对性，比较直观、方便，但没有明确量的概念。 2.三比值法 油浸式电力装备发生故障时，绝缘油的温度会升高，导致烃类气体分解释放。这些气体按照能量的大小顺序生成，依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2，并伴随局部放电产生H2。经过大量研究和应用，国际电工委员会对气体比值编码组合、范围和故障类型进行了分析，提出了广泛应用的C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三比值法。 三比值法是利用两种溶解度和扩散系数相差不多的气体组分含量的比值作为诊断故障性质的依据，因此油体积效应的影响可以消除，判断过程相对简单，准确性较高。三比值法编码规则见表1.5。 根据表1.5，当计算得到的两种气体含量的比值处于边界点时，会导致不同的编码结果，如表1.6所示。在表1.6中，编码0→1→2代表不同的比值范围，具体数值取决于实际故障气体含量的三比值计算结果。因此，这种编码方式对应多种变压器故障类型。 尽管传统的三比值法在变压器故障诊断分析中被广泛使用并能够对变压器故障进行一定程度的诊断，但仍存在一些不足之处： (1)当故障气体含量比值处于编码规则的边界点时，很容易导致错误的判断。在这种情况下，从编码“1”转向编码“2”或在编码“0→1→2”中取舍时往往是基于经验数据，而非明确的规则。这种分析过程忽略了一些信息，可能会对最终的判断结果产生不利影响。 (2)由于故障分类存在模糊性，一种故障状态可能引起多种不同的故障特征，而同一种故障特征也可能在不同程度上反映多种故障状态。因此，三比值法无法全面反映故障情况。同时，对于油中各种气体组分含量正常的变压器，比值可能没有实际意义。 (3)只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法判断其故障性质。如果不论变压器是否存在故障一律使用三比值法，就有可能对正常的变压器造成误判断[2]。 传统的三比值法在变压器故障判断中存在一些不足之处，因此《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(DL/T 722—2014)**采用改良三比值法作为实验数据分析和判断方法[3]。改良三比值法的编码规则与传统三比值法一致，详见表1.5。改良三比值法的编码组合包含了所有故障类型，对故障性质进行更宏观的分类，具体见表1.7。为了让改良三比值法更直观易懂，对表1.7中的判断方法进行了解释，具体见表1.8(溶解气体分析解释表)和表1.9(溶解气体分析解释简表)。 改良三比值法与传统三比值法的差异主要体现在以下几个方面。 (1)在传统三比值法基础上，改良三比值法增加了部分故障性质，如过过热故障精细化。 (2)在改良三比值法中，比值相同而故障性质不同的情况下，可使不同编码的故障性质判断更加精确，故障分类更为清晰。 (3)传统三比值法在判断低能量放电故障时的编码为2，0→1，0→1→2，不明确，而改良三比值法对此有明确的判断方法，使得故障判断更为明确和准确。 由于油浸式电气装备内部故障的复杂性，典型事故统计分析表明传统三比值法**的编码组合并不能覆盖所有可能的故障情况。例如，在一些情况下，开关电弧导致气体进入变压器内部，可能同时存在过热和放电故障。当多种故障同时发生时，传统的三比值法可能无法找到对应的故障比值组合。因此，在传统三比值法基础上，改良三比值法增加了表1.10所示的几组比值编码组合，以更全面地考虑多种故障联合作用的情况。 3.其他诊断方法 由于三比值法存在不足，因此在对运行中的油浸式电力装备进行故障诊断时还需要一些配套的辅助方法。 1)比值CO2/CO 当故障涉及固体绝缘材料时会引起CO和CO2含量的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝缘材料的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2的含量上，一般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于空气中CO2的吸收、固体绝缘材料老化及油的长期氧化，形成CO和CO2的基值过高。开放式变压器溶解空气的饱和量为10%，设备里可以含有来自空气中的300μL/L的CO2。在密封设备里，空气也可能经泄漏而进入设备里的油中，这样，油中的CO2浓度将升高。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO＞7。当怀疑故障涉及固体绝缘材料(高于200℃)时，可能CO2/CO＜3。必要时，应从*后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及固体绝缘材料。 2)比值O2/N2 一般油中都溶解有O2和N2，这是油在开放式设备的储油罐中与空气作用的结果或密封设备泄漏的结果，在设备里，考虑O2和N2的相对溶解度，油中的O2/N2反映空气的组成，接近0.5。运行中由于油的氧化或纸的老化，这个比值可能降低，因为O2的消耗比扩散更迅速。负荷和保护系统也可能影响这个比值，但当O2/N2＜0.3时，一般认为是出现氧被极度消耗的迹象。 3)比值C2H2/H2 在油浸式电力变压器中，有载调压操作产生的气体与低能量放电的情况相符。假如某些油或气体在有载调压油箱与主油箱之间相通，或各自的储油罐之间相通，这些气体可能污染主油箱的油，并导致误判断。
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