| 中文摘要 | 第1-4页 |
| 英文摘要 | 第4-7页 |
| 第1章 绪论 | 第7-12页 |
| 1．1 永昌电厂实施变压器油中溶解气体色谱分析的意义 | 第7-9页 |
| 1．2 油中溶解气体色谱分析国内外研究趋势及发展方向 | 第9-10页 |
| 1．3 本文的主要研究工作内容 | 第10-11页 |
| 1．4 小节 | 第11-12页 |
| 第2章 变压器电气故障类型与油中溶解气体含量的关系 | 第12-21页 |
| 2．1 变压器油中溶解气体的产生与逸出 | 第12-14页 |
| 2．1．1 油中气体的产生 | 第12-13页 |
| 2．1．2 气体在油中的溶解 | 第13-14页 |
| 2．1．3 气体在油中的损失 | 第14页 |
| 2．2 电力变压器电气故障类型与油中溶解气体的关系 | 第14-16页 |
| 2．2．1 热性故障 | 第14-15页 |
| 2．2．2 电性故障 | 第15页 |
| 2．2．3 受潮 | 第15-16页 |
| 2．3 变压器油中溶解气体浓度与变压器局部放电对应关系 | 第16-20页 |
| 2．3．1 概述 | 第16页 |
| 2．3．2 局部放电模拟试验的研究 | 第16-18页 |
| 2．3．3 局部放电与产生气体的编码分析 | 第18-20页 |
| 2．4 小节 | 第20-21页 |
| 第3章 变压器油中溶解气体离线分析的原理及方法 | 第21-27页 |
| 3．1 油中溶解气体的脱出 | 第21-22页 |
| 3．1．1 顶空取气法 | 第21页 |
| 3．1．2 真空全脱气法 | 第21-22页 |
| 3．2 油色谱分析的气体分离原理 | 第22页 |
| 3．3 油色谱分析的气体检测原理 | 第22-26页 |
| 3．3．1 热导池检测器 | 第23-24页 |
| 3．3．2 氢焰离子化检测器 | 第24-25页 |
| 3．3．3 实验室常用的102G-D型气相色谱仪 | 第25-26页 |
| 3．4 结果误差分析及不科学性分析 | 第26页 |
| 3．5 小节 | 第26-27页 |
| 第4章 永昌电厂110KV主变压器油色谱在线监测的原理及方法 | 第27-41页 |
| 4．1 由气分离单元的原理 | 第28-30页 |
| 4．2 气体检测单元的原理 | 第30-34页 |
| 4．3 控制、处理及诊断单元的原理 | 第34-40页 |
| 4．3．1 分压、放大、滤波电路 | 第34-35页 |
| 4．3．2 温度控制电路 | 第35页 |
| 4．3．3 CPU硬件电路的设计 | 第35-40页 |
| 4．4 小节 | 第40-41页 |
| 第5章 永昌电厂变压器油中溶解气体在线监测系统现场运行分析 | 第41-49页 |
| 5．1 在线监测系统的现场安装及调试 | 第41-43页 |
| 5．1．1 在线监测系统的现场安装 | 第41-42页 |
| 5．1．2 在线监测系统注入标准样气的调试 | 第42-43页 |
| 5．2 在线监测系统现场运行分析 | 第43-48页 |
| 5．3 产生误差分析 | 第48页 |
| 5．4 小节 | 第48-49页 |
| 第6章 结论 | 第49-50页 |
| 致谢 | 第50-51页 |
| 参考文献 | 第51-53页 |
