中华人民共和国国家标准
变压器油中溶解气体分析和判断导则GB7252 87
Gmide fer the analysis and the diagnosis of gases dlssolved in trassformer oll
1总则
1.1概述
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、一氧化碳等气体,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过对流、扩散,不断地溶解在油中。在变压器里,当产气速率大于溶解速率时,会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,分析溶解于油中的气体,就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可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作出判断。
1.2适用范围
本导则适用于充油电气设备,其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器、充油套管等。
1.3检测周期
出厂前的检测按有关规定执行并提供试验数据。
投运时及运行中的设备按SD187-86《变压器油中溶解气体分析和判断导则》执行。
2取样
2.1从充油电气设备中取油样
2.1.1概述
取样部位应注意所取的油样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,可由不同的取样点取样。
取样量,对大油量的变压器、电抗器等可为50~250ml,对少油量的设备要尽量少取,以够用为限。
2.1.2取油样的容器
应使用密封良好的玻璃注射器取样。当注射器充有油样时,芯子能自由滑动,可以补偿油的体积随温度的变化,使内外压力平衡。
2.1.3取油样的方法
一般对电力变压器及电抗器可在运行中取样。对需要设备停电取样时,应停运后尽快取样。对于可能产生负压的密封设备,应防止负压进气。
设备的取样阀门应配上带有小嘴的连接器,在小嘴上接软管。取样前后排除取样管路中及取样阀门内的空气和“死油”,同时用设备本体的油冲洗管路(少油量设备可不进行此步骤)。取油样时油流应平缓。
用注射器取样时,最好在注射器和软管之间接一小型金属三通阀,如图1所示,按下述步骤取样:将“死油”经三通阀排掉;转动三通阀使少量油进入注射器;转动三通阀并推压注射器芯子,排除注射器内的空气和油;转动三通阀使油样在静压力作用下自动进入注射器(不应拉注射器芯子,以免吸入空气或对油样脱气)。当取到足够的油样时,关闭三通阀和取样阀,取下注射器,用小胶头封闭注射器(尽量排尽小胶头内的空气)。整个操作过程应特别注意保持注射器芯子的干净,以免卡涩。
图1用注射器取示意图
①-连接胶管;②-三通阀;③-注射器
2.2从气体继电器放气嘴取气样
2.2.1概述
当气体继电器内有气体聚集时,应取气样进行色谱分析。这些气体的组分和含量是判断设备是否存在故障及故障性质的重要依据之一。为减少不同组分有不同回溶率的影响,必须在尽可能短的时间内取出气样,并尽快分析。
2.2.2取气样的容器
应使用密封良好的玻璃注射器取气样。取样前应用设备本体油润湿注射器,以保证注射器滑润和密封。
2.2.3取气样的方法
取气样时应在气体继电器的放气嘴上套一小段乳胶管,乳胶管的另一头接一个小型金属三通阀与注射器连接(要注意乳胶管的内径与气体继电器的放气嘴及金属三通阀连接处要密封)。操作步骤和连接方法如图1所示:转动三通阀的方向,用气体继电器内的气体冲洗连
接管路及注射器;转动三通阀,排空注射器;再转动三通阀取气样。取样后,关闭放气嘴,转动三通阀的方向使之封住注射器口,把注射器连同三通阀和乳胶管一起取下来,然后再取下三通阀,立即改用小胶头封住注射器(尽可能排尽小胶头内的空气)。
取气时应注意不要让油进入注射器并注意人身安全。
2.3样品的保存和运输
油样和气样应尽快进行分析,油样保存期不得超过4天,气样保存期应更短些。在运输过程及分析前的放置时间内,必须保证注射器的芯子不卡涩。
油样和气样都必须避光保存,在运输过程中应尽量避免剧烈振荡。油样和气样空运时要避免气压变化的影响。
2.4样品的标签
取样后的容器应立即贴上标签。推荐的标签格式见附录b(参考件)。
3从油中脱出溶解气体
3.1脱气方法
目前常用的脱气方法分类如图2所示。
图2常用脱气装置分类
图2中除水银法外的三类真空法均属于不完全的脱气方法,在油中溶解度越大的气体脱出率越低。不同的脱气装置或同一装置采用不同的真空度,将造成分析结果的差异。因此使用真空释放法脱气,必须对脱气装置的脱气率进行校核。
溶解平衡法目前使用的是机械振荡法,其特点是操作简便,重复性和再现性一般能满足要求,但测试结果的准确性主要取决于所采用的奥斯特瓦尔德(Ostwald)系数K值的准确性。
奥斯特瓦尔德系数定义为:
即:当气、液两相达到平衡时,对某特定气体来说:
式中:Coi--在平衡条件下,溶解在油中组分i的浓度,ppm;
Cgi--在平衡条件下,气相中组分i的浓度,ppm;
Ki--组分i的奥斯特瓦尔德系数。
各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦德系数见表1。
表1各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数Ki
脱气这一环节是油中溶解气体分析结果差异的主要来源。故要达到本导则第4.3.5款所要求的平行试验的一致性,必须首先保证脱气结果的重复性。
2.2脱气装置的密封性
脱气装置应保证良好的密封性,真空泵抽气装置应接入真空计以监视脱气前真空系统的真空度(一股残压不应高于40Pa),要求真空系统在泵停止抽气的情况下,在两倍脱气所需的时间内残压无显著上升。用于溶解平衡法的玻璃注射器应对其密封性进行检查。
3.3脱气率
为了尽量减少因脱气这一操作环节所造成的分析结果的差异使用不完全脱气方法时,应测出所使用的脱气装置对每种被测气体的脱气率,并用脱气率将分析结果换算到油中溶解的各种气体的真空含量。各组分脱气率ηi的定义是:
式中:Ugi--脱出气体中某组分的含量,ppm;
Uei--油样中实有某组分的含量,ppm。
可用已知各组分浓度的油样来校核脱气装置的脱气率。脱气率一般不容易测难,因受油的粘度,温度,大气压力等因素的影响,即使是同一台脱气装置,其脱气率也不会是一个常数,因此,一般采取多次校核的平均值。
3.4其他注意事项
因脱气装置的结构不同,容量不同,故用油量不作统一规定,但同一装置的每次试验应尽可能使用同样的油量。必须测出使用油样的体积和脱出气体的体积,至少精确到两位有效数字。
为了提高脱气效率和降低测试的最小检知浓度,对真空脱气法一般要求脱气室体积和进油样体积相差越大越好。对溶解平衡法在满足分析进样量要求的前进下,应注意选择最佳的气、液两相体积比。
脱气装置应与取样容器连接可靠,防止进油进带入空气。
气体自油中脱出后应尽快转移到储气瓶或玻璃注射器中去,以免气体与脱过气的油接触时,因各组分有选择性回溶而改变其组成。脱出的气样应尽快进行分析,避免长时间的储存而造成气体逸散。
要注意排净前一个油样在脱气装置中的残油或残气,以免可燃气含量较高的油样污染下一个油样,用真空泵饱和食盐水法脱气时,要注意先对食盐水进行脱气,必要时更换食盐水。
4气体分析方法
4.1从气体继电器所取的气样及从油中得到的溶解气体的气样,均用气相色谱仪进行组分和含量的分析。分析对象为:
氢(H2):
甲烷(CH4),乙烷(C2H6),乙烯(C2H4),乙炔(C2H2);
一氧化碳(CO),二氧化碳(CO2)。
本导则所指的总烃是指甲烷(简称C1),乙烷,乙烯,乙炔(以上三者统称为C2)图种气体的总和。
一般对丙烷(C3H8),丙烯(C3H6),丙炔(C3H4)(以上三者统称C3)不要求做分析。在计算总烃含量时,不计C3的含量。如果已经分析出结果来,应做记录,积累数据。
氧(O2),氮(N2)虽不作判断指标,但应尽可能分析。
4.2对气相色谱仪的要求
气相色谱仪应满足下列要求:
a.色谱柱对所检测组分的分离度应满足定量分析要求;
b.仪器基线稳定,有足够的灵敏度。对油中气体最小检知浓度:乙炔不大于1ppm,氢不大于10ppm。
推荐适合上述分析要求的气相色谱仪流程图见表2。
表2色谱仪流程图举例
注:TCD--热导检测图;FID--氢火焰离子化检测器;Ni--镍触媒。
4.3气体分析步骤
4.3.1进样
通常使用注射器进样。应选择气密性好并经校准的注射器,以保证良好的进样重复性。
4.3.2仪器的标定
用外标法对各组分进行定性和定量分析。用测量与个组分的保留时间对各组分定性,用测量某色谱峰面积或峰高进行定量。
影响色谱仪灵敏度的因素很多,为保证测试结果的准确性,至少应在分析的当天用外标气样标定一次。
外标气样有如下两种:
a.混合标气:由有关部门专门配制的适当浓度并准确标定的包括各测定组分的混合气样。
b.自配标气:用已知浓度的“纯”气样自行配制的标准气样。
配标准气样可以用特制的大容量配气瓶或100ml玻璃注射器。以载气为底气,注入定量的“纯”气,混合均匀后即可使用。配气用的所有容器及注射器的真空容积都是必须用蒸馏水称重法精确校准。配好的气样一般不宜在配气容器中长时间储存,以免因气体逸散而影响标定的准确性。
为了提高分析的准确度,应尽可能采用混合标气标定。
用注射器进样时,仪器的标定和组分测定必须用同一注射器,并且进样体积应相同,以减少误差。
色谱峰面积的测量
各组分峰面积最好用积分仪测量,也可以用测量峰高和半高峰宽来计算。为保证半高峰宽测量的准确性,应采用较快护录纸速,并最好采用读数放大镜。如果同一组分的半高峰宽的标定和所分析的样品浓度范围内变化不大,则可以只测量或干个该组分的半高峰宽,以其平均值作为计算的依据。
4.3.3分析结果的表示方法
分析结果用每升油中所含各气体组分的微开数以ppm表示。
由于油的体积随温度和压力变化不大,一般可以不进行修正。对于脱出的气体则应换算到压
力为101325Pa,温度为20℃时的体积。换算公式为:
式中:Vg--脱出气体换算到压力为101325Pa,温度为20℃时的体积,ml;V′g--脱出气体在压力为P温度为t时的实测体积,ml;
P--脱出气体压力(脱气时的大气压),Pa;
t--环境温度,℃。
分析结果的记录符号:
a.“0”表示未测出数据;
b.“-”表示对该组分未作分析;
c.当小于0.5ppm时,以“痕量”表示;
d.当大于或等于0.5ppm时,记录实测数据。
4.3.4计算
若使用积分仪测量峰面积,可采用下式计算各组分浓度:
式中:Ci--组分i的浓度,ppm;
Cs--外标物的浓度,ppm;
fi--组分i的克分子相对校正因子;
ηi--脱气装置对组分i的脱气率;
Vg--脱出气体在压力为101325Pa;温度为20℃时的体积,ml;
V o--被脱气的油样体积,ml
Ai--组分i在积分仪上给出的峰面积,mV?s;
As--外标物在积分仪上给出的峰面积,mV?s。
当不使用积分仪时,若外标物与被测组分一致,则采用下式计算各组分的浓度;
式中:ηi,Ci,Cs,Vg,V o的意义和单位与(5)式同;
hi--组分i的峰高,mm;
hs--外标物的峰高,mm;
ki--测定组分i时仪器的讯号衰减倍数;
ks--标定时仪器的讯号衰减倍数。
若外标物与被测组分不一致时,则需要测量峰高和半高峰宽,用下式来计算各组分的浓度:
式中:fi,ηi,Ci,Cs,Vg,V o,hi,hs,ki,ks的意义和单位与(6)式同;
Wh/2i--组分i的半高峰宽,mm?
Wh/2s--外标物的半高峰宽,mm?
μi--测定组分i时仪器所用的纸速,mm/min;
μs--标定时仪器所用的纸速,mm/min。
当使用氢火焰离子化鉴定器,以乙烯或乙炔为外标物时,各种气体的克分子相对校正因子fi 可采用表3所列的数值。
表3各种气体在氢火焰离子化检测器上的克分子相对校正因子fi
用转化法在氢火焰离子化检测器上测定一氧化碳、二氧化碳时,应对镍触媒将一氧化碳、二氧化碳转化为甲烷的转化率作考察。若转化率视为100%时,则可采用甲烷的克分子相对校正因子进行计算。
4.3.5试验结果的重复性和再现性
本试验方法从取样到取得分析结果之间操作环节较多,应力求减少每个操作环节可能带来的误差。
对同一气样的多次进样的分析结果,应在其平均值的±2.5%以内。
应检验配气装置及操作方法的重复性,要求配气结果的重复性在平均值的±2.5%以内。
对分析结果的重复性和再现性的要求是:同一试验室的两个平行试验结果,当含量在10ppm 以下时,相差不应大于1ppm;当含量在10ppm以上时,不应大于平均值的10%。不同试验室间的平行度验结果相差不应大于平均值的30%。
5试验结果的判断
5.1油和固体绝缘材料产生的气体
油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解产生的各种气体中,对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氯、一氧化碳、二氧化碳。正常运行的老化过程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。产生的气体主要是甲烷。随着故障温度的升高,乙烯和乙烷逐渐成为主要特征。在温度高于1000℃时,例如在电弧弧道温度(3000℃以上)的作用下,油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。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。表4为不同故障类型产生的气体组分。
表4不同故障类型产生的气体组分
有时设备内并不存在故障,而由于其他原因,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:有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作时悬浮电位放电的影响;设备曾经有过故障,而故障排除后绝缘油未经过彻底脱气,部分残余气体仍留在油中;设备油箱曾带油补焊;原注入的油就含有某几种气体等。还应注意油冷却系统附属设备(如潜油泵,油流继电器等)的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。
5.2油中溶解气体的注意值
5.2.1运行中的设备
运行中设备内部油中气体含量超过表5所列数值时,应引起注意。
表5油中溶解气体含量的注意值
注:①气体浓度达到注意值时,应进行追踪分析、查明原因。注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。该表数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。
②影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多,有的氢气含量低于表中数值,若增加较快,也应引起注意;有的只有氢气含量超过表中数值,若无明显增加趋势,也可判断为正常。
仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的,必须考察故障的发展趋势,也就是故障点(如果存在的话)的产气速率。产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。
推荐下列两种方式来表示产气速率(未考虑气体损失):
a.绝对产气速率即每运行小时产生某种气体的平均值,按下式计算:
式中:ra--绝对产生速率,ml/h;
Ci2--第二次取样测得油中某气体浓度,ppm;
Cil--每一次取样测得油中其气体浓度,ppm;
Δt--二次取样时间间隔中的实际运行时间,h?
G--设备总油量,t?
ρ--油的密度,t/m3。
变压器和电抗器总烃产气速率的注意值如表6所示。
表6总烃产气速率的注意值
注:当产气速率达到注意值时,应进行追踪分析。
b.相对产气速率即每运行月(或折算到月)某种气体含量增加原有值的百分数的平均值,按下式计算:
式中:γr--相对产气速率,%/月;
Ci2--第二次取样测得油中某气体浓度,ppm;
Cil--第一次取样测得油中某气体浓度,ppm;
Δt--二次取样时间间隔中的实际运行时间,月。
相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况,总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备不宜采用此判据。
5.2.2出厂和新投运的设备
出厂和新投运的设备,油中不应含有乙炔,其他各组分也应该很低。出厂试验前后两次分析结果不应有明显差别。
5.3对一氧化碳和二氧化碳的判断
当故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。但根据现有统计资料,固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解,表现在油中一氧化碳的含量上,一般情况下没有严格的界限,二氧化碳含量的规律更不明显。因此,在考察这两种气体含量时更应注意结合具体变压器的结构特点(如油保护方式),运行温度,负荷情况,运行历史等情况加以综合分析。
对开放式变压器一氧化碳含量一般在300ppm以下。如总烃含量超出正常范围,而一氧化碳含量超过300ppm,应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性,若一氧化碳含量虽然超过300ppm,但总烃含量在正常范围,一般可认为是正常的;对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器,当一氧化碳含量超过30uppm时,即使总烃含量正常,也可能有固体绝缘过热故障。
对贮油相中带有胶囊或隔膜的变压器,油中一氧化碳含量一般均高于开放式变压器。
突发性绝缘击穿事故时,油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高,应结合气体继电器中的气体分析作判断。
5.4判断故障性质的三比值法
本导则推荐采用三比值法(五种特征气体的三对比值)作为判断变压器或电抗器等充油电气设备故障性质的主要方法。三对比值以不同的编码表示。三比值法的编码规则和判断方法分别见表7和表8。
表7三比值法的编码规则
表8判断故障性质的三比值法
续表8
注:①随着火花放电强度的增长,特征气体的比值有如下增长的趋势:乙炔/乙烯比值从0.1~3增加到3以上;乙烯/乙烷比值从0.1~3增加到3以上。
②在这一情况中,气体主要来自固体绝缘的分解,这说明了乙烯/乙烷比值的变化。
③这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映。甲烷/氢的值通常大约这1,实际值大于阈小于1与很多因素有关,如油保护系统的方式,实际的温度水平和油的质量等。
④乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000℃。
⑤乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。
在应用三比值法时应该注意到:
a.只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时才能进一步用三比值法判断其故障的性质。对气体含量正常的变压器等设备,比值没有意义。
b.表中每一种故障对应于一组比值,对多种故障的联合作用,可能找不到相对应的比值组合。
c.在实际中可能出现没有包括在上表中的比值组合,对于某些组合的判断正在研究中。例如,121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况;202或201对于有载调压变压器,应考虑切换开关油室的油可能向变压器的本体油箱渗漏的情况。
5.5判断故障的步骤
5.5.1运行中设备
a.将试验结果的几项主要指标(总烃、甲烷、乙炔、氢)与表5列出的注意值作比较,同时注意产气速率与表6列出的注意值作比较,短期内各种气体含量迅速增加,但尚未超过表5中的数值,也可判为内部有异常状况;有的设备因某种原因使气体含量基值较高,超过表5的注意值,但增长速率低于表6产气速率的注意值,仍可认为是正常设备。
b.对一氧化碳和二氧化碳的指标按第5.3条所述原则进行判断。
c.当认为设备内部存在故障时,可用三比值法对故障的类型作出判断。
d.在气体继电器内出现气体的情况下,应将继电器内气样的分析结果按附录A(被充件)的方法与油中取出气体的分析结果作比较。
e.根据上述结果以及其他检查性试验(如测量绕组直流电阻空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等)的结果,并结合该设备的结构、运行、检修等情况,综合分析判断故障的性质及部位,根据具体情况对设备采取不同的处理措施(如缩短试验周期:加强监视、限制负荷、近期安排内部检查;立即停止运行等)。
5.5.2出厂前的设备
按5.5.2款的规定进行比较,并注意积累数据。当根据试验结果怀疑有故障时,应结合其他检查性试验进行综合判断。
5.6设备档案卡片
为了对设备进行长期监视,应建立设备油中溶解气体分析情况的档案卡片。推荐卡片格式见附录C(参考件)。
附录A平衡判据(补充件)
分析和比较油中溶解气体和气体继电器中的自由气体的浓度,可以判断自由气体与溶解气体是否处在平衡状态,进而可以判断故障的持续时间。当气体继电器发出信号时,可使用平衡判据。此时除取气体继电器中的自由气体进行色谱分析外,同时取油样进行溶解气体的色谱分析,二者进行比较。
比较方法:首先要把自由气体中各组分的浓度值利用各组分的奥斯特瓦尔德系数Ki计算出油中溶解气体的理论值,或从油中溶解气体各组分的浓度值计算出自由气体的各组分的理论值,然后再进行比较。
计算方法:见第3.1条(2)式。
判断方法:
a.如果理论与实测值近似相等,可认为气体是在平衡条件下放出来的。这里有两种可能,一是故障气体各组分含量均很少,说明设备是正常的;另一种是溶解气体含量略高于自由气体的含量,则说明设备存在产生气体较慢的潜伏性故障。
b.如果气体继电器中的故障气体含量明显超过油中溶解气体含量时,说明释放气体较多,设备存在产生气体较快的故障。
附加说明:
本标准由全国变压器标准化技术委员会提出。
本标准由水电部电力科学研究院归口。
本标准主要起草人贾瑞君。
变压器油中溶解气体在线监测方法研究
摘要 (3) 1. 导言 (4) 2. 国内外发展现状及发展趋势 (6) 3. 变压器油中溶解气体在线监测方法的基本原理 (9) 3.1.变压器常见故障类型 (9) 3.2.变压器内部故障类型与油中溶解特征气体含量的关系 (10) 4. 基于油中特征气体组分的故障诊断方法 (14) 4.1.特征气体法 (14) 4.2.三比值法 (15) 4.3.与三比值法配合使用的其它方法 (17)
摘要 电力变压器是电力系统中最主要的设备,同时也是电力系统中发生事故最多的设备之一,对其运行状况实时监测,保证其安全可靠运行,具有十分重要的意义。变压器油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度,可以作为反映设备异常的特征量。如何以变压器油中溶解气体在线监测为手段,实现对运行变压器潜伏性故障的诊断和预测,是本文的出发点。 本文的目标是研究基于油中溶解气体分析(DGA)的电力变压器状态监测与故障分析方法,通过气体色谱分析方法实现对变压器油中溶解的七种特征气体(氢气H2、甲烷CH4、乙炔C2H2、乙烯C2H4、乙烷C2H6、一氧化碳CO、二氧化碳CO2)组分含量在线实时监测,从而达到对电力变压器工作状态的诊断分析。
1.导言 现代社会对能源的巨大需求促进了电力工业的飞速发展。一方面是单台电力的容量越来越大;另一方面是电力网向着超高压的方向发展,并正组织成庞大的区域性甚至跨区域的大电网。然而,随着电力设备容量的增大和电力网规模的扩大,电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响也就越来越大。这就要求供电部门在不断提高供电质量的同时,要切实采取措施来保证电力设备的正常运行,以此来提高供电的可靠性。长期以来形成的定期检修已不能满足供电企业生产目标。激烈的市场竞争迫使电力企业面临着多种棘手的问题,例如如何提高设备运行可靠性、如何有效控制检修成本、合理延长设备使用寿命等。因此,状态检修已成为必然。而状态检修的实现,必须建立在对主要电气设备有效地进行在线监测的基础上,通过实时监测高压设备的实际运行情况,提高电气设备的诊断水平,做到有针对性的检修维护,才能达到早期预报故障、避免恶性事故发生的目的。由此可见,以变压器状态监测为手段,随时对其潜伏性故障进行诊断和预测以及跟踪发展趋势是十分必要的。 对于大型电力变压器,目前几乎大多是用油来绝缘和散热,变压器油与油中的固体有机绝缘材料在运行电压下因电、热、氧化和局部电弧等多种因素作用会逐渐变质,裂解成低分子气体;变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。随着故障的缓慢发展,裂解出来的气体形成气泡在油中经过对流、扩散作用,就会不断地溶解在油中。同一类性质的故障,其产生的气体量随故障的严重程度而异。由此可见,油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度,可以作为反映电气设备电气异常的特征量。 溶解气体分析(Dissolved Gas Analysis简称DGA)是诊断变压器内部故障的最主要技术手段之一。根据GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》,可以通过分析油中7种分析组分H2、C2H2、C2H4、C2H6、CH4、CO和CO2的含量来判断并分析故障。通过从油样中分离出这些溶解气体,并利用色谱技术对其进行定量分析。变压器油中溶解的各种气体成分的相对数量和形成速度主要取决于故障点能量的释放形式及故障的严重程度,所以根据色谱分析结果可以进
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
变压器油中溶解气体的成分和含量 与充油电力设备绝缘故障诊断的关系 摘要:介绍了通过分析变压器油中溶解气体的成分和含量以判断充油电力设备故障的机理和方法。 关键词:变压器;变压器油;气相色谱法;比值法 1 前言 气相色谱法一直是国内外许多电力设备制造厂作为检验质量、开发新产品的有力工具。实践证明,用气相色谱法能有效地发现充油电力设备内部的潜伏性故障及其发展程度,而利用其他电气试验方法很难发现某些局部发热和局部放电等缺陷。故在1999年颁布执行的电力设备预防性试验规程中,把油中气体色谱分析放在“电力变压器及电抗器”试验的首位。某些变压器厂家在其产品中还装设了DGA(dissolved gas analysis,即溶解气体分析)自动检测报警系统。 2 故障分析的机理 充油的电力设备(如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管和充油电缆等)的绝缘主要是由矿物绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料(如电缆纸、绝缘纸板等)所组成。其中 矿物绝缘油即变压器油,是石油的一种分镏产物,其主要成分是烷烃(C n H 2n+2 )、环烷族饱 和烃(C n H 2n )、芳香族不饱和烃(C n H 2n-2 )等化合物。有机绝缘材料主要是由纤维素(C 6 H 10 O 5 ) n 构成。在正常运行状态下,由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质,会分解出极少量的气 体(主要有氢H 2、甲烷CH 4 、乙烷C 2 H 6 、乙烯C 2 H 4 、乙炔C 2 H 2 、一氧化碳CO、二氧化碳CO 2 等7种)。当电力设备内部发生过热性故障、放电性故障或受潮情况时,这些气体的产
量会迅速增加。表1列出气体的种类与外施能量的关系。 这些气体大部分溶解在绝缘油中,少部分上升在绝缘油的面上,例如变压器有一部分气体从油中逸出进入气体继电器(瓦斯继电器)。经验证明,油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备运行过程中,定期测量溶解于油中的气体组织成分和含量,对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义。 表1 气体种类与外施能量的关系 气体CO CO2H2CH4C2H6C2H4C2H2 能量/J 3特征气体色谱的分析和判断 判断有无故障的两种方法 与油中溶解气体的正常值作比较判定有无故障 若氢和烃类气体不超过表2所列的含量,则认为电力设备运行正常。 表2 油中溶解气体的正常值 气体成分H2CH4C2H6C2H4C2H2总烃(C1+C2) 正常极限值/μ1004535555100 根据总烃产气速率判定有无故障 当总烃含量超过正常值时,应考虑采用产气速率判断有无故障。绝对产气速率V:
变压器油中气体分析 通过培训掌握绝缘油中气体含量分析,气相色谱技术是近年来兴起的一项新技术,能够对运行中的变压器进行实时监测,通过采集变压器箱体内的少量油样,分析油中气体的组分及其含量,就可以判断变压器是否存在故障、故障的性质以及故障的大致部位。 油浸式变压器一旦出现故障,将造成影响现场生产,甚至造成机组停机,损失巨大。及时了解油浸变压器内部运行情况并发现故障苗头,对保证变压器安全、可靠、优质运行有十分重要的意义。 一、气相色谱法的原理和意义 色谱法它是一种物理分离技术。它的分离原理是使混合物中各组分在两相间进行分配,其中一相是不动的,叫做固定相,另一相则是推动混合物流过此固定相的流体,叫做流动相。当流动相中所含的混合物经过固定相时,就会与固定相发生相互作用。由于各组分在性质与结构上的不同,相互作用的大小强弱也有差异。因此在同一推动力作用下,不同组分在固定相中的滞留时间有长有短,从而按先后秩序从固定相中流出,这种借在两相分配原理而使混合物中各组分获得分离的技术,称为色谱法。当用液体作为流动相时,称为液相色谱,当用气体作为流动相时,称为气相色谱。 气相色谱法的一般流程主要包括三部分:载气系统、色谱柱和检测器。 当载气携带着不同物质的混合样品通过色谱柱时,气相中的物质一部分就要溶解或吸附到固定相内,随着固定相中物质分子的增加,从固定相挥发到气相中的试样物质分子也逐渐增加,也就是说,试样中各物质分子在两相中进行分
配,最后达到平衡。这种物质在两相之间发生的溶解和挥发的过程,称分配过程。分配达到平衡时,物质在两相中的浓度比称分配系数,也叫平衡常数,以K表示,K=物质在固定相中的浓度/物质在流动相中的浓度,在恒定的温度下,分配系数K是个常数。 由此可见,气相色谱的分离原理是利用不同物质在两相间具有不同的分配系数,当两相作相对运动时,试样的各组分就在两相中经反复多次地分配,使得原来分配系数只有微小差别的各组分产生很大的分离效果,从而将各组分分离开来。然后再进入检测器对各组分进行鉴定。 不同的故障会产生不同的主要特征气体和次要特征气体,这些故障气体的组成和含量与故障类型及严重程度有密切关系。分析溶解于油中的气体,就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障,并可随时监视故障的发展状况。因此,国家规程对于变压器油中各种气体的含量有着明确而严格的要求。特别是对于乙炔,它是反映故障放电的主要指标,一旦出现,就可能是变压器内部严重故障的反应。因此对于变压器油中乙炔的含量应严格要求和追踪。对于出现含乙炔的变压器油的变压器,应严格按规定进行追踪分析判断,并结合电气试验,对变压器内部运行做出正确的分析判断。当变压器油中的油气组分超标时,我们可以认为其设备内部就可能存在故障。气相色谱技术的运用充分解决了这一难题。变压器油气的色谱分析及色谱追踪试验,能够真实有效的反映设备的运行情况,对于尽早发现设备内部过热或放电性故障,及早预防保证设备的正常运行,有着重要的作用。 二、绝缘油气体在线装置工作原理 变压器在发生故障前,在电、热效应的作用下,其内部会析出以H2为主的
编号:AQ-JS-03420 ( 安全技术) 单位:_____________________ 审批:_____________________ 日期:_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 应用油中溶解气体分析法判断 变压器故障 Application of dissolved gas analysis in oil to judge transformer fault
应用油中溶解气体分析法判断变压 器故障 使用备注:技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解,进而形成更加科学的技术安全观,并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施,最终达到提高安全性的目的。 1根据油中溶解气体进行变压器故障诊断 变压器油是由具有不同键能的化学键键合在一起的碳氢化合物分子组成的。它作为良好的介质材料在变压器中起绝缘、散热、灭弧等作用,并有其特殊的性能。 在正常运行条件下,变压器油和固体绝缘材料由于受到电场、热、水分、氧的作用,随时间而发生速度缓慢的老化现象,产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。 当变压器在故障状态下运行时,故障点周围的变压器油温度升高,其化学键断裂,形成多种特征气体。因不同键能的化学键在高温下有不同的稳定性,根据热力动力学原理,油裂解时生成的任何一种气体,其产气速率都随温度而变化,在一特定温度下达到最大
值。随着温度的上升,最大值出现的顺序是:甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)。在温度高于1000℃时,还有可能形成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。故障下产生的气体通过运动、扩散、溶解和交换,将热解气体分子传递到变压器油的各部分。 油中溶解气体分析法就是根据故障下产气的累计性、故障下的产气速率和故障下产气的特性来检测与诊断变压器等充油电气设备内部的潜伏性故障的。 2采用色谱法分析变压器故障的注意事项 (1)发现特征气体组分含量增长时,应缩短跟踪分析周期,并结合历史数据、产气速率、负荷情况、电气试验、新投运设备出厂前的状况、检修工艺流程等,确定故障是由于电路还是磁路或是其它原因,如辅助设备、设备材料、检修工艺等引起的,以缩小检修时的故障查找范围。 (2)由于取样阀中某些特殊的材料(如含镍不锈钢合金等)的催化作用,生成大量的氢气聚集在取样阀周围;取样阀在进行焊接后,大量在高温下产生的特征气体同样会聚集在取样阀的周围,此时取
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
变压器油中溶解气体分析与诊断 摘要 变压器在线监测及故障诊断技术,对提高电力系统的安全稳定性具有十分重要的意义。其中基于油中溶解气体分析的在线监测技术是变压器在线监测中最普遍,也是最重要的技术。目前己投入使用的油中溶解气体在线监测系统普遍存在一些不足,如检测气体种类少、准确度及精确度不高、体积大、成本高等。 本文对变压器油色谱在线监测及故障诊断系统进行了研究,分析了其它色谱在线监测方法的种种不足,对其进行了改进,设计了一套变压器油在线监测系统,能够及时、准确地监测变压器油中溶解的各种特征气体,实时地反映设备的运行状态,并对故障诊断算法进行了仿真。在获得真实可靠的监测数据的基础上,建立了一个诊断模型,并对该模型进行了仿真,仿真结果表明三比值法、四比值法等故障诊断方法有一定的优越性,能够比较准确地定性和定量地对故障做出判断,为电力运营部门提供有用的决策依据。 分析了变压器油中溶解气体的发展变化规律,研究了变压器油中溶解气体和故障类型之间的关系。对常用的三比值模型进行深入研究,总结了各种模型的特点和适用范围。论述了用三比值进行变压器油中溶解气体分析,诊断和预测变压器故障的有效性和可行性。 关键词:变压器油中溶解气体在线监测故障诊断
目录 第一章绪论 (4) 1.1变压器 (4) 1.1.1变压器的分类 (4) 1.1.2电力变压器的选型原则 (6) 1.1.3变压器的作用及其意义 (13) 1.2变压器油 (14) 1.2.1变压器油简介 (14) 1.2.2变压器油国内外发展现状 (15) 第二章.变压器油中溶解气体分析与诊断 (17) 2.1.利用CO、CO2浓度及CO2/CO比值诊断固体绝缘老化 (17) 2.2.利用mL(CO2+CO)/g(纸)诊断变压器绝缘寿命 (19) 2.3利用油中糠醛分析诊断变压器绝缘老化 (20) 2.3.1概述 (20) 2.3.2.油中糠醛含量测试方法 (21) 2.3.4利用油中糠醛诊断变压器绝缘寿命 (23) 2.4固体绝缘老化的综合诊断 (29) 3 变压器油的运行维护 (30) 3.1变压器油的选择 (30) 3.1.1变压器油的质量标准 (30) 3.1.2变压器油在低温下的特性 (31) 3.2 混油、补油和换油 (33) 3.2.1 混油和补油 (33) 3.2.2换油 (34) 3.3 运行变压器油的防劣措施 (36) 3.3.1 隔膜密封装置 (36) 3.3.2 净油器 (37) 3.4 变压器油的金属减活(钝化)剂 (42)
变压器 TRANSFORMER 2000 变压器油中溶解气体的成分和含量 与充油电力设备绝缘故障诊断的关系 张利刚 摘要:介绍了通过分析变压器油中溶解气体的成分和含量以判断充油电力设备故障的机理和方法。 关键词:变压器;变压器油;气相色谱法;比值法 中图分类号:TM411;TM406 文献标识码:B 文章编号:1001-8425(2000)03-0039-04 Relation between the Composition & Contents of Dissolved Gases in Transformer Oil and Insulation Fault Diagnosis of Oil-Filled Power Equipment ZHANG Li-gang Abstract:The mechanism and method of estimating the oil-filled power equipment fault through analyzing the composition & contents of dissolved gases in transformer oil are introduced.
Key words:Transformer; Transformer oil; Gas Chromatography; Ratio method 1 前言 气相色谱法一直是国内外许多电力设备制造厂作为检验质量、开发新产品的有力工具。实践证明,用气相色谱法能有效地发现充油电力设备内部的潜伏性故障及其发展程度,而利用其他电气试验方法很难发现某些局部发热和局部放电等缺陷。故在1999年颁布执行的电力设备预防性试验规程中,把油中气体色谱分析放在“电力变压器及电抗器”试验的首位。某些变压器厂家在其产品中还装设了DGA(dissolved gas analysis,即溶解气体分析)自动检测报警系统。 2 故障分析的机理 充油的电力设备(如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管和充油电缆等)的绝缘主要是由矿物绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料(如电缆纸、绝缘纸板等)所组成。其中矿物绝缘油即变压器油,是石油的一种分 镏产物,其主要成分是烷烃(C n H 2n+2 )、环烷族饱和烃(C n H 2n )、芳香族不饱 和烃(C n H 2n-2 )等化合物。有机绝缘材料主要是由纤维素(C 6 H 10 O 5 ) n 构成。在 正常运行状态下,由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质,会分解出极少 量的气体(主要有氢H 2、甲烷CH 4 、乙烷C 2 H 6 、乙烯C 2 H 4 、乙炔C 2 H 2 、一氧 化碳CO、二氧化碳CO 2 等7种)。当电力设备内部发生过热性故障、放电性故障或受潮情况时,这些气体的产量会迅速增加。表1列出气体的种类与外施能量的关系。 这些气体大部分溶解在绝缘油中,少部分上升在绝缘油的面上,例如变压器有一部分气体从油中逸出进入气体继电器(瓦斯继电器)。经验
变压器油中溶解气体的分析与故障判断 随着变压器运行时间的延长,变压器可能产生初期故障,油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆,这些可燃气体可降低变压器油的闪点,从而引起早期故障。 变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解,产生的气体大部分溶于油中,但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时,其产气速率和产气量则十分明显,绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象,因此,对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。 1、变压器油中的气体类别 气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法,该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的,通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2卜氧气(02)、氮气 (N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(C0)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(C02)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体,将这些气体从油中脱出并经分析,证明它们的存在及含量,即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(C0)和二氧化碳(C02),油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿),油裂解 产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。在故障温度高于正常运行温度不多时,产生的气体主要是甲烷 (CH4), 随故障温度的升高,乙烯(C2H2)和乙烷(C2H6)逐渐成为主要物征气体;当温度高于1000 C时(如在电弧弧道温度300 C以上),油裂解产生的气体中含有较多的乙炔(C2H2),如果故障涉及到固体绝缘材料时,会产生较多的一 氧化碳(CO)和二氧化碳(C02)。 2、如何判断电气设备的故障性质 运用五种特征气体的三对比值判断电气设备的故障性质: (1) C2H2/C2H4 < 0.1 0.1 v CH4/H2V 1 C2H4/C2H6 v 1时,属变压器已正常老化。 (2) C2H2/C2H4 < 0.1 CH4/H2 v 0.1 0.1v C2H4/C2H6v1 时,属低能量密度的局部放电,是含气空腔中的放电,这种空腔是由于不完全浸渍、气体饱和或高湿度等原因造成的。 (3) 0.1 v C2H2/C2H4v 1 CH4/H2v 0.1 0.1v C2H4/C2H6v1 时,属高能量密度的局部放电(除含气空腔的放电),导致固体绝缘的放电痕迹。 (4) 1 v C2H2/C2H4v 3 0.1 v CH4/H2v 1 C2H4/C2H6>3时,有工频续流的放电、线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间油的电弧击穿。
应用油中溶解气体分析法判断变压器故障参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
应用油中溶解气体分析法判断变压器故 障参考文本 使用指引:此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进,同时考虑各个环节之间的关系,每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划,并将危害降低到最小,文档经过下载可进行自定义修改,请根据实际需求进行调整与使用。 1 根据油中溶解气体进行变压器故障诊断 变压器油是由具有不同键能的化学键键合在一起的碳 氢化合物分子组成的。它作为良好的介质材料在变压器中 起绝缘、散热、灭弧等作用,并有其特殊的性能。 在正常运行条件下,变压器油和固体绝缘材料由于受 到电场、热、水分、氧的作用,随时间而发生速度缓慢的 老化现象,产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物 等。 当变压器在故障状态下运行时,故障点周围的变压器 油温度升高,其化学键断裂,形成多种特征气体。因不同 键能的化学键在高温下有不同的稳定性,根据热力动力学
原理,油裂解时生成的任何一种气体,其产气速率都随温度而变化,在一特定温度下达到最大值。随着温度的上升,最大值出现的顺序是:甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)。在温度高于1 000℃时,还有可能形成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。故障下产生的气体通过运动、扩散、溶解和交换,将热解气体分子传递到变压器油的各部分。 油中溶解气体分析法就是根据故障下产气的累计性、故障下的产气速率和故障下产气的特性来检测与诊断变压器等充油电气设备内部的潜伏性故障的。 2 采用色谱法分析变压器故障的注意事项 (1) 发现特征气体组分含量增长时,应缩短跟踪分析周期,并结合历史数据、产气速率、负荷情况、电气试验、新投运设备出厂前的状况、检修工艺流程等,确定故障是由于电路还是磁路或是其它原因,如辅助设备、设备材
变压器油色谱在线监测 目前110kV及以上等级的大型电力变压器及电抗器主要采用油纸绝缘结构。绝缘油同时承担着绝缘介质和冷却媒质两方面的作用。在热和电的作用下,绝缘油会逐渐老化、分解而产生各种低分子烃、氢气以及有机酸和石蜡等。而以纤维素为基础的固体绝缘材料(纸和纸板)发生劣化分解时,除释放出水、醛类、酮类和有机酸外,还会产生相当数量的一氧化碳和二氧化碳。 变压器油中溶解的各种气体分析的相对数量形成速度主要取决于故障能量的释放形式以及故障的严重程度,所以根据色谱分析结果可以进一步判断设备内部是否存在异常,推断故障类型及故障能量等。对变压器油中溶解气体的分析是变压器故障诊断采用的基本方法,通过对其的分析能够发现变压器的过热、局部放电等潜伏性故障。 气相色谱分析具有选择性好、分离性高、分离时间快(几分钟到几十分钟)、灵敏度高和适用范围广等优点。但常规的色谱分析是一套庞大、精密而复杂的检测装置。整个分析时间长,需熟练的试验人员,对环境的要求高,整套设备体积较大,只适用于在试验室内进行检测。且油样从现场采集后运送到试验室进行分析,不仅耗时而且采样、运输、保存过程中还会引起气体组份的变化,更不能做到实时在线监测。为了实现在线监测油中气体分析,需要简化色谱分析装置,使之适用于在线监测和现场检测[2]。 变压器油中溶解气体在线监测原理如图1-1-1所示[3]。 图1-1-1. 变压器油中溶解气体在线监测系统结构框图监测过程可分为以下4部分: a.进行油气分离,从油中分离出需要检测的混合气体; b.利用气体分离技术把几种气体分离,再用气体检测器把气体浓度信号转
换成电压或电流信号; c.数据采集系统进行A/D转换,将电压或电流信号转换成数字信号,并上 传到工作站; d.工作站软件根据各种气体的含量对变压器运行状态进行评估,预测变压 器潜伏性故障。 在变压器溶解多种气体检测中,油中汲取气体是一个重要环节。英国中央发电局(CEGB)认为产生测量误差的原因多半是在脱气阶段。实现变压器油中多种气体在线监测,油气分离模块必须能在线、自动分离出油中溶解多种(至少六种以上)气体,并且不对变压器油箱中的油形成污染,另外油气平衡时间相对较短,一般应小于24小时,对于一些变压器运行过程中出现“紧急情况”需在线监测系统来自动看护,如内部故障发展速度较为迅速,还需要在线监测系统油气分离时间达到2小时,甚至更短。另外,油气分离的关键元件使用寿命应能满足在线监测产品正常使用,一般情况下应大于六年。 1.1.1几种常用的油气分离方法 目前油气分离技术按其取气方法可分为高分子聚合物分离方法、真空泵法、油中吹气法等几大类,其中平板分离膜、毛细管、血液透析装置、中空纤维等都属于高分子聚合物分离方法的不同运用形式。美国Sevenron公司就采用医学上的血液透析装置,研制出TrueGas变压器油中溶解气体在线监测系统。该方法透气快,效果好,但此种装置价格昂贵,在我国使用较少。目前应用比较多的几种在线油气分离方法主要有平板高分子透气膜法、真空脱气法、载气脱气法、动态顶空平衡法、动态顶空脱气法和中空纤维脱气法几种。 1.平板高分子透气膜法 这种方法的原理是利用某些合成材料薄膜(如聚酰亚胺、聚四氟乙烯、氟硅橡胶等)的透气性,让油中所溶解的气体经薄膜透析到气室里。当渗透时间相当长后,透析到气室的气体浓度c将达到稳定,它与油中溶解气体的浓度v 之间的关系如图1-1-3所示。这样,测出气室中的各气体浓度就可以换算出油中气体的含量。
绝缘油溶解气体的在线色谱分析 一、气相色谱分析及在线监测方法简介 油中溶解气体分析就是分析溶解在充油电气设备绝缘油中的气体,根据气体的成分、含量及变化情况来诊断设备的异常现象。例如当充油电气设备内部发生局部过热、局部放电等异常现象时,发热源附近的绝缘油及固体绝缘(压制板、绝缘纸等)就会发生过热分解反应,产生CO2、CO、H2和CH4、C2H4、C2H2等碳氢化合物的气体。由于这些气体大部分溶解在绝缘油中,因此从充油设备取样的绝缘油中抽出气体,进行分析,就能够判断分析有无异常发热,以及异常发热的原因。气相色谱分析是近代分析气体组分及含量的有效手段,现已普遍采用。图4-7所示为油色谱分析在线监测的原理框图。 图4-7 油色谱分析在线监测原理框图 进行气相色谱分析,首先要从运行状态下的充油电气设备中取油样,取样方法和过程的正确性,将严重影响到分析结果的可信度。如果油样与空气接触,就会使试验结果发生一倍以上的偏差。因此,在IEC和国内有关部门的规定中都要求取样过程应尽量不让油样与空气接触。其次,要从抽取的油样中进行脱气,使溶解于油中的气体分离出来。脱气方法有多种,常用的是振荡脱气法,即在一密闭的容器中,注入一定体积的油样,同时再加入惰性气体(不同于油中含有的待测气体),在一定温度下经过充分振荡,使油中溶解的气体与油达到两相动态平衡。于是就可将气体抽出,送进气相色谱仪进行气体组分及含量的分析。 常规的油色谱分析法存在一系列不足之处,不仅脱气中可能存在较大的人为误差,而且监测曲线的人工修正法也会加大误差,从取油样到实验室分析,作业程序复杂,花费的时间和费用较高,在技术经济上不能适应电力系统发展的需要;监测周期长,不能及时发现潜伏性故障和有效的跟踪发展趋势;因受其设备费用和技术力量的限制,不可能每个电站都配备油色谱分析仪,运行人员无法随时掌握和监视本站变压器的运行状况,从而会加大事故率。因此,国内外不仅要定期作以预防性试验为基础的预防性检修,而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性检修策略,以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷。 绝缘油气相色谱在线监测主要解决油气分离问题,目前在线监测油气分离采用的是不渗
变压器油中溶解气体分析 一、产气原理 (一)绝缘油的分解 大约油温在150℃时,就能产生甲烷;150-500℃左右时产生乙烷;大约500℃时产生乙烯,随着温度的逐渐升高,乙烯占总烃的比例越来越大;800-1200℃左右时产生乙炔。生成碳粒的温度约在500-800℃左右。 变压器油主要是由碳氢化合物组成(烷烃C n H2n+2,环烷烃C n H2n或C n H2n-2 ,芳香烃C n H2n-6。绝缘纸的成分主要是碳水化合物(C6H10O6)n。由电和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氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基,这些氢原子或自由基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,如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等,也能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物(X-石蜡)。故障初期,所形成的气体溶于油中;当故障能量较大时,也能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备部。 低能放电,如局部放电,能过离子反应促使最弱的键C-H键断裂,主要重新化合成氢气。随着放电能量越来越高,如火花放电、电弧放电,能使C-C断裂,然后迅速以C-C键、C=C键、C≡C键的形式重新化合成烃类气体。 (二)绝缘纸的分解 纸、层压板或木块等固体绝缘材料分解时,主要产生CO、CO2,当怀疑故障涉及固体绝缘时,一般CO2/C0〈3。
(三)气体的其它来源 如分接开关油室向主油箱渗漏(C2H2高);设备油箱带油补焊(C2H2高);潜油泵出故障(是高速泵,轴和轴瓦产生磨擦,C2H2高,应改为低速泵);变压器油中含水(H2高);本体受潮(H2高)等均可产生气体。 (三)变压器部故障的类型 变压器部故障分为热性故障和电性故障两种,热性故障按温度高低又分为低温过热、中温过热和高温过热三种故障,电性故障按放电的能量密度分为局部放电、火花放电和电弧放电三种故障,现分别叙述如下。 1、热性故障 热性故障是指变压器部的局部过热温度升高,而不是变压器正常运行时由铜损和铁损转化而来的热量,使上层油温升高。 (l)热性故障的分类。当变压器部发生局部过热时,人们可以按温度的升高围分为四种情况:150℃以下属于轻微过热故障,150~300℃属于低温过热,300~700℃属于中温过热,大于700 ℃属于高温过热。 (2)热性故障产生的气体。热性故障是因热效应造成绝缘物加速裂解,所产生的特征气体主要是甲烷和乙烯,两者总量约占总烃的80%,随着故障点温度的升高,乙烯在总烃中所占的比例增大,甲烷为次,乙烷和氢气更次。其中氢气的含量一般在27%以下。通常热性故障是不产生乙炔的,但是,严重过热也会产生少量乙炔,其最大含量不超过总烃量的6%,当过热涉及固体绝缘物时,除了产生上述气体外,也会产生大量的CO和CO2。 (3)热性故障产生的原因,可以分为下列三种情况:①接点接触不良,
浅谈变压器油的色谱分析 时间:2011-04-27 15:04来源:《电气世界》 朱莉莉,朱明明摘要:从技术和专业管理的角度叙述变电站变压器、互感器内油的气相色谱分析,以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。文章详细介绍了绝缘油、纸热解产气的理化过程。 摘要:从技术和专业管理的角度叙述变电站变压器、互感器内油的气相色谱分析,以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。文章详细介绍了绝缘油、纸热解产气的理化过程。并对油样的提取要点进行了论述。最后根据本地区的电网等实际情况,举例说明故障后设备油中气体成份的分析判断。在研究、分析的基础上,论证了色谱分析与电气试验的关系。 关键词:变压器色谱油分析 0引言 随着地方经济迅速发展,及电气设备的不断更新换代的需要,给我们供电部门不论是从设备上还是技术上提出了更高的要求。为保证供给足够的优质电能,减少停电时间在采取原有的状态检修基础上,进一步实行在线监测。变压器类设备是变电站最关键的设备,它不仅是因为价值昂贵,最重要的是它发生事故后,影响面广,给工农业生产造成巨大的损失。目前对此类设备的安全运行给予高度的重视,而对变压器、互感器等用油的电气设备类最好的监测手段之一,就是对设备内的油进行气相色谱分析,以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。所以油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。我们公司从上世纪80年代中期就对220kV、110kV及35kV8000kVA及以上的主变压器、电流互感器、电压互感器、充油套管进行色谱分析,并发现了部分设备存在缺陷,及时处理保证了设备安全正常运行。 1绝缘油、纸热解产气的理化过程 变压器的绝缘材料主要是油、纸组合绝缘,变压器内部潜伏性故障产生的气体主要是来源于油和纸的热裂解。热解产气特征与材料的化学结构有着密切的关系,矿物质绝缘油的化学组成是石油烃类;绝缘纸的化学成分是纤维素。在它们的分子结构上有不同类型的化学键,键能越高,分子越稳定,由于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的不同稳定性,因此需要了解一下绝缘油热裂解产气的一般规律,即产生的烃类气体的不饱和度是随裂解能量密度(温度)的增加而增加的。随着热裂解温度增高的过程裂解的顺序是:烷烃—烯烃—炔烃—焦炭。 不同性质的故障,产生气体组份的特征不一样,例如局部放电时产生氢;较高温度过热时产生甲烷与乙烯,当严重过热时也会产生少量的乙炔;电弧故障时产生乙炔和氢气。另外,不同性质和不同能源大小的故障,产气量和产气速度也不一样。初始阶段的潜伏性故障产气少,产气速度慢;故障源温度高、面积大的故障产气多、产气速度快。要明白这个道理,必须对绝缘油、纸在故障下热裂解产气的化学原理有一个基本了解,这对我们分析和判断变压器类设备的故障有所帮助。 绝缘油、纸热裂解产气过程所涉及的化学原理主要有:绝缘油、纸的化学结构,热解产气过程的化学反应及其热力动力学。当然还涉及到其他理、化机理如气体的析气、溶解和扩散作用等问题。 2简述
变压器油中溶解气体分析的原理及方法 充油电力变压器在正常运行过程中受到热、电和机械方面力的作用下逐渐老化,产生某些可燃性气体,当变压器存在潜伏性故障时,其气体产生量和气体产生速率将逐渐明显,人们取变压器油样使用气相色谱方法获得油中溶解的特征气体浓度后,就可以对变压器的故障情况进行分析。由于大型充油电力变压器是一个非常复杂的电气设备,变压器存在潜伏性故障时与多种因素存在耦合,特征气体形成涉及的机理十分复杂,这些机理及由这些机理导出的诊断方法对智能诊断方法有很好的借鉴意义。 1 变压器油及固体绝缘的成份及气体产生机理分析 虽然SF6 气体绝缘、蒸发冷却式气体绝缘变压器和干式变压器、交联聚乙烯绕组变压器等有着良好的发展前景,但是变压器油优良的绝缘和散热能力是它们所不能替代的,目前高电压、大容量的电力变压器仍然普遍采用充油式。充油电力变压器内部的主要绝缘材料是变压器油、绝缘纸和纸板等A 级绝缘材料,当运行年限为20年左右时,最高允许的温度为105C左右。变 压器油中特征气体是由变压器油及固体绝缘产生的,与它们的性能存在着密切的关系。 1 变压器油的成份及气体产生机理 变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各 种碳氢化合物所组成的混合物,其中碳、氢两元素占全部重量的95%?99%。主要的碳氢化合物有环烷烃(50%以上)、烷烃(10%?40%)和芳香烃(5%?15%)组成[9]。不同变压器油各种成份的含量有些不同。 变压器油中不同烃类气体的性能是不同的。环烷烃具有较好的化学稳定性和介电稳定性,黏度随温度的变化很小。芳香烃化学稳定性和介电稳定性也较好,在电场作用下不析出气体,而且能吸收气体;但芳香烃易燃、黏度大、凝固点高,且在电弧的作用下生成的碳粒较多,会降低油的电气性能。环烷烃中的石蜡烃具有较好的化学稳定性和易使油凝固,但在电场的作用下易发生电离而析出气体,并形成树枝状的X 蜡,影响油的导热性。 变压器油在运行中受到温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用会形成某些氧化物及其油泥、氢、低分子烃类气体和固体X 蜡等,这就是绝缘油的老化和劣化作用。正常的老化和劣化情况下,变压器油中仅能产生少量的气体,通常它们的含量在临界值之下。 但存在潜伏性故障时情况就不同了,当变压器油受到高电场的作用时,即使温度较低也会分解产生气体。 变压器油是由许多不同分子量的碳烃化合物分子组成的混合物,分子中存在着CH3*、CH2*和CH*等化学基团,含有C-C键和C-H键。在电或热的作用下使某些C-C键和C-H键断裂,形成了不稳定的氢原子和碳氢化合物的自由基,这些氢原子、自由基迅速重新化合生成氢气和低
变压器油中溶解气体在线监测综述 (长沙理工大学化学与生物工程学院应用化学专业) 摘要变压器油中溶解气体的分析是获取变压器运行状态信息的重要手段之一。本文综述了国内外变压器油中溶解气体在线监测技术的现状,提出了目前存在的问题及今后的发展趋势。 关键词电力变压器变压器油溶解气体分析在线监测发展趋势 电力变压器在电力系统中属于最重要和最昂贵的设备之列,同时也是导致电力系统事故最多的设备之一。其运行状态的好坏直接关系着电力系统的安全,稳定运行,因而如何及时,准确地检测出电力变压器的早期潜伏性故障就显得十分重要。 为确保变压器的安全运行,许多国家研究了多种技术来监测和诊断变压器故障。其中变压器油中溶解气离线色谱分析法因其能够在变压器运行过程中进行,不受外界电场和磁场的影响,而且可以发现设备中一些用局部放电法所不能发现的缺陷(如局部性过热等),故得到了广泛认可。 但近几年,因离线监测试验环节较多,操作手续较繁,检测周期较长,而且难以发现类似匝间绝缘缺陷等故障。因而国内外都已致力于在线色谱监测装置的研制,以实现连续监测,及时发现故障。下面从在线监测方法类别及其典型的监测仪器作介绍。 一、研究现状 1、在线监测技术方法类别 在线监测技术主要根据脱气原理不同,检测的气体不同可分为两类,单组份气体在线检测技术和多组分气体在线检测技术。 1.1单组份气体在线检测技术 最主要的特征是在线监测变压器油中如:H2、C2H2、微水等某一特征气体组分含量或以它为主的混合气体浓度,不进行气体组分分离而直接测量气体体积分数。又可细分为: (1)测量可燃性气体总量 可燃性气体总量指H2、CO和各种气态烃类含量的总和。这类装置以日本三菱电力公司TCG检测装置为代表,只给出可燃性气体的总量,不能给出某一组分的单独含量。 大连地区220kV及以上变压器安装的加拿大HYDRAN201i早期故障在线装置,监测4种主要故障气体(H2、CO、C2H4、C2H2)的总和,当气体数值偏离基线值,设备提示不同程度的报警,从而采取适当维护措施,这一点正符合状态维修的原则。 (2)测量单一H2组分 当设备内部存在局部过热或局部放电时,所产生的分解气体大多都含有氢气,