变压器油中溶解气体分析教案解读_油中溶解气体分析
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武汉华能阳光电气有限公司 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 H 2n+2,环烷烃 C n H 2n 或 C n H 2n-2 ,芳香烃 C n H 2n-6。绝缘纸的成分主要是碳水化合物(C 6H 10O 6 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内部。
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
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怀疑故障涉及固体绝缘时,一般 CO 2/C0〈 3。(三气体的其它来源
如分接开关油室向主油箱渗漏(C 2H 2高;设备油箱带油补焊(C 2H 2高;潜油泵出故障(是高速泵,轴和轴瓦产生磨擦, C 2H 2高,应改为低速 泵;变压器油中含水(H 2高;本体受潮(H 2高等均可产生气体。(三变压器内部故障的类型
变压器内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内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。当变压器内部发生局部过热时,人们可以按温 度的升高范围分为四种情况: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 CO 2。
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(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, 如引线连接不良,分接开关接触不良,导体接头焊接不良等,这种故障约 占过热性故障的一半。②磁路故障,由于铁心两点或多点接地造成循环电 流发热,如穿心螺丝轭铁夹件或压环压钉碰铁心;油箱及下轭铁等处有铁 磁杂物;铁心用部分硅钢片短路造成涡流发热如连片短接,硅钢片间绝缘 损坏或老化,以及漏磁引起的外壳、铁心夹件、压环等局部发热等。③导 体故障,部分绕组短路,或不同电压比并列运行引起的循环,电流发热, 绝缘导体因超负荷过流发热,绝缘膨胀,注油堵塞而引起的散热不良等。(4热性故障的危害。热性故障的危害同故障部位有关,如果热点出 现在固体绝缘材料中,则将引起材料的热解和劣化,热点范围和温度也会 逐渐升高,最终导致电弧性热点而造成设备的损坏。如果热点出现在探金 属部分,则将发生烧坏铁心、螺栓、螺帽垫板等部件,最终也会使设备损 坏。同时探金属过热往往涉及到固体绝缘,造成固体绝缘的劣化和热解, 进而损坏了固体绝缘材料的绝缘性能,最后造成更大的损坏后果。因此对 热性故障决不可掉以轻心,必须防微杜渐,将故障在萌芽状态就予以消除。
2、电性故障
电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化, 根据 放电的能量 密度不同 ,又把 电性故障分为高能量放电、火花放电和局部放电三种类型。
1、局部放电
局部放电是一种 低能量的放电 ,变压器内部出现这种放电时,情况 比较复杂,按绝缘介质的不同可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部
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放电,按绝缘部位来分,则有绝缘空穴、电极尖端、油角间隙、油一板中 的油隙和油中沿固体绝缘表面等五处的局部放电。
(1局部放电的原因
①当油中存在空气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔, 由于气体 的介电常数和时压强度均低于油和纸绝缘材料,易引起放电。
②外界环境条件的影响如油处理不彻底, 带进杂物和水分, 或因外 界气温下降,油析出气泡等,都会引起放电。
③由于制造质量不良如某些部位有尖角、毛刺、漆瘤等,它们承受 的电场强度较高首先出现放电。
④金属部件或导电体之间的接触不良而引起的放电。
局部放电的能量密度虽不大, 但它的进一步发展将会形成放电的恶 性循环,最后导致设备的击穿或损坏,而引起严重的事故。
(2局部放电产生气体的特征
局部放电产生的气体,主要依据放电能量不同而不同。放电能量密 度在 10-9C 以下 时,一般总烃不高,主要成分是 氢气,其次是甲烷 ,氢气占 氢烃总量的 80%~90%,当放电能量密度为 10-8~10-7C 时,则氢气相应降 低,而出现乙炔,但乙炔在烃总中所占的比例也不到 2%,这是局部放电与 其他放电现象区别的主要标志。
局部放电除了使油裂解产生气体外,还会产生一种 X 蜡沉渍物,同 时,油分子结构也会发生改变,从液相色谱分析发现,经过局部放电后, 油中的芳香烃组分减少,环烷烃组分增大,因此,可以采用液相色谱仪检
武汉华能阳光电气有限公司 测变压器的局部放电故障。
2、火花放电
当放电能量密度大于 10-6C 的数量级时,就出现火花放电。它常见 如下情况:①套管引线断裂或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电;②引线对油箱距离太近或引线过长,或引线局部接触不良或铁心接地片损 坏或接地不良引起的放电;③分接开关拨又电位悬浮而引起的放电;④结 构设计和制造工艺的缺陷导致绝缘沿西放电,匝间或层间局部短路或受外 部因素的影响,如雷击。⑤操作过电压、过负荷、外部多次短路等引起的 匝层间放电。
火花放电的 特征气体是以乙炔和氢气 为主,其他烃类气体为次,乙 炔在烃总量所占的比例可达 25%~90%,氢气如占氢烃总量的 30%以上。
3、电弧放电
电弧放电是 高能量放电 ,常以绕组匝层间绝缘击穿为多见,其次为 引线断裂或对地闪络和分接开关飞孤等故障。这种故障由于放电能量密度 大,产气急剧常以电子扇形式冲压电介质,使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化, 使金属材料变形或熔融烧毁,严重会造成设备烧损或爆炸故障,这种故障 一般事先难以预测,也无预兆,是以突发的形式暴露出来。出现这种故障 后,气体继电器中的 H 2和 C 2H 2等组分高达几千微升/升,变压器油亦炭化 而变黑,油中特征气体的主要成分是乙炔和 H 2,其次是乙烯和甲烷。当放 电故障涉及到固体绝缘时,除了上述气体外,还会产生 CO 和 CO 2。
4、三种放电形式的比较
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这三种放电的形式既有区别又有一定的联系, 讲它们的区别是指放 电能级和产气组分的区别,而联系是指局部放电是其他两种放电的前奏, 而后者又是前者的必然结果。二是要了解变压器内出现的故障并不是单一 某种类型的故障,往往是一种类型伴随着另一种类型,或几种类型同时出 现,因此油中故障气体组分有时显得复杂多变,需要我们认真分析,具体 对待。
变压器等设备内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障, 除非早期发 现,及时处理,否则最终也会发展成放电性故障,甚至造成设备损坏,系 统停电事故。
当设备内部进水受潮时,油中水分和含混杂质易形成“小桥” ,或 者绝缘中含有气隙均能引起局部放电,从而产生 氢气。除此之外水分在电 场作用下的电解作用和水与铁的化学反应,也均可产生大量的氢气。(四不同故障类型产生的特征气体
表 1 不同故障类型产生的特征气体
二、故障的识别
判断设备是否存在潜伏性故障及其故障的的严重程度不同时,要根据 设备的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。
1.出厂和新投运的设备
表 2 对出厂和新投运的设备气体含量的要求 μL/L 2.运行中设备油中溶解气体的注意值
表 3 变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值 μL/L
表 4 电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值 μL/L
在识别设备是示波器存在故障时,不仅需考虑油中溶解气体含量的绝 对值,还应注意:(1注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度达到注意值 时,应进行跟踪分析,查明原因。
(2对 330KV 及以上的电抗器, 当出现痕量(小于 1μL/L 乙炔时也应 引起注意。(3互感器的运行温度低,产气量也少,一旦出现 C2H2超过注意值时, 一定是设备出故障,应立即退出运行。
(4套管的运行情况和变压器相似,但结构不同,对电容式套管,末 屏易受潮,进而向内侵蚀,所以故障一般是局部放电。(5注意区别非故障情况下的气体来源,进行综合分析。
3、设备中气体增长率注意值
(1 绝 对产气速率;即每运行日产生某种气体的平均值,按下式计算: γa= ρ
m t C C i i ⋅∆-1, 2, 式中:γa ——绝对产气速率, mL/d;C i,2——第二次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;C i,1——第一次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;
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Δt ——二次取样时间间隔中的实际运行时间, d;m ——设备总油重, t;ρ——油的密度, t/m3 表 5 绝对产气速率的注意值 mL/d
(2 相 对产气速率:即每运行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: γr=
%1001 1 , 1 , 2, ⨯∆⨯-t C C C i i i 式中;γr ——相对产气速率, %/月;C i,2——第二次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;C i,1——第二次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;Δt ——二次取样时间间隔中的实际运行时间,月;总烃的相对产气速率注意值为 10%/月,岩石时,应引起注意。对总 烃含量低的设备,不宜采用此判据。
产气速率在很大程度不同上依赖于设备类型、负荷情况故障类型、所用绝缘材料及其老化程度,应结合这些情况进行综合分析。判断设备状 况时,还应考虑到呼吸系统对气体的逸事散作用。
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三、故障类型的判断(一 特 征气体法
根据表 1所列的不同故障类型所产生的气体可推断设备的故障类型。(二 三 比值法
三比值法的原理是:根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产 生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系,从五种特征气 体中选用二种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三结比值,以 不同的编码表示;根据表 6的编码规则和表 7故障类型判断方法作 为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应影响,是判 断充油电气设备故障类型的主要方法。
表 6 编码规则
表 7 故障类型判断方法
表 8 溶解气体分析解释表
注:1•在互感器中 CH 4/H2
(三其它辅助方法
1.在对三比值法的判断结果有疑问时或者三比值的编码组合表中没有 时,可采用气体比值的立体图示法和大卫三角形法。
2.热点功率和热点温度的估算。T=322 Log(C2H 4/C2H 6+525(四 充 油电气设备的典型故障
武汉华能阳光电气有限公司 表 9 电力变压器的典型故障
表 11 套管的典型故障
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川 #1主变内部过热故障的分析、诊断与检修处理 摘要 本文介绍了河南周口供电局 220千伏川汇变电站川 #1主变存在 故障的分析、判断过程,通过对油中气体的色谱分析,发现变压器存在故 障的理论依据,根据 DL/T722-2000《导则》判断,考查产气速率,判断变 压器存在的故障性质:高温过热故障,制定了变压器检修方案,查出了变 压器存在的问题。本文详细阐述了从缺陷发现,分析到解决的过程,为处 理类似缺陷提供宝贵的实践经验。
关键词 :色谱分析 跟踪检查 故障诊断
一、概述
变压器是变电站的重要设备,变压器的运行状况直接影响电能的正常 输送。因此,各发电及供电单位都非常注重变压器的绝缘监督、运行维护 及消缺工作,色谱分析是通过对油中溶解气体的分析检测充油电气设备存 在潜伏性故障的一个重要方法,是监督、保障设备安全运行的一个重要手 段,通过对特征气体的分析及三比值法,能及时掌握变压器运行情况,及 早发现设备故障、故障性质及故障发展变化的情况,查出问题,消除缺陷, 保证变压器安全稳定运行。本文介绍了川 1#主变自 2004年 7月投运后, 色 谱分析发现主变存在的故障过程,故障性质诊断方法,查出的问题及处理 结果。
二、主变技术数据
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周口 220千伏川汇变电站川 #1主变主要参数为: 型号:SFPSZ9-150000/220 连接组别:YN,yn0,d11 电压:230±8╳ 1.25%/121/10.5 kV 空载损耗:97.2kW 空载电流:0.174% 生产厂家:山东电力设备厂 出厂日期:2004年 3月 16日
三、故障分析及处理(一 故障初期分析
川 #1主变自 2004年 6月 26日投运以来, 进行了例行的高压试验和油 化验,高压试验数据符合投运要求,而油色谱分析却出现乙炔及总烃升高 情况,故对其加强了跟踪分析。
表 1 色谱分析数据
象,故进行了相关的色谱分析:(正常运行监督:至少三个月一次;新投运 的变压器及电抗器:至少在投运后的 1天、4天、10天、30天监测
1、故障产气速率分析
(a 相对产气速率
γr={[(Ci2-C i1/ Ci1]/Δt }×100% ={[(56.32-1.45/ 1.45]/(4/30 }×100% =28381%/月≥ 10%/月
武汉华能阳光电气有限公司(b 绝对产气速率 γa= [(Ci2-C i1/ Δt]×(m/ρ =[(56.32-1.45/ 4]×(46/0.89 =709mL/d(国标规定相对产气速率注意值不大于 10%/月,绝对产气速率不大 于 12mL /d 可见, 气体上升速度很快, 且远大于 10%/月和 12mL /d , 可认为设备有异常 , 必须跟踪分析。
2.用判断故障性质的三比值法来分析
C 2H 2/C2H4=2.12/32.92≈ 0.06 CH4/H2=17.76/21.95≈ 0.81 C 2H 4/C2H 6=32.92/3.52≈ 9.35 上述比值范围编码组合为(0、0、2 ,由此推断,故障性质为“高于 700℃高温范围的过热故障” ,再用经验公式计算
T=322 Log(C2H 4/C2H 6+525 T=322 Log(32.92/3.52+525=837.64℃ 其估算温度也与上述结论相符。
可见满足判据条件,可判断是变压器高温过热故障。
经进一步运行跟踪检查,发现主变有铁芯接地电流。综上所述,完全 有理由认为设备有异常 , 需停电检修。
(二故障的确切定位及处理
2004年 7月 9日对变压器进行停电检查,检测铁芯对地绝缘电阻仅为 58欧姆,分析判断为变压器铁芯多点接地。为了消除铁芯多点接地,采用 了“电容电流放电法、大电流冲击法”等方法,但铁芯多点接地故障并未 消除,故暂时采用在铁心外接地引线串接可调电阻,将接地电流限制在 0.1mA 以下 , 变压器继续投运。
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经多次色谱跟踪分析 , 气体组分含量基本稳定 , 但一直居高不下 , 没有 增长趋势。这说明了故障没有继续发展 , 但是故障隐患一直存在 , 问题不容 忽视。
表 2 色谱跟踪分析数据
长时间运行会影响变压器铁芯绝缘 , 给变压器安全运行带来隐患。经与变压 器厂方共同研究, 决定对变压器进行吊罩消 缺。
2004年 11月 25日,在川汇变电站 川 #1主变现场,准备开始吊罩工作。首先 对变压器油箱内的绝缘油向外排放, 然后准 备对主变上部及侧部观察孔密封盖进行拆
除(环境温度 16℃,空气相对湿度 20%,风力微弱。主变本体内变压器油 全部放尽,观察孔上、下密封盖全部拆除。用兆欧表再次测量主变铁芯绝 缘电阻指示为零。随即由专业人员进入主变本体内进行检查,首先用橡朔 外壳的防爆手电筒照明目测和红外探测仪进行全面排查后,变压器器身外
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侧人员用摇表对 0.4微法、2500伏电容器充电,对主变铁芯外接地引线进 行放电,本体内人员多次观察和静听内部放电声音,经过多次放电和反复 的视听,不断缩小观察范围。下午 1点钟,当电容器第十次放电时,检查 人员终于发现主变内部的“放电”位置在 10千伏低压侧 B、C 两相之间下 部的铁芯夹件与铁心之间。用手无法直接取出,之后检查人员用一块高强 磁铁(用铁丝和布带绑扎严密送入放电位置,取出引起多点接地的金属 异物。经分析判断,引起川 #1主变铁芯多点接地的金属异物是一个“M20镀锌螺丝帽”(如右图示 ,该螺丝帽两边沿有磨损,其中六个侧面的一个 面有明显放电痕迹;当该螺丝帽取出后,测量主变铁芯绝缘电阻为 5000兆 欧。经现场专业技术人员分析确认, 220千伏川汇变电站川 #1主变铁芯多 点接地故障已经消除。
随后,对变压器油进行彻底的滤油脱气,并进行色谱、油化、绝缘等 试验,所有试验项目合格后,将变压器投入运行。
四、现场检查方案流程图(此检查方案仅作参考,具体问题具体分析 为了更直观地进行检查和分析,将实际检查方案绘制成流程图,便于 比对和参考。
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五、总结
通过这次变压器故障情况的排除,使我们更进一步认识到加强绝缘监 督的重要性,变压器油色谱跟踪分析对于发现变压器早期故障是非常有效 的方法。同时也为今后类似的大型电力变压器缺陷的解决积累了非常宝贵 的经验:
(1大型电力变压器铁芯过热原因是多方面的,处理时应认真分析判 断,遵从先易后难的原则,首先要解决明显的缺陷,再进一步分析、判断、分解、检查处理。
(2应加强变压器的定期试验工作,创造条件实现对变压器进行在线 监测。
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