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变压器油中气体分析.doc

变压器油中气体分析

纠结的疯子_
2017-09-27 0人阅读 举报 0 0 暂无简介

简介:本文档为《变压器油中气体分析doc》,可适用于工程科技领域

变压器油中气体分析关于变压器油气体分析应用中的问题前言前电力工业部年月颁发《用气相色谱法检测充油电气设备内部故障的试验导则》(试行)以后油中溶解气体分析(以下用DGA表示)得到普遍推广。在该导则颁布发以前在年代便已有许多人进行了大量工作。多年以来无数人的实践积累了极其丰富的经验。无论是正面的或反面的经验都为进一步提高DGA的应用水平创造了有利条件。进行研讨的时机已经成熟。DGA检测的对象是特征气体(氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳)。变压器绝缘正常自然老化难免产生少量的特征气体。除此以外凡是出现特性气体(简称产气)都是由于发生了产气故障。产气故障只是变压器故障的一部分并不涵盖全部故障。例如绕组严重变形绝缘过度受潮以及器身冲撞受伤等都是故障而且是真正的潜伏性故障。但这些故障并不产气DGA对发现这类故障不能发挥作用。对于突发性绝缘事故是在出现事故后产生大量气体。DGA对预防突发性事故来不及起作用。所以对DGA的有效功能认同应实事求是。色谱分析技术引用到变压器的研究开发阶段是以故障温度对故障进行分类而进入实用阶段则应以产气故障的特性对具体故障类型进行分类。并应根据典型的故障类型建立典型故障的模式库。以便于更方便诊断故障更有效地解决实际问题。出于以上想法通过本文发表一些看法欢迎批评指正。DGA的方法和理论简介标准试验方法()取油样用波璃注射器在与大气严格隔离的条件下从变压器油样阀门抽取mL变压器油(以下简称油)油样必须密封和避光保存保存期不得超过天。(<h)()脱气方法脱气是指将油中溶解气体从油中分离出来目前常用的脱气方法有溶解平衡法和真空法两种。脱气率直接影响分析结果的准确性。所以对脱气率应进行校核。()分析对象油中溶解气体脱出来后注入色谱仪进行组分和含量的分析主要分析对象为:氢(H)甲烷(CH)乙烷(CH)乙烯(CH)乙炔(CH)一氧化碳(CO)二氧化碳(CO)。以上种气体定义为特征气体。其中烃类气体含量的总和即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和称为总烃。()分析精确度和灵敏度要求分析结果用每升油中所含各气体组分的微升数表示单位为μLL。升数和微升数至少精确到两位有效数。色谱仪的最小检知浓度为:CHμLLHμLLCOμLLCOμLL“O”值表示低于最小检知浓度。识别和判断故障的理论基础由许多不同分子量的碳氢化合分子组成的绝缘油和主要由纤维素构成的绝缘纸在热和电的作用下会发生裂解。裂解后的产物通过复杂的有机化合反应新生氢气、低分子烃类气体以及一氧化碳和二氧化碳等气体分子。这些分子的生成与故障温度有关。依靠DGA特征气体识别和判断故障的理论就是以此为基础建立的。变压器应用DGA中存在的问题变压器应用DGA,,多年以来积累了大量数据但也发现了不少问题。例如:特征气体超过注意值很多变压器可以照常运行但小于或远小于注意值变压器却发生了损坏事故。大多数产气故障的产气有突变性或间歇性产气速率有波动性或不确定性。作为注意值缺乏实用价值。大多数过热性故障的三比值编码均为高于高温过热。但不同过热故障的危害性是不同的温度高低与危害性的大小并无依赖关系。CO和CO的比值在的范围内变化。例如大面积引线绝缘碳化COCO=而分接开关触头和引线接头过热不涉及固体绝缘COCO分别为和。以COCO<来判断是否涉及固体绝缘不符合实际的多符合的很少。有载调压油箱内油中乙炔与氢的比值都不一定大于。渗漏到主油箱后主油箱内油中乙炔与氢的比值更不可能大于。例如某kV变压器有载调压油箱与主油箱的连通管未拆开CHH=。所以用CHH大于来判断有载调压油箱是否渗漏可能并不符合实际。油中出现乙炔普遍被视为危险信号。但在大多数情况下乙炔并不引发事故。只有个别故障产生乙炔后有发生绝缘事故的危险。存在上述问题的原因在于变压器内化学反应的生成物与多种因素有关温度只是一个因素。而且变压器内发生过热或放电故障时温度不仅与故障能量有关还与散热条件有关。温度分布是不均匀的是随时间变动的。DGA在变压器上的实际应用是在发现特征气体突然增加以后才知道发生了产气故障。当特征气体的含量达到一定数值以后利用组分比值可以区分过热性故障或放电性故障。另外变压器在跳闸之后DGA对判断是继电保护误动还是发生了绝缘事故是起决定性作用的。以上是DGA的有效功能。但进一步的作为例如:在线连续检测全部特征气体又如利用人工神经网络等新技术仅依据特征气体来判断故障。实践表明能得到预期效果的可能性极小。产气分类自然老化产气自然老化产气是指变压器油纸绝缘在运行中受热和电的作用可能发生缓慢的化学变化产生的少量特征气体和较多的CO和CO。这虽不属于产气故障但这是识别产气故障的前提因为只有否定自然老化产气才能肯定故障产气。外来气源产气()有载调压油箱漏油故障气体有载调压开关操作时要在有载调压油箱内产生电弧引起油分解。所以有载分接开关的切换开关有单独的有载调压油箱。当该油箱存在渗漏故障时主油箱中出现的特征气体称为有载调压油箱漏油故障气体。()套管故障产气电容式套管发生故障时也会产生大量的特征气体。有以下的一些实例:套管测屏的引出线与末屏的接触不良产生局部放电。套管心子绝缘受潮发生电容屏间击穿或沿心子绝缘表面或瓷套内表面爬电。导杆式套管的连接导管与卷心导管之间的“等电位连接片”过热。套管内的特征气体可能在分析套管中油时发现也可能在渗漏到主油箱后被发现。在分析主体外部产气故障时套管产气故障是指后者。()潜油泵故障产气冷却器的潜油泵因为电机绝缘击穿或机械摩擦都可能产生特征气体。多数是过热性气体也可能有放电性气体。由潜油泵故障引起主油箱中出现的特征气体称为潜油泵故障产气。()带油补焊气体变压器油箱的焊缝存在渗漏油故障时一般只能在油箱充满油的条件下进行电焊。如果操作不当或者补焊的范围较大则可能使油箱内表面的漆层碳化并使油分解。这种情况下在油箱内油中出现的特征气体称为带油补焊气体。()故障残余气体变压器发生产气事故或产气故障后产生的大量特征气体到处扩散和渗透。在故障确已消除的情况下如果检修时故障气体未能彻底清除则变压器恢复运行后油中特征气体(特别是乙炔)会逐渐增加。在增长到一定浓度后不再增长。此时才能定为故障残余气体。()油中掺杂气体按GBT规定变压器出厂和投运前的乙炔含量为零。新注入变压器的油中发现特征气体特别是含有乙炔。这是注油工作的失误应视为一种故障。此种故障的气体称为油中掺杂气体。局部放电故障产气变压器内的放电分贯穿性放电和局部放电。前者是事故后者是故障。由局部放电引起产生的特征气体称为局部放电故障产气。局部放电分气隙放电、悬浮导体放电、尖端放电、夹层放电和“驱流”放电。气隙放电是绝缘中气体在电场作用下发生电离和去电离的过程。在未引起油和纸绝缘分解之前DGA是不能检知气隙放电特征气体的。DGA能检知的局部放电故障有悬浮导体放电产气故障、尖端放电产气故障、夹层放电产气故障和驱流放电产气故障等种。分别说明如下:()悬浮导体放电故障产气变压器内的悬浮导体是在下列三种情况下形成的:部分导体与原来相连的导体分离。例如:套管下端的均压球连接螺纹松动或固定均压球电位的连线开断。又如:铁心电屏蔽的薄铜皮条断裂。在绕组绝缘上存在体积较大的金属异物。例如绕组上遗留一把小刀或一个板手。该固定电位的金属未予固定。例如有的无励磁分接开关操作杆的金属拨叉电位是不固定的。又如油箱磁屏蔽与油箱之间缺乏可靠的连接。悬浮导体产生局部放电需有二个条件一是经电容分压取得足够的电压和电能二是导体引起电场畸变产生特征气达到能使局部绝缘击穿的程度。由此产生的局部放电称悬浮导体放电。悬浮导体放电产生的特征气体称为悬浮导体放电故障产气。()尖端放电故障产气尖端是尖形电极的简称。在变压器内尖端可分为两种。一种叫“可见尖端”是指电场中曲率很大的金属电极。另一种叫“潜在尖端”是指由导体微粒、半导体尘埃、吸水纤维、正负离子及水分子等线状排列形成的电极。变压器可能偶而发生“可见尖端”引起的局部放电。例如:某MVAkV进口变压器由于安装高压套管时固定均压环的螺栓外露致使运行中发生放电。但在投运前经过测局部放电量试验的变压器运行中一般不会再发生可见尖端放电但可能发生“潜在尖端”放电。“潜在尖端”局部放电是指未形成贯穿性放电的放电。因为如果由它激发成贯穿性放电则不再是局部放电。“潜在尖端”的局部放电有两种形态一是一次性放电另一是重复性放电。一次性放电的“潜在尖端”一般是由可烧毁的杂质构成放电后尖端自行消失。重复性放电的“潜在尖端”是由油流起电的离子排列而成。生成离子的条件和形成尖端的条件同时存在时放电才会重复进行。消除其中一个条件便可使放电停止。两种放电的共同特点是均在油中产生以乙炔为主的特征气体。统称潜在尖端放电故障产气。()夹层放电故障产气夹层是指固体绝缘(主要是纸板)之间的夹缝。夹层中的较高电场强度使水分和其他极性分子集积称为夹层效应。由夹层效应引起的放电称为夹层放电。夹层放电分两种一种立即形成贯穿性放电例如:匝间绝缘的夹层放电另一种由夹层放电发展成的树枝状放电。树枝状放电的形成有一个过程在未形成贯穿性击穿之前属于局部放电。夹层局部放电开始时产生乙炔很少但延伸之后便引起绝缘大面积损坏。在未形成贯穿性放电故障之前产生的特征气体称为夹层放电故障产气。()驱流放电故障产气驱流放电是指导体中电流被驱逐到介质中形成的放电。驱流放电形成电弧之后例如分接开关飞弧将使继电保护动作产生跳闸事故。属于事故气体。此处所述驱流放电是指产生特征气体以乙炔为主的局部放电。驱流局部放电产生的特征气体称为驱流放电故障产气。驱流放电与悬浮导体放电的区别在于后者是由于电场作用引起绝缘局部击穿而前者是由于振动或趋肤效应使电流在介质中时通时断。因驱流放电是新用术语特举例说明如下:例:某MVAkV发电机变压器套管均压球采用三个螺栓固定其中二个脱落一个松动。变压器运行时发生局部放电产生乙炔占总烃达的特征气体。例:某MVAkV单相联络变压器油箱磁屏蔽发生多点接地通过磁屏蔽的环流时通时断产生乙炔占总烃达的特征气体磁屏蔽的螺孔有处放电烧伤。例:某MVAkV发电机变压器上铁轭拉带绝缘套长度不足外露螺杆与铁轭边沿似挨非挨产生由环流引起的驱流放电乙炔占总烃的百分比为。例某MVAkV变压器在运行中铁轭拉带绝缘端的金属垫圈与上夹件相碰形成耦合铁轭主磁通的短路匝产生很大的电流。使拉带的螺杆过热烧熔并将另一端的固定电位连线烧断。在连线断开时发生驱流放电加剧了乙炔和氢气的产生乙炔占总烃的百分比达到约。例:某MVAkV变压器的套管电流互感器出线小套管空气侧短路油侧的接线端子松动二次电流时通时断产生以乙炔为主的特征气体。例:某MVAkV发电机变压器低压绕组引线接线端子的导电平面不够平整与大电流套管的导电平面连接后边缘有缝隙。边缘出现小的烧熔痕迹(麻点)。油中产生乙炔占总烃达的特征气体。过热故障产气发生过产气故障的根本原因是iR转化的热能超过该处相应的散热能力。电流是过热故障的根源电阻R是条件。在变压器中与过热产气有关的电流分工作电流、涡流和环流三种。工作电流是指通过绕组的电流。涡流和环流是磁通(主要是漏磁通)在金属中感应产生的电流。在单个金属中流动的电流称为涡流在多个金属连接成环路中通过的电流称为环流。通过绕组的电流分正常工作电流和不正常工作电流。正常工作电流小于或等于绕组额定电流包括空载运行时的励磁电流(空载电流)不正常工作电流是指绕组中流过超过额定值的电流简称过电流。在下列三种情况下绕组出现过电流:、变压器遭遇外部短路(简称出口短路)、发电机变压器的发电机与所连接的系统失去同步、变压器在过电压或铁心饱和状态下励磁(简称过励磁)。过电流时可能产生一些特征气体在恢复正常运行后不再产气可不按产气故障处理。例如有一台kVAkV发电机变压器在发电机烧毁时变压器内出现总烃达μLL气体其中包含μLL乙炔。根据内检结果分析认为由于三相过电流不对称中性点引线有过热现象。除此以外没有发现其他异常现象。恢复运行后状态正常。但如果过电流后继续产生特征气体则说明在过电流的激发作用下出现了产气故障。基于上述情况以下按工作电流回路、环路回路和涡流回路为系列列举各种过热产气故障。工作电流回路过热故障产气工作电流回路过热产气故障主要由接触电阻增加引起按过热对象分两种类型:()电气连接接头过热故障产气电气连接接头有螺栓连接接头、钎焊(焊剂为锡、磷、铜或银合金)接头、氩弧焊接头和压接接头。螺栓连接接头接触不良是由于不紧固或导电接触面没有清理干净钎焊连接接头接触不良是因焊料未灌足或焊料与导体间存在夹层。氩弧焊用于铝导线焊接导电接触面间夹有氧化膜便成为虚焊。压接接头接触不良除了接触面间不干净外还由于压缩量不足。所有绕组出线和分接引线接头以及绕组导线的连接头凡是因接触不良引起的过热产气均称为接头过热故障产气。分接开关触头过热故障产气分接开关分无励磁分接开关和有载分接开关。无励磁分接开关因动、静触头接触不良引起的过热故障比较多。原因是老型号分接开关的动、静触头的接触性能不稳定。有载分接在固定静触头的板条发生变形时也会发生动、静触头接触不良。两种开关因动、静触头接触不良引起的过热产气称为分接开关过热故障产气。环流回路过热故障产气环流回路过热产气故障比较频繁起因也比较复杂。大致可以分成以下类:()铁心多点接地引起的过热故障产气铁心多点接地是指正常的一个接地线外又出现了一个或多个意外接地点。因此产生环流出现过热产气。形成意外接地点有多种可能有以下一些实例:、铁轭的个别叠片上翘与夹件相接触、油箱底部的金属异物与下铁轭接触、夹体和铁轭之间嵌有金属异物、夹件和铁轭间的绝缘上集积有铁磁性杂质、拉板和心柱之间的绝缘上存在导电性杂质、温度计座与上铁轭相碰、铁心的垫脚绝缘严重受潮、撑板的绝缘纸板被导电性油漆污染。()铁心的剪切侧片间短接点过热故障产气铁心的剪切侧片间短接点过热产气故障是指铁心叠片剪切侧发生片间接通引起电容电流在该点集聚形成过热点。电流密度越大温度越高。例如未去尖头的斜接缝铁心尖头相碰可以将尖头烧化但产气量不大。产气量较大的故障有以下一些实例:、铁心接地片的未包绝缘部分未完全插入铁心片间裸露的铜片与剪切侧的部分叠片接触。、用穿心螺杆紧固铁轭的铁心由于插片上的螺孔不可能保持完全同心受穿心螺杆的挤压便发生片间短路。、铁心电屏散的固定电位连接片采用插入铁心柱的方式未插入的裸露部分与剪切测的叠片接触。、上下铁轭的剪切面侧或主柱的剪切面侧存在金属异物。()铁心构架连接点的过热故障产气大型电力变压器的铁心是依靠由夹件、拉板、垫脚、撑板和拉带等连接成的构架将硅钢片压紧并使绕组紧固而构成器身的。由于构架的每个方框都耦合磁通在方框内产生环流。当构架的连接点只保证机械强度而没有保证通流能力时则环流引起连接点(特别是靠近低压绕组出线的连接点)过热。发生过热产气的连点有如下实例:、拉板和夹件的连接点、撑板和夹件的连接点、垫脚和夹件的连接点。对于单柱容量大于MVA的大型电力变压器以上三类连接点有几十个。如措施不当每个连接点都有过热的可能。所以铁心构架连接点过热故障占过热故障的比重特别大。()引线附近闭环的接通点过热故障产气绕组的电缆出线穿过套管时电缆的裸露部分与套管中心的铜管内表面接触简称穿缆碰铜管。这是发生最多也最具典型性的引线附近闭环的接通点过热产气故障。因为电缆的上端与铜管是连通的如发生穿缆碰铜管则形成一个闭环。电缆通过电流时在其周围产生磁通。其附近的闭环耦合该磁通感应电势产生环流。当电缆只有少数细线般与铜管接触时接触电阻较大。即使环流不大,接触点仍可能过热将线股一股股地烧断产生大量气体并有乙炔。(如接触点很多或接触面积很大时反而可能不发生过热故障)当细线烧断到穿缆不碰铜管时环流被切断停止产气。但因振动等原因其他线股再碰铜管时环流再次接通。所以穿缆碰铜管故障的产气有间歇性。引线附近闭环过热故障还有一些其他形态。例如:、三相绕组角形联结的两根不同相的出线在接上套管之前如存在相碰的接触点。接触点将是过热点。、单相发电机变压器的低压绕组下部出线需垂直向上引伸后与套管连接。引线的垂直部分产生水平方向的磁通。如发生夹件碰油箱则拉板、夹件和油箱在引线附近构成一个闭环。油箱和夹件的碰触点发生过热产气故障。()绕组中平行的相邻导线间短接故障产气绕组中平行的相邻导线间短接点产气是由于相邻导线之间(简称股间)的绝缘因受到短路力或运输冲撞力的作用而损坏形成耦合漏磁通的闭环产生环流。环流和工作电流相加的一股导线和短接处将发生过热使油中出现过热性特征气体。特征气体中包含乙炔是导线在短接处烧熔的信号。涡流回路过热故障产气涡流回路过热故障分油箱内部故障和油箱外部故障。油箱外部的过热故障很容易被红外测温仪发觉或者在下雨时发现冒热气。当最高温度超过时都会得到处理。所以不会引起油箱内的油产生特征气体。而油箱内部涡流发生过热有以下实例:()铁心拉板的过热()钢压板开口处的外尖角过热()铁心内部的低温过热。涡流过热在油中产生特征气体的可能性不大如引起产气称为涡流回路过热产气故障。事故产气产气事故可归纳为下列类:()绕组内部短路事故:包括匝间、段间或层间绝缘事故。()绕组对地或其他绕组贯穿性放电事故包括沿围屏树枝状放电低压绕组对铁心放电等。()引线事故:包括低压侧引线相间短路高压侧下瓷套沿面闪络等。()分接开关飞弧:包括切换开关不能灭弧引起油室爆炸动静触头因未接触上而建弧三相式分接开关发生相间短路等。()套管爆炸事故:包套管着火。上述事故发生后都会在油箱中突然产生大量特征气体统称为事故产气。变压器产气以后首先必须知道产气故障的类型。最实用有效的方法是模式识别法。即将需要识别的故障与故障典型相对照用比较来鉴别。为此必须定义产气故障的典型建立模式库。如今建立模式库已具备条件。本文对此作为重点进行了上述探讨。根据多台变压器的多年运行经验将产气分为自然老化产气外来气源产气局部放电故障产气过热故障产气和事故产气个系列并拟定种产气典型作为模式库的第一批库存。希望以此为基础进行改进和充实。综合分析示例自然老化产气的识别:自然老化产气与变压器内的水分和氧气含量有关。而水分和氧气的含量与制造和维护水平有关。所以每一台变压器运行后所含特征气体的浓度是不相同的。根据统计油中乙炔保持为值总烃缓慢地上升平均产气率<μLLd可以认为是自然老化。但必须认识到自然老化是可以控制的控制水平不同老化程度大不相同。外来气源产气的识别有载调压油箱漏油故障气体的识别有载调压油箱向主油箱渗漏油主油箱油中将出现特征气体。但气体组分与分接开关的切换情况、渗漏点的部位等多种因素有关。CHH在很宽的范围内变化。CHH>可供理论指导但作为判据是不充分的。有载调压油箱漏油的在线判断主要依靠观察有载调压油箱储油柜的油位变化。应将有载调压油箱储油柜的油位控制在比主油箱储油柜的油位低如油位逐渐升高说明有载调压油箱渗漏。当两个油位互相接近而主体油箱油中特征气体含量较高时应抽尽有载调压油箱中的油观察渗透部位以便作出最终判断并进行处理。()套管故障产气识别套管故障气体识别有两层意义。一是套管油样发现套管内有特征气体后判断套管本身的故障。另一是对主油箱内出现特征气体是否来自套管进行判断。此处是指后者。只有当套管渗漏时套管中的气体才可能进入油箱。而套管渗漏必然引起套管的油位变化。因此如果发现主油箱出现特征气体又发现某套管的油位发生变化则应从该套管中取油样作DGA。如果套管中油的气体浓度比主油箱的大而组分基本上相同则可以确认油箱中的特征气体是由套管故障引起的。()潜油泵故障产气识别潜油泵故障产气识别是指判别主油箱内出现的特征气体是否来自潜油泵。潜油泵故障气体与油箱内某些故障气体并无明显差别。因此对于强迫油循环冷却的变压器DGA发现主油箱内油中有特征气体时应首先检查潜油泵在运行中是否有异常噪声和振动并测量潜油泵电机中的电流是否正常。对于有异常状况的潜油泵应轮流停运。当某台潜油泵停运时间内特征气体不再增加则证明主油箱内没有产气故障特征气体来自潜油泵故障。()带油补焊气体的识别带油补焊气体的识别最有效的方法是在电焊前后取油样进行DGA。焊后的检验应间隔不少于h取二次油样。特征气体从无到有说明电焊的操作不当产生了气体。而没有发现特征气体则说明电焊的操作得当产生气体低于DGA的最小检知浓度。由于依靠DGA可以确定是否产气因此进行DGA应当作为带油补焊的一道工序。()故障残余气体识别发生过故障或事故的变压器恢复运行时后故障残余气体会逐然溶解到油中。溶解的数量和达到稳定的时间不仅与故障时产生的气体多少有关而且更与故障后对气体的清除程度有关。例如返厂重新干燥处理可以得到彻底清除不会有残余气体。而在现场处理由于净化条件的限制残余气体是难免的。故障点确已找到并已采取有效的消除措施的前提下残余气体的表现为主油箱内油中特征气体先快后慢小幅度地增长几个月后停止增长。这便可以判定是残余气体。值得注意的是如前提不成立对于间歇性产气故障可能发生误判。还需注意新变压器在出厂试验时发生故障未经彻底清除也可能有残余气体。()油中掺杂气体识别油中掺杂气体是指变压器注油后发现油箱中油有特征气体。这有下几种可能:、注油前油未经检验或检验结果有误、注油设备(真空滤油机)存在产气故障、变压器内存在产生H的化学反应。油中掺杂气体发现容易分析原因很难经调查研究后找到原因可以作出判断并进行处理。原因不明采取换油的作法是没有办法的办法。局部放电产气故障判断()悬浮导体局部放电产气故障判断:在测量局部放电量试验时悬浮导体局部放电是可以通过测试仪器判断的。对于运行中变压器从DGA中发现乙炔增量与总烃增量的比值为左右而并未发生贯穿性放电。首先应考虑悬浮导体局部放电产气故障。对于发生在油隙中的放电可按下列方法进行验证:、邻近变压器细心听放电声响。如果听到有节奏的啪啪声凭直观就可以判断存在悬浮导体局部放电。、在人耳不能听到响声的条件下应使用超声仪器接受超声信号。悬浮导体局部放电的超声信号有典型的形态。对发生在表层的悬浮导体局部放电(发生的概率最大)是可以作出正确的判断的。对于用超声仪器收不到信号的深层放电则必须在线检测局部放电。以放电的特点凭经验来判断。值得注意的是悬浮导体附近存在纸绝缘时发生放电后可能引起其附近的固体绝缘碳化。如碳化改善了电场分布可能使放电暂时自行停止。遇到这种情况一方面应跟踪DGA另一方应进行局部放电的在线检测。()尖端局部放电产气故障判断在测量局部放电量试验时发生尖端放电可由局部放电脉冲波形的不对称性作出初步判断。再由DGA证实。对于投运前作过测量局部放电量试验的变压器在运行中出现可见尖端放电的可能性极小。但可能出现潜在尖端放电。潜在尖端放电可能引起贯穿性放电。例如在kV引线的裸铜排之间飘浮受潮的棉纱引起相间短路。判断未能通过事故暴露的潜在尖端放电是困难的需要抓住其特殊性进行分析判断。举例说明如下:、低压绕组为三角形联结的多台变压器在油中突然出现乙炔。数值为μLL。乙炔增量与总烃增量的比值超过。长期进行DGA跟踪乙炔和其他特征气体不再增加而是逐渐有所减小。用电气法或超声法长期连续在线监测局部放电也都没有发现放电信号。吊罩内检也找不到放电痕迹。因此认为可能是潜在尖端引起的一次性放电。、强油冷却的变压器绕组的下部由于油流起电引起局部放电。放电脉冲的时间间隔不象悬浮导体放电那样有规律。有的可以听到放电响声。少开油泵降低油速可以使放电停止。但对器身净化处理后消除了产生潜在尖端的条件油泵全开放电也不再发生。可见通常称为“油流带电”实际上属于潜在尖端放电。沿纸放的树枝放电就其延伸过程也是潜在尖端放电。但本文根据其起因在夹层放电中说明。()夹层局部放电产气故障判断夹层局部放电是最隐蔽也是最危险的一种局部放电。在测量局部放量试验时有时就出现这样的情况:当电压加到预定最大值后开始时视在放电量q不大。加压几分钟后q突然大量增加。降低试验电压熄灭电压明显降低。再次加试验电压局部放电起始电压也明显降低。取油样进行DGA油中出现微量乙炔。器身进行解体检查发现某个夹层发生放电纸板有烧伤痕迹。这是典型的夹层局部放电。对于含水量比较多(例如不能一直保持油中水分<mgkg)的变压器运行年之后油中突然出现乙炔。即使<μLL也很可能是夹层放电的预兆。不能因为小于注意值就不注意而应考虑可能发生夹层放电必要时须进行局部放电的在线检测。由于有的夹层放电有间歇性可能在监测相当长的时间后才再次发现放电信号。在发现放电信号同时如油中乙炔又有所增加则可以肯定存在夹层放电。如果不采取措施而保持继续运行其后果必然是逐渐发展成贯穿性树枝状放电形成重大事故。另一个经验教训是在发现夹层放电现象之后变压器不经干燥处理就按标准的方法进行测量局部放电的试验。在比运行电压高的试验电压作用下促使夹层放电发展为树枝状放电。把经过干燥处理还可以使用的变压器搞成不能继续使用。防止夹层局部放电的根本措施是避免绝缘受潮。DGA和在线监测油中水分同时进行对尽早发现这个最有危险性的潜伏性故障是目前切实可行的有效办法。()驱流放电产气故障判断驱流放电产气故障有两种情况一种是单纯的驱流放电乙炔与乙稀的比值大于乙炔与总烃的比率超过。通过这些数据并考虑变压器内部结构的特点便可以作出初步判断。为填重计可利用超声法来检测放电。但必须注意驱流放电是由振动引起电流时通时断或大电流产生趋肢效应的条件下才会发生。按标准进行的测局部放电量试验不具备这些条件所以对检测驱流放电是无效的。对另一种驱流放电是伴随过热产气故障发生的。乙炔与乙烯的比值小于乙炔与总烃的比率小于。实际上无法作单独的判断只能依靠处理过热故障时发觉。过热产气故障判断()电气连接接头过热产气故障判断电气连接接头过热产气dga可以提供以下信息:、特征气体出现后总烃不断增加但产气速率有快有慢与接头结构和负载有关。、总烃增加到一定值后出现少量的乙炔。、乙炔与乙烯的比值(CHCH)很少大于。肯定小于。为了判断电气接头过热首先应了解该变压器内是否有螺栓连接接头或铜铝焊接接头。并了解同类型变压器是否发生过接头过热。还需了解对接头的接触电阻是否进行过检验。当这些情况认同接头过热可停电测量绕组直流电阻。直流电阻的测量结果如可以分辨出接头的接触电阻确实已增大在排除分接开关触头故障(后则可以判定电气连接接头存在过热产气故障。对于与大电流(额定电流>A)套管连接的接头由于接触电阻才几微欧而超过微欧就可能过热。因此用测绕组直流电阻的方法不一定能发现过热产气故障。在这样情况下只有排少量油打开手孔封板拆开连接头进行检查。对于已出现一定数量乙炔的接头过热产气故障接触面应有烧熔的麻点。发现“麻点”才能肯定故障点并作出最终判定。()分接开关触头过热产气故障的判断分接开关触头过热产气DGA可以提供以下信息:、特征气体出现后总烃有不断增长的趋势但产气速率并无一定规律。、总烃增加到一定程度将出现乙炔但乙炔与乙烯的比值很少大于。肯定小于。DGA对分接开关触头过热产气故障提供的信息与对电气接头过热产气故障提供的相差不多。但分接开关触头过热产气故障只在下列三种情况下发生:、进行切换操作之后动触头没有到位。、闭锁机构不灵动触头因振动而发生位移、压紧动触头弹簧失效。这三种情况中如有一种可以确定应停电测量绕组直流电阻。直流电阻用于判断分接开关触头过热故障应依靠分接位置间的电阻差值(简称级间电阻)。如果级间电阻超过额定值(每个触头的接触电阻为微欧)很多便可以判定产气故障是由该相分接开关触头接触不良引起。在级间电阻增加不多的情况下如果运行工况也许可可改变分接位置运行。例如由分接调到分接或分接运行。运行后不再产气既证实了故障所在又维持了正常运行。但当级间电阻明显增大时说明触头烧损很严重必须进行检修。()铁心框架连接头过热产气故障判断铁心框架连接头过热产气故障dga能提供以下信息:、变压器投运后不久或运行一段时间后出现特征气体。、总烃的总趋势是不断增加但产气速率不规则有间歇性。、出现乙炔时总烃值波动较大。有的总烃达到μLL就出现乙炔有的总烃起到μLL仍未出现乙炔。、乙炔与乙稀的比值很少超过绝对小于。肯定是过热性故障测量绕组直流电阻和铁心绝缘电阻甚至进行测局部放电量的试验都不能发现问题。因此只能先排除其它过热产气故障再根据下列特点来推断:、变压器的单柱容量>MVA铁心框架的连接头没有采取有效措施以保证每个连接头有通过环流的能力。、同类型产品有铁心框架连接头过热的先例。运行经验证明铁心框架连接头发生过热产气故障即使总烃大于μLL甚至大于μLL一是不会引起继电保护动作二是过热点烧损的严重程度对检修难度的影响不大。所以变压器不应因此紧急停运而可以继续运行。至于具体到是哪个连接头过热只有利用停电检修机会暴露出器身对每个连接头逐个检查才能确定。检修时不能只处理已过热的连接头而要作全面考虑否则过热点可能转移。()穿缆碰铜管过热产气故障判断穿缆碰铜管过热产气故障DGA能提供以下信息:、在定期进行DGA中发现特征气体大幅度增加。、乙炔与乙稀的比值为绝对小于肯定是过热性故障。穿缆虽然属于绕组的一部分但即使烧断了三分之一仍不影响绕组的直流电阻所以测绕组直流电阻对判断穿缆故障不起作用。如能获得以下证据对故障判断很起作用。、产气有间歇性。、穿缆外径相对于铜管的内径比较大或者穿缆过长安装时采取旋转的办法将穿缆挤入铜管。、某相套管出线端子的温度曾出现过比其他相的高。、对于隔离型套管升高座(魏德迈引线)升高座内油中特征气体浓度比主油箱的高。、刚打开出线端子的密封时闻到故障气体的味。以上因素都有或然性不一定都能抓住。为了作出最终判断并进行处理。一般都决定吊出套管检查。()铁心多点接地过热产气故障判断铁心多点接地过热产气故障DGA能提供下列信息:、一旦出现特征气体以后总烃很快达到较大数值的占多数。、乙炔和乙烯的比值在之间绝对于肯定是过热性故障。对于金属性铁心多点接地在线检测铁心入地电流>A后便可判断产气是由铁心多点接地引起。在铁心接地线中串入电阻将入地电流限制到<mA。变压器继续运行不再产气则更进一步得到证明。对于铁磁性微粒在磁场作用下排列引起的铁心多点接地可能使铁心的绝缘电阻降得很低但没有产生特征气体则不能判为产气故障。()铁心的剪切侧片间短接点过热产气故障判断铁心的剪切侧片间短接点过热产气故障从DGA可以获取以下信息。、变压器一投运就开始产气。也可能在受到出口短路冲击后才开始产气。、产气速率比较缓慢与负载大小无关。、乙炔与乙稀的比值在()之间绝对小于肯定是过热性故障。、二氧化碳与一氧化碳的比值为()大于的居多。由于是片间短接测量铁心绝缘电阻对判断故障不起作用。还由于损耗增值相对于空载损耗很小用测量空载损耗的办法(特别是低电压下测量空载损耗)由受到分辨率的限制除非铁心已被大面积烧伤一般都不能作出正确判断。对于铁轭采用穿心螺杆紧固的变压器与同类型变压器故障先例进行比较可以作出判断以外。其他这类故障都是暴露器身后检查发现的。()涡流过热产气故障判断早期的变压器曾发生过因涡流引起铁心拉板过热产气和钢压板过热产气。现在对预防涡流过热采取了有效措施。压板、拉板等构件的涡流过热产生故障已很少发生但铁心内部的低温过热还时有出现。铁心内部低温过热一般是由涡流引起。原因有下述两种:、外层叠片没有开隔磁槽或者槽的长度和深度不足。因而未能将涡流消除到不过热的程度。、铁心叠片的接缝有缺陷磁通向邻近的片穿越在接缝附近产生过大的损耗引起过热。对于铁心内部的低温过热DGA可以提供以下信息:、特征气体的产生速率比较缓慢、总烃的增速与负载大小无关、总烃中没有乙炔或含量非常小是明显的过热性故障、总烃中的组分不是甲烷或乙烯含量最多而是乙烷含量最多。、氢气在特征气体中有的比较突出。铁心内部的涡流过热故障没有电气试验可以验证。露出器身检查甚至将铁心一片片拆开检查都可能找不到明显的过热点。但下列两个观点:、铁心片间的水分受热后容易分解生成氢气、氢气为生成乙烷创造了有利条件。对判定铁心内部低温过热是有作用的。事故气体判断变压器跳闸事故是由继电保护动作显示的。DGA对预报突发性事故是来不及起作用的。但如果继电保护误动DGA的否决作用是最可靠的。变压器的产气事故有大类但根据统计按三比值法的编码为。其它为、和。编码的首位数均为。(有一个例外是沿空载的调压绕组垫块发生爬电编码为)。其实事故发生以后气体组分的比值已无多大意义。而需要的是判断损坏的部位与程度。一般是利用下列多种手段进行综合判断:、调查发生事故时的运行情况包括线路是否发生短路故障有载分接开关是否进行切换操作等。、分析继电保护动作记录和故障录波图。、进行有关的电气试验包括测量绝缘电阻、测量绕组直流电阻等。、人进入油箱或吊开油箱进行外观检查。通过上述工作掌握事故的实际后果后便可以决定抢修方案。以上举例简要介绍了判断故障和事故的经验目的在于说明DGA能发现产气故障和产气事故但故障或事故的识别和判断不能单依靠DGA而必须重视利用各种有关因素进行综合分析。有了正确的判断才能有针对性地采取有效而又经济的检修措施亦即实现状态检修。这才真正达到判断的目的。结论DGA的检测对象是特征气体。包括氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳。特征气体的生成与故障温度有关依据特征气体识别和判断故障的理论。就是以此为基础建立的。DGA在变压器上的实际应用是在发现特征气体突然增加以后才知道发生了产气故障。当特征气体的含量达到一定数值之后利用组分比值可以区分过热性故障或放电性故障。这是DGA的有效功能。进一步的作为可能得不到预期的效果。变压器产气以后首先必须知道产气故障的类型。最实用有效的方法是模式识别法即将需要识别的故障与故障典型相对照用比较来鉴别。为此必须定义产气故障的典型建立模式库。如今建立模式库已具备条件。建议将产气分为自然老化产气外来源产气局部放电故障产气、过热故障产气和事故产气个系列。并拟定种产气典型作为模式库的第一批库存。产气故障和产气事故的识别和判断不能单靠DGA必须重视利用各种有关因素进行综合分析。

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