变压器油色谱讲义.ppt

单击此处编辑母版标题样式,*,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,充油电气设备油中溶解气体的分析与故障诊断,多年来，应用色谱法测油中溶解气体含量，并结合电气、化学试验，综合判断变压器潜伏性故障，充分显示了其独特的优点，为及时发现变压器类等充油电气设备的隐患，确保其安全经济运行做出了贡献。,主 要 内 容,1,.,色谱分析诊断变压器内部故障的理论依据,2.变压器故障诊断的方法与步骤,TPRI,1,.,色谱分析诊断变压器内部故障的理论依据,一、故障下产气的特征性,二、故障下产气的累积性,三、故障下产气的加速性,四、气体的溶解与扩散：样品具有一致性、均匀性和代表性,TPRI,一、,故障下产气的特征性,（一）绝缘油的分解,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,6,H,10,O,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）。,TPRI,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。,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。,二、故障下产气的累积性：,看故 障有无发展,三、故障下产气的加速性：,看故障的严重程度,四、气体的溶解与扩散：,样品具有一致性、均匀性和代表性,TPRI,2.变压器故障诊断的方法与步骤,一、有无故障的诊断,1、根据色谱分析的数据，看总烃、乙炔、氢气是否有任一种超过国家标准规定的注意值，若有任一一个超标，则进行跟踪分析，考查产气速率。,2、若产气速率超标，至少二次均超标，且产气速率有增长趋势，应该判断有故障。,3、注意值,4、产气速率,（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：,a=【（Ci，2-Ci，1）/t】（m/,）,式中：a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，L/L；,C,i,1,第一次取样测得油中某种气体浓度，L/L；,t二次取样时间间隔中的实际运行时间，d；,m设备总油重，t；,油的密度，t/m,3,(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：,r=,【（Ci，2-Ci，1）/Ci，1】1/t 100%,式中；,r,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，L/L；,C,i,1,第二次取样测得油中某种气体浓度，L/L；,t二次取样时间间隔中的实际运行时间，月；,（3）绝对产气速率注意值,（4）相对产气速率注意值,总烃的相对产气速率注意值为10%/月,。,相对产气速率不适用于新投运的设备、总烃初始值低的设备及少油设备。,产气速率在很大程度上依赖于设备类型、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。,二、故障类型的诊断,主体部分故障,：电故障和热故障,电故障在电路；而热故障在电路和磁路都有可能。,附件的故障,（一）不同故障时产生不同的特征气体,一般规律是：产生烃类气体的不饱和度是随着裂解温度的增加而增加的，依次为烷烃烯烃炔烃。,(二）故障类型与溶解气体组分的关系,从设备故障现象来看，可分为过热性故障和放电性故障两大类。至于机械性故障，最终将以过热性或放电性形式表现出来。进水受潮也是一种内部潜伏性故障，除早期发现，否则最终也会发展成放电性故障，甚至造成事故。,（三）故障类型,过热性故障：,是由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。其特征气体是甲烷、乙烯，二者一般占总烃的80%以上。且随故障点温度的升高，乙烯比例增加，如高温过热，乙烯占总烃的比例平均值62.5%，甲烷只有27.3%。其次是乙烷和氢气。乙烷一般不超总烃的20%，氢气含量与热源温度关系密切，高、中温时，氢气占氢烃的27%以下，而低温过热时，氢气与氢烃之比高于27%-30%。,一般过热性故障，不产生乙炔。严重时产生微量，最大不超总烃的6%。,当涉及固体绝缘时，除产生上述气体外，还产生大量的一氧化碳和二氧化碳。,过热故障的原因分析,电路,：,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。,磁路,：,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。,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。,放电性故障,放电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，由于能量密度的不同，分高能，火花，局放等不同类型,高能放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间歇性放电，局放能量密度最低，常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。,电弧放电以线圈匝、层间绝缘击穿多见，其次为引线断裂或分接开关飞弧等故障。这种故障产气急剧，产气量大，尤其是匝、层间绝缘故障，一般无前兆，难以预测，多以突发性事故暴露出来。特征气体为乙炔，氢气，其次是大量的乙烯甲烷。由于发展速度快，来不及溶于油中就释放到气体继电器内。所以油中气体含量往往与故障点位置，油流速度，故障持续时间有关，乙炔一般占总烃20%-70%,氢气占氢烃的30%-90%，大多数情况下，乙烯大于甲烷。,火花放电，特征气体也是乙炔和氢气为主，因故障能量小，总烃不高，乙炔在总烃中占25%-90%，乙烯20%以下，氢气占氢烃的30%以上。,局放产气的特征；主要依放电能量密度不同而不同，一般烃总量不高，主要成份是氢气其次是甲烷。氢气占氢烃的90%以上，甲烷占总烃90%以上，能量增高也可能出现乙炔，但占总烃之比小于2%，可依此区分局放和其它放电故障。,无论何种放电，只要有固体绝缘介入，就会产生一氧化碳和二氧化碳,受潮,当变压器进水受潮，油中水分和含湿杂质容易形成“小桥”，或绝缘中有气隙引起局放，产生氢气，水在电场作用下电解也产生大量氢气。,即每克铁产生0.6升氢气，使受潮设备中，氢气在氢、烃中含的比例最高。因正常老化也产生少量甲烷，所以受潮设备中也有甲烷，但比例很少。,局放和受潮；特征气体相同，且两种异常易同时产生，从气体特征难以区分，必要时应测局放和微水。,局部放电产生的原因,局部放电是一种,低能量的放电,，,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。,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。,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。,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。,金属部件或导电体之间的接触不良而引起的放电。,火花放电产生的原因,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,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,分接开关拨又电位悬浮而引起的放电；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,操作过电压、过负荷、外部多次短路等引起的匝层间放电。,（四）故障识别,特征气体法,三比值法,关于,CO,和,CO,2,判据,关于H,2,的产气率,O,2,/N,2,比值的变化,关于放电特征气体C,2,H,2,(1)特征气体法,绝缘油的分解,固体绝缘材料的分解,在油纸绝缘系统中，不同故障类型产 生的主要特征气体和次要特征气体,充油电气设备的故障分类,绝缘油的分解,化学热力动力学,热力学-解决能否反应，,动力学-解决反应速度,油：,碳链的断裂低分子烃类,C_CCC,键能的升级：,过热温度 烷烯炔炭渣 随能量而增,固体绝缘材料的分解,纸、层压板或木块等纤维素绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的,C-O,键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的,C-H,键要弱，即使没有达到故障温度，键也能被打开。聚合物裂解的有效温度高于,105,，在,150,以上，纤维素结构中的化学结合水开始被脱除，有去,H,2,反应。部分氢气与油中氧化合或水，导致进一步水解。完全裂解和碳化的温度高于,300,，在生成水的同时生成大量的,CO,、,CO,2,和糠醛等呋喃化合物，大量烃类气体是伴随高温下油分解而产生的。,在油纸绝缘系统中，不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表3。,TPRI,充油电气设备的故障分类,过热故障,电故障,过热故障：,单独油裂解产生的气体包括乙烯和甲烷，少量的氢和乙烷；如故障温度不高，则氢、甲烷、乙烷较多；假如故障严重，或包括电场的作用效应，也会生成痕量的乙炔。主要气体是乙烯，其数量可占总可燃气的,60%,以上。用总可燃气体（包括,H,2,、,CO,和总烃）含量的增长判断故障，在国外使用较多，反映涉及固体绝缘的过热性故障较明显。,固体绝缘过热会生成大量的一氧化碳和二氧化碳，过热纤维素逐步碳化的结果，则对油作用温度升高，会生成碳氢化合物，如乙烯、甲烷。在总可燃气体中主要气体是一氧化碳，其数量可占总可燃气的,90%,以上。,电故障：,低能量放电产生氢、甲烷和少量的乙烯和乙炔。当涉及到固体纤维素绝缘时也可产生一氧化碳和少量二氧化碳。主要气体是氢气，其数量可占总可燃气的,85%,以上。,在高能量的电弧放电时产生大量的氢气和乙炔，以及相当数量的甲烷和乙烯，假如故障涉及到固体绝缘，可生成一氧化碳和二氧化碳，纸和油可能被碳化。主要气体是乙炔，其数量可占总可燃气的,30%,，同时有相当数量的氢气。,（2）,三比值法,导则推荐改良的,三比值,法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的,主要方法,。改良三比值法是用三对比值以不同的编码表示，编码规则和故障类型判断方法见表,4,、表,5,。,（3）关于,CO,和,CO,2,判据,色谱导则有关说明,实际上无论哪种油保护方式的变压器，在投运初期,CO,2,/CO,比值都比较小,符合正常老化产气规律,a.,随运行年限增加，油中,CO,、,CO,2,含量均会增加，但产气速率（特别是,CO,）先快后慢，,CO,2,/CO,之比逐渐增大。,b.,变压器的电压等级不同、生产厂家及出厂年代不同，在投运之初的,CO,、,CO,2,浓度相别很大（有的达,5,倍以上），运行后也因油保护措施及密封情况不同，因此不能用同一浓度进行考核。,色谱导则有关说明：,当故障涉及到固体绝缘时，会引起,CO,和,CO,2,的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝缘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,CO,2,含量上，一般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸收的,CO,2,、固体绝缘老化及油的长期氧化形成,CO,和,CO,2,的基值过高造成的。开放式变压器溶解空气的饱和量约为,10%,，因此油中可以含有来自空气中的,300,L/L,的,CO,2,。在密封设备里除残留的空气外，也可能因泄漏而进入油中。这样，油中的,CO,2,浓度将以空气的比率存在。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般,CO,2,/CO7,。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（,200,），,CO,2,/CO,可能,3,，必要时，应从最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到了固体绝缘。,实际上无论哪种油保护方式的变压器，,在投运初期,CO,2,/CO,比值都比较小,。,根据一些地区的统计结果认为：变压器投运,2-3,年后，如,CO,2,/CO2,（隔膜式）或,3,（开放式）则应引起注意。正常情况下，随着运行年数的增加，绝缘材料老化，使,CO,2,的含量逐渐增长，且,CO,2,较易溶解于油中；另一方面在存在过热点的情况下，只要过热的温度不是很高（不超过,200,），,CO,的增长量也不比,CO,2,的增长量大，且,CO,在油中的溶解度小，易逸散。因此，一般情况下，变压器中,CO,2,/CO,比值是随着运行年限的增长而逐渐变大的。,一氧化碳和二氧化碳的产生速率还与固体材料的含水量有关。温度一定，含水量越高，分解出的二氧化碳就越多；反之，分解出的一氧化碳就越多。因而，固体材料含水量不同时，,CO,2,/CO,值也有差异。这也是一些密封性能较好的新投运变压器,CO,2,/CO,值较小的原因。因此，在判断固体材料热分解时，应结合一氧化碳和二氧化碳与投运时间相关的绝对值、,CO,2,/CO,比值，在运行期间的产气率与同类变压器相比的上升规律（产气速率不一定超过导则规定的注意值）是否正常，以及绝缘的湿度情况，进行判断。,正常老化产气规律：,a.,随运行年限增加，油中,CO,、,CO,2,含量均会增加，但产气速率（特别是,CO,）先快后慢，,CO,2,/CO,之比逐渐增大。,b.,变压器的电压等级不同、生产厂家及出厂年代不同，在投运之初的,CO,、,CO,2,浓度相别很大（有的达,5,倍以上），运行后也因油保护措施及密封情况不同，因此不能用同一浓度进行考核。,(4),关于,H,2,的产气率,H,2,是放电性故障中的主要成分之一，但在过热性故障时也会产生，因此用它区别故障性质，其特征性不很强，但它也可能是一种,故障信息,。在取油时氢气最容易散逸，加之分析过程中有些仪器对氢的反映不敏感，均会引起氢气测试结果的分散性，利用半透膜的油中氢气探测器，可以避免这些误差。当色谱分析到单独氢的含量相对较高，或发现其与其他气体含量有非同步的增长时，分析是否下列因素所致。例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气；新的不锈钢可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中溶解有氧时，油箱内部某些油漆（醇酸树脂），在不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。因此在气体监测过程中，是有可能作排除故障判断的，在氢气产气率超过注意值时，监视中应考虑到多方面的因素。,较新研究证明，铁心叠片间的油膜，由于受过励磁引起的铁芯高温（,130,以上），油膜内的油在铁芯片表面催化作用下，会分解出,H,2,。但经过一段时间后，,H,2,含量趋于稳定，这就是与局部放电引起,H,2,不断增长的,区别,之处。,（5）O,2,/N,2,比值的变化,O,2,和,N,2,的含量，通常认为在判断时作用不大，在报告中也不显示。实际它对判断变压器的内部情况是,有作用的,。,色谱导则说明，一般在油中都溶解有O,2,和N,2,，这是因开,放式变压器通过呼吸器直接与空气接触，密封设备因油中残存或通过泄漏的结果。在变压器油中，反映空气的组成，考虑到O,2,和N,2,的不同溶解度，其O,2,和N,2,的比值有可能接近0.5。运行中由于油的氧化或纸的老化，比值可能降低，油温和油的保护系统也可影响这个比值。但当,O,2,/N,2,0.3,时，一般认为是,氧被极度消耗,的迹象。当内部存在故障时，随着故障的严重化，高浓度的故障特征气体还会将油中的部分氧置换出来加速氧化，因氧气很难通过油来补充，导致油中氧含量进一步降低。实践证明，故障持续的时间越长，油中总含气量越高，氧的含量就会越低。,（6）,关于放电特征气体,C,2,H,2,乙炔是放电性故障的特征气体。正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，因此普遍认为，当发现乙炔从无（与仪器最小检知量有关）到有时，就应引起重视，进行跟踪。规程中规定,500kV,变压器乙炔的注意值为,1,L/L,，是希望及早引起注意的观点。至于在乙炔更小或没有反映的情况下就发生了事故的事例是存在的，色谱监视对此类故障也无能为力。对于产气率也是一样，色谱导则推荐的产气速率是根据,IEC,提出的。计算乙炔的产气速率，是在于了解放电能量的大小及变化，便于掌握故障发展速度和分析可能产生放电的部位。在变压器的放电性故障中，显示出故障危险程度的乙炔含量，差别是很大的。,（,三（,三）,油中气体分析判断应排除外界因素影响,准备投运的变压器，应使油中气体含量越小越好,变压器故障检修,冷却系统的油泵电机故障,有载调压开关的小油箱中油向变压器内渗漏,*,（四）气体继电器集气后游离气体与油中气体的平衡判据,-所有故障的产气率均与故障的能量释放密切相关，大致可分以下三种情况,：,能量较低的故障,能量相对较大的故障,高能量的电弧性放电故障,（1）能量较低的故障（如低温热点、局部放电等），气体释放缓慢，所生成的气体大部分溶于油中，只有当油中气体含量超过饱和溶解度时，才会慢慢地聚集于气体继电器中，油中及继电器中的不同组分气体浓度基本处于平衡状态。,（2）,故障能量相对较大（如铁心多点接地），故障气体释放较快，当产气速率大于溶解速率时，可能形成气泡。气泡在上升过程中部分溶解于油中，同时置换出油中部分原有的气体，使故障气体的组分和含量发生变化，最终积集于气体继电器中。,（3）对于高能量的电弧性放电故障，瞬间生成的大量气体迅速上升，随着油流冲动，继电器将报警和作用跳闸，或者故障能量虽不十分大，但故障部位离气体继电器较近。上升的气泡几乎没有机会与油中气体进行交换，因而油中和继电器中的气体不可能达到平衡。,（五）故障进一步诊断途径,油中气体分析既是定期试验项目，又是检查性（如瓦斯继电器动作或外部短路后等）试验项目，但一旦发现有异常时，很难作进一步确诊。为了查明是否存在故障、故障的部位及严重程度，有利于从安全性和经济性考虑，确定处理方法（如是否需要立即停运），以便为检修提供更详细可靠的依据，为此就要进行其他相应项目的试验。预试规程提出了当油中气体分析判断有异常时，可提供选择的,14,个项目。为了查明究竟是哪一种故障，就需要作绕组直流电阻、铁芯接地电流、铁芯对地绝缘电阻甚至空载试验（有时还要作单相空载试验）、负载试验等。有时为了判明究竟是磁路或导电回路中的问题，还作长期的空载运行或短路法的负载运行。造成放电性故障的原因有：处于电场集中处的局部放电，某些该接地而未接地的金属部件上的悬浮电位放电，变压器受潮等原因引起围屏或撑条上正在发展中的树枝状放电，以及油流静电放电等。也可能把潜油泵的故障以及有载分接开关小油箱漏油，误认为内部有放电性故障。为此，根据可能的严重程度，就要进行局部放电试验，超声波探测局部放电，检查潜油泵以及有载分接小油箱等。这些检查性试验，并非一次全部要作，而是根据追踪分析的需要，选择某些项目，可以证实或排除某种故障的可能性，达到尽可能确切地查出故障原因及部位的目的。,利用油中气体分析判断故障也有其局限性，不仅是对一些突发性故障难以发现，也有一些缓慢发展的故障，如绝缘受潮但未引起油纸绝缘在电、热作用下分解、有些故障原因未与流动的油直接接触而得不到反映，因此还需要其他一些试验相配合，预试规程中提出了十四项有关项目。,预试规程提出了当油中气体分析判断有异常时，可提供选择的,14,个项目,1 油中气体色谱分析,2,直流电阻测量,3,绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数,4 绕组的介质损耗因数（tg）,5 交流耐压试验 6 铁心绝缘,7 油中含水量和绝缘纸含水量,8 油中含气量 9 局部放电测量,10 有载调压装置的试验和检查,11油中糠醛含量测量和绝缘纸（板）聚合度,12变压器出口短路后测试绕组变形,（六）综合分析,综上所述，导则所规定的原则是带有指导性的一般规律，因此不能机械地照搬照用。通常设备内部故障的形式和发展总是比较复杂的，往往与多种因素有关，这就需要全面地进行分析。首先要根据历史情况和设备的特点以及等因素，确定所分析的气体是来自外部还是内部。所谓外部原因，包括冷却系统的潜油泵故障，油箱带油补焊，油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。如果排除了外部的可能性，在分析内部故障时，要进行综合分析。例如绝缘预防性试验结果和检修的历史档案。设备当时的运行情况（温升，过负荷，过励磁，过电压等），设备的结构特点，制造厂同类型产品有无故障先例，设计和工艺有无缺点等。,*,根据油中溶解气体分析结果对设备进行诊断时，还应从安全和经济两方面考虑。对于某些热故障，一般不应盲目地建议吊罩、吊芯，进行内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其它措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓和或控制其发展。事实上，有些热故障即使吊罩、吊芯也难以找到故障源。对于这一类设备。应采取临时对策来限制故障的发展，只要油中热解气体未达到饱和，即使不吊罩、吊芯修理，也有可能安全运行一段时间，以便考虑进一步的处理方案。这样，既能避免热性损坏又避免了人力物力的浪费。,谢谢！,