气体变压器(精选8篇)
气体变压器 篇1
电力变压器不仅是电力系统最重要、最昂贵的设备, 也是导致电力系统事故最多的设备之一。变压器在发生突发性故障之前, 绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压的作用下, 将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。变压器作为电力系统的枢纽设备, 其运行可靠性直接影响电力系统的安全运行。为保证电力系统的稳定, 必须加强对电力变压器绝缘的监测和诊断。因此, 国内外不仅定期做以预防性试验为基础的预防性维护, 而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略, 以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷。电力变压器绝缘油中气体的含量也是确定变压器运行状态的参数[1]。变压器在线智能诊断设备能够自动采集、分析绝缘油中气体的含量并得出故障原因, 提供解决方案, 使用户及时解决变压器中存在的隐患, 防止事故的发生。该文主要对绝缘油中气体测试进行详细阐述。
1 变压器绝缘油中气体的监测
对于大型电力变压器, 目前几乎都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 (纸和纸板等) 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异常的特征量。定时在线检测运行中的变压器油中气体的浓度, 并根据浓度值进行数值分析, 按专家系统软件进行故障判断, 克服了常规的离线的变压器油色谱分析方法操作复杂、检测周期长、检测人为误差大的缺点, 能长期跟踪变压器的运行情况, 可及时、准确地反映电力变压器存在的潜伏性故障, 以利于运行部门对变压器的维护、保养作出正确判断, 提高变压器的运行可靠性, 对电力变压器的保护具有重要的现实意义。
2 变压器绝缘油中气体的产生
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, 在正常运行状态下, 由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质, 分解出极少量的气体 (主要有氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等) , 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[2]。因此, 在设备运行过程中, 定期测量溶解于油中的气体组成成分和含量, 对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障具有非常重要的意义。变压器内部故障方式主要是机械性、热性和电性3种类型, 而又以后2种为主, 且机械性故障常以热性或电性故障形式表现出来。
2.1 热性故障
热性故障是由于热应力所造成的绝缘加速劣化, 具有中等水平的能量密度。若热应力只引起热源处绝缘油分解时, 所产生的特征气体主要是CH4、C2H4。二者的含量占总烃的80%, 且随着故障点温度的不断升高, C2H4所占比例将逐渐增加。
2.2 电性故障
在高的电应力作用下造成的绝缘劣化, 按能量密度不同分为不同故障类型: (1) 电弧放电。以线圈匝、层间击穿为主, 其次是引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障模式。其特点是产气急剧、产气量大, 尤其是匝、层间绝缘故障, 因无先兆现象, 一般难以预测, 最终以突发性事故暴露出来[3]。故障特征气体主要是C2H2、H2, 其次是大量C2H4、CH4。 (2) 火花放电。常发生在以下情况:引线或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电;引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良, 而引起放电;分接开关拨叉电位悬浮而引起放电。特征气体以C2H2、H2为主, 因故障能量小, 一般总烃含量不高。 (3) 局部放电。随放电能量密度不同而异, 一般总烃含量不高, 主要成分是H2, 其次是CH4, 通常H2占氢烃的90%以上, CH4占总烃的90%以上。放电能量密度增高时也可出现C2H2, 但在总烃中所占比例一般小于2%, 这是和上述2种放电现象区别的主要标志。无论哪种放电类型, 只要有固体绝缘介入时, 就都会产生CO、CO2。
3 气体在线监测装置工作原理
变压器油中溶解气体的在线监测是油色谱分析技术的补充和发展, 其采用的气体传感器为加拿大的Hydran Ti201 (专门测量可燃性气体) , 其工作原理如下: (1) 取气方法:采用高分子膜 (聚四氟乙烯膜) 取气。高分子膜的渗透机理是按溶解—扩散过程进行的。当装有到分子膜的气室安装在一个盛有变压器油的密封容器上, 则油中的待测气体分子就会自动渗透到膜的另一侧气室中, 同时已渗透过去的自由气体也会向油中扩散。由于膜两侧的气体浓度不同。在一定的温度下, 经过一定时间后, 正、反2个方向的扩散速度达到相等, 即达到动态平衡, 气室中的气体浓度就保持不变, 由于气体渗透平衡需要一段时间, 故传感器的相应速度越快越好, Hydran Ti201的响应时间为10 min。 (2) 采用的检测器:采用燃料电池型, 一种将贮存在燃料和氧化剂中的化学能直接转化为电能的发电装置。在测试油中溶解H2上的应用是基于作为燃料的氢与氧发生氧化还原反应的同时, 燃料电池输出正比于H2浓度的电流, 通过电流—电压转换成2~10 V的电压信号。测试精度为10%[4]。
IDD每小时记录1次气体在线监测器所报告的气体浓度。由于监测器仅测量绝缘油中的气体浓度, 因而需要IDD分析在确定变化率之前, 将可能从绝缘流体中逃逸的气体部分补充到测量结果内。计算气体生成总量的算法取决于油浸式系统。在气体总量确定之后, IDD Hydrogen将分别计算4个周期的变化率, 即1 d (短周期) 、3 d (中周期) 和2个较长周期30、300 d。4个周期的变化率将同各种阈值进行比较。阈值的确定基于变压器中的气体水平、变化率的计算周期以及数据的不确定性[5]。当变化率超出这些限值时, 将发出警报。
摘要:阐述了变压器绝缘油中气体的监测, 介绍了变压器不同内部故障所产生的特征气体和气体在线监测装置工作原理, 以为用户及时解决变压器内的潜伏性故障提供参考。
关键词:变压器,绝缘油,气体在线监测
参考文献
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[3]孙才新, 陈伟根, 李俭, 等.电气设备油中溶解气体在线监测与故障诊断技术[M].北京:科学出版社, 2003.
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[5]安雷.论变电站综合自动化[J].中国科技博览, 2010 (15) :96.
气体变压器 篇2
Zan Liu and William H.Green* 化学工程学系,麻省理工学院,77马萨诸塞大道,66-352室,坎布里奇,马萨诸塞州,美国
摘要:使用初湿含浸法制备了一种含有氧化镁的用于温室气体CO2的新型吸附剂。使用特制的高压微量天平系统和热重分析仪得到了可逆吸附等温线,循环稳定,吸附速率。实验数据表明在180−240°C的温度范围至少84个吸附周期内,该吸附剂具有相当大的可再生的吸附容量,较低的吸附热和稳定的工作能力。在此温度范围内新型吸附剂的性能优于合成水滑石和K2CO3改性水滑石。因此该吸附剂在吸附CO2方面有很好的应用前景。
1.引言:
CO2 气体过量排放引起全球气候变暖的观点已经被越来越多的人接受1。在所有的能源中,化石燃料产生的CO2 排放量是最大的2。与此同时,煤是最廉价易得的燃料3。因此,在可预见的未来,煤依然是主要的能源,在发展中国家更是如此。面对这种困境,新技术应该有更高的能源利用率和更少的CO2 排放量。目前,伴有碳捕获分离的整体煤气化联合循环发电系统是实现这一目标最可行的方法4。
几种可用的都基于一个相同的前提。煤在高温高压下与蒸汽和空气分离单元提供的氧一起气化5。产生的气体在一个气液反应器中变为H2/CO2 混合气体。混合气体随后冷却,脱除硫,悬浮粒子和CO2,然后再一个气体涡轮发动机中燃烧完成能量转换,废气中的一部分热能被一个热能再利用系统用于驱动一个蒸汽涡轮,产生额外的能量。与传统的煤粉加工相比,整体煤气化联合循环发电系统有两个重要的特征6。首先,因为联合循环,整体煤气化联合循环发电系统可以得到跟高的能量效率。其次,反应器中的气流有更高的压力,有利于硫,汞,氮氧化合物,微粒物质和CO2,使得尾气处理跟便宜。
目前,最先进的CO2 捕获过程包括用物理或化学溶剂洗涤气流,比如单乙醇胺,低温甲醇洗,赛列克索法。这些吸收过程都要走温度较低的环境下进行。所以来自液气转换器的气流必须充分冷却,产生大量的能耗6,7。
与传统CO2补集方法相比,新技术消耗更少的能量,产生更少的操作费用,因而更有前景。先前的研究8,9已经对H2 渗透膜10,11,CO2 渗透膜12,变压吸附13等高温度下的CO2 分离过程,寻找提高吸附效率的方法。而我们最近的研究14对之前的工作进行了扩展,比较了用于伴有碳捕获分离的整体煤气化联合循环发电系统模型。结构表面,对于温度较高的气体(200—300 ℃),变压吸附比其他方法更有效。
广泛用于石油和化工行业的变压吸附15,有很多显著的优势,比如较低的能量要求,较低的费用,易于使用。尽管有这些优势,只有少量与200—300 ℃下可再生吸附CO2 的文章发表。为了在要求的温度范围内适用,吸附剂需要维持可再生能力,较快的吸附速度,较低的吸附热。已经工业化的吸附剂例如活性炭,沸石和氧化铝等在高于150 ℃便丧失了他们对CO2的吸附能力。超级活性炭16在220 ℃还具有对CO2 的吸附能力,但它对CO2/N2 的选择性很低。我们同样对通过掺杂阳离子获得的碱性沸石17,18进行了测试,他对极性气体比如SO2 和水蒸气的吸附性能较差。
图1 高压微平衡图
文献还研究了一些无机材料在较高温度条件下对碳的捕集能力,比如氧化钙19,20,锆酸锂21,硅酸锂22,23,钠基吸附剂24,滑石类复合材料25,26,双盐吸附剂27等。氧化钙在700℃下仍能保持较高的吸附容量,但却有着糟糕的再生能力,较低的吸附速率,和极高的热量要求。锂基材料在450—550℃仍然能够捕集CO2,但是他们的吸附速率也较低。钠基材料在200—400℃范围内展现了良好的吸附性能,但该材料在700℃下才能再生,所以并不适合变压吸附。两性盐吸附剂在高温下有较高的吸附容量,但再生很困难28。在这些无机材料中,HTls是最有前景的CO2 捕集剂,有大量关于这方面的研究。然而,HTls的工作温度没无法满足我们的要求29,30。最近,美国国家能源科技实验室研究了一种氢氧化镁基吸附剂31,该吸附剂在200—300℃有较大的吸附容积,可以在375℃再生。然而,通过热处理进行再生依然无法满足我们的需求。此外,该吸附剂的穿透曲线显示其吸附速率较低,这可能与该吸附剂较低的比表面积有关。
我们的目标是找到一种在较高温度下仍然有很好再生能力,较低吸附热,较高吸附速率的吸附剂。该吸附剂在最初的润湿浸渍后,表现出了较高的比表面积和适宜的孔径分布,有利于CO2的迅速吸附。我们实验室构建了一个高压微平衡系统去表针吸附剂的性能。通过对其吸附容积,循环再生能力,吸附速率的细致研究,并与HTls做比较,我们证明该吸附剂在变压吸附温度较高的CO2方面很有前景。
2.实验部分
2.1吸附剂的合成
吸附剂通过润湿浸渍法制得,该方法被广泛用于制备多相催化剂。为了获得最佳性能,不同的镁前驱体(硝酸盐,柠檬酸盐,草酸盐,醋酸盐)被测试和比较。硝酸盐最终被选为前驱体。对几个关键的制备条件,比如前驱体浓度,支撑材料,煅烧温度,煅烧时间我们同样进行了研究,已获得最佳制备过程。最终的浸渍过程如下:活性炭在80℃下干燥一夜。接着,与室温下逐滴加入3.8M的Mg(NO3)2实现MgO的负载。将所制得的材料在敞开体系中干燥12h,然后在炉子中与100℃加热12h。该材料最后与马沸炉中在500℃下在纯氮气煅烧3h。
2.2 产物的表征
由镁前驱体制备的吸附剂通过一个热重分析仪进行热重分析。风干后的材料置于热重分析系统的铂片上。以4℃/min的速率在N2氛围下由25升温到750℃,N2通气速率为90sccm。我们使用一台 JEOL JSM 6060扫描电子显微镜研究其表面形态和微观结构。
吸附剂的表面积和孔径分布在77K用一台粉体 ASAP 2020 仪器通过N2吸附解吸附等温线表征。煅烧后的材料首先在200℃真空脱气。然后转移到液氮内进行吸附解吸附分析。
我们使用BET模型计算其表面积和平均孔径。孔径分布和孔容在170到300nm,通过BJH模型得到。2.3 CO2吸附
吸附剂的吸附容积和循环稳定性通过一个高压微平衡和热重分析仪测量。测量方法如下:10-20mg吸附剂置于铂样品盘。使用一个定制的加热器加热到实验所需温度,保持温度稳定在±0.2℃。首先,以100sccm的速率通入纯氦气。当热重信号稳定后,记下初始质量m1。然后,以300sccm的速率通入纯CO2至左测试箱,右测试箱仍然通入纯He。反应箱的压力通过一个反压力控制器控制。当达到所需压力后,称重记为m2。质量变化记为Δmmeasured。需要注意的是这里的质量变化不是实际的吸附量,还需要进行修正,我们在2.4部分讨论。
等温线用我们之前提到的方法测量,即随着CO2的压力由3atm上升到16atm,记录质量的变化。
吸附能力有两个不同的形式:可再生吸附和不可再生吸附。为了区分这两种不同的形式,我们使用了如下的方法:首先在一个特定温度下测量出包括可再生吸附和不可再生吸附的总等温线。然后,将整个反应器在真空下与同样温度保持24h.再次测量等温线。第二次测量得到为可再生吸附的等温线。用总的吸附等温线减去可再生等温线得到不可再生等温线。
为了测量吸附再生的循环稳定性,定量的吸附剂置于测试器的铂碟上,于200℃、13atm持续吸附CO230min。保持温度不变,循环吸附再生84次。
吸附容量同样通过热重分析测量。一个10-20mg的样品被置于铂碟上。在N2气氛下,用内置加热器加热到所需温度。当温度压力稳定后,一个内置的自动控制开关将N2换为CO2。CO2的压力始终保持在1atm.2.4 浮力校正
正如我们在先前的部分所提到,由于不可忽视的浮力的影响Δmmeasured并不是实际吸附量。为了获得实际的吸附量,我们还需获得如下两个量:
第二个参数,Δmbuoyancy-pan是浮力对于高压下样品盘和平衡盘的不平衡的贡献。为了修正这个效应,我们做了一个控制实验,即如上一小节所述,使用没有吸附剂的空样品盘进行重复试验。得到了在不同压力的一系列的重量校正数据。
第三参数,Δmbuoyancy-sample,来自样品的浮力的贡献,可以ρCO2 Vexcluded计算。排除体积,Vexcluded,从由吸附剂的真实密度计算。真实密度的测量在2.5节描述。
2.5 吸附剂的氦气密度
吸着剂的氦密度通过高压微量天平测量,图1所示。最初,一个空盘放置在反应室。氦气被引入整个反应室,温度维持在200°C。在压力2、14,和24 atm的重量记录为数据M1。然后,排空反应室,给定干吸着剂被加载到盘内。在同样的压力重复试验过程得到数据M2。质量的变化Δm与压力和氦气密度有关,通过如下方程计算32 结果与讨论
3.1 材料表征
该材料一个典型的热重曲线如图2所示。该材料吸附分为三个过程。第一个过程为80到120°C有一个宽峰表明吸附剂水分被脱除。大多数水分在达到180°就已经被脱除。第二个过程为180到450°C显示了强烈的吸热峰这与硝酸镁分解为氧化镁相对应。第三个过程(> 450°C)没有显著峰值, 微小的重量变化可能与碳质量减轻有关。最终选定煅烧温度为500°C,因为该温度下不会出现烧结而硝酸镁能完全分解。
图2 吸附剂的热重分析图
氦气密度。真实密度在测量高温下吸附容积时很有用。其详细的测量过程如前所述。最近研究33表明,真实密度取决于测试温度。我们选择较高温度(200°C)确保没有氦被吸附。
基于等式2和3,吸附剂的氦气密度的确定为1.25克/厘米3 ,略小于活性炭报道值(1.5−2.2 g / 厘米3)。这可能是由于毛孔渗后关闭,这使得某些内部毛孔不能氦气接触,从而导致较小的真密度。另一点值得注意的是,氦分子比试验气体
二氧化碳小。一些孔氦分子能进入而二氧化碳分子无法进入,从而导致对排除体积的低估。这将导致对吸着剂容量的估计略显保守。
BET测试:材料的表面积和孔容通过77K下吸附剂及其支撑材料的氮气吸附解吸附等温线得到。两种材料都表现出典型的IV等温线34,这种类型的等温线在介孔的工业吸附剂中是非常常见的。
滞回线的分析表明,样本进行初期的湿润后,高相对压力并没有对吸附造成限制,这是H3特征滞回线,对应层状的粒子聚集形成狭缝形状的孔34。一般来说,通过BET测量得到多孔结构模型,在浸渍和后续热处理仍然能够维持,尽管会出现表面积的减小。
吸附剂和支撑材料的形态学特征见表1。正如我们所预料的,样品的热处理减小了他们的比表面积和介孔容积。然而,平均孔径并没有明显的改变。这确保孔隙大小不会限制随后对二氧化碳吸附的研究。3.2吸附等温线
图3 吸附剂和支撑材料在77K的N2吸附解吸附试验
图3 吸附剂和支撑材料的孔径分布
首先获得包含可逆吸附和不可逆吸附的总的等温线,然后将样品转移到真空中,再次测量得到CO2的可逆吸附等温线。不可逆吸附由不同压力下的总吸附量与可逆吸附量 的差值得到。不同温度下的可逆吸附和不可逆吸附能力如表2所示。
表1 吸附剂和支撑材料的形态学数据
表2 在不同的温度和压力的吸附能力
考虑到温度的影响,很明显随着温度的上升吸附能力下降,因为高温使吸附平衡发生了变化。可逆吸附能力与CO2压力有很大关系,这种趋势可以被一个经验等温线模型反映。不可逆吸附在低压下仍然有较大的值,压力的减小也不能减小不可逆吸附。不可逆吸附在低压下甚至达到了饱和,表明不可逆吸附是由很强的化学反应引起的,这与可逆吸附的反应模型有很大差异。
最近关于氧化镁的研究35试着用不同的吸附模型来研究不可逆吸附。该研究利用热重分析和FTIR,表明当吸附剂被暴露于CO2中时氧化物表面会形成出不同的表面类型。碳酸氢盐通过表面氢键官能团和CO2之间的反应形成。然而,形成于不同氧原子表面的碳酸盐表现出了不同的协调度,出现了单齿,二齿,螯合桥接碳酸盐。
Leon等人的FTIR研究表明桥接双齿碳酸盐在50℃消失了,螯合双齿碳酸盐和碳酸氢盐在100到200℃消失了。然而,一部分单齿碳酸盐在400℃仍能存在。这表明最强的点符合单齿模型,主要是不可逆吸附。然而,该模型对主要由较弱的点控制的不可逆吸附是不适用的。
只有可逆吸附对表压吸附性能有帮助。在高压力微平衡下测得四个温度的可逆吸附等温线,并对其浮力影响的校正。随温度而变的吸附经验模型
一个典型的等温线被用来拟合等温线数据,其中a= 5.013³10−3mmol/(g²bar),b= 1.753³103K,c= 1.268³10−3bar−1, and d= 1.802³103K。如图5所示,该模型能描述温度变化的影响。参数b和参数d的微小差异,表明没有相邻的被吸附分子发生交联作用。
假设一个氧化镁晶格捕获一个CO2分子,吸附剂表明已经完全被氧化镁覆盖,则最大单层容量大约为5 mmol/g,基于等式
其中,a为氧化镁的晶格常数,SBET为吸附剂的表面积,NA为阿伏加德罗氏数。通过吸附模型(公式4),计算得到最大容积为a/c = 3.95 mmol/g。这两个值如此接近,表明主要是表面吸附,而不是体积环境和多层吸附,大多数但并不是所有的氧化镁表面可逆吸附做出了贡献。
在文献36-38中,吸附热被严格的推倒
一旦由温度决定的等温吸附线确定了,吸附热可以通过一个与该等式衍生的等温线模型确定
其中n0i是容积。吸附剂的吸附热如图6所示,这与氧化镁表面的数据相一致35。14kJ/mol的值与氢氧化镁与CO2的反应焓(19.6 kJ/mol)31很接近。这与可逆吸附是由表面氢键和CO2可逆反应35引起的假设相一致。
图6 基于公式6计算的吸附热
3.3 再生性能
正如引言所强调的,对于一个适用于变压吸附过程的吸附剂,再生性能是一个关键的属性。为研究吸附可逆性,在高压微量天平进行一个84周期循环测试。温度维持在200°C。吸附过程为压力为13atm,而解吸附过程为1atm。
我们可以观察到(图7)第一个周期的容积是很大的,这是可逆吸附和不可逆吸附共同作用引起的。在经历几个周期后,容积明显减小。大约30%的容积无法通过压力变化实现再生,如同我们在前面的章节所讨论的。吸附剂只能在高温(450℃)下实现完全再生。
在第一个周期时,吸附剂的容积大约保持在1.4mmol/g。根据一个对于氧化镁表面的研究,在200℃的可逆吸附是因为表面螯合双齿碳酸盐和碳酸氢盐的形成,即不可逆吸附是由于单齿碳酸盐的形成。表面积的减小可能同样对容积减小有影响。
新吸附剂的容积明显小于广泛报道的活性炭和沸石的值。然而,这些吸附剂都用于较低温度下,而在较低温度下,多层吸附对高容积贡献很大。氧化钙和锂材料在高温下有很大的容积,但是在这时候,吸附是由于发生了本体反应。这种吸附模式的缺点是本体反应造成极低的吸附速率和固体内的物质扩散。而吸附剂明显是依靠表面反应捕集CO2,可以被视为伪单层吸附。考虑到吸附剂温和的吸附表面,这个数据是合理可信的。3.4 吸附速率
吸附速率是选择吸附剂的另一个关键因素。为了适用于变压吸附,吸附剂必须有较高的吸附速率,以降低整个吸附周期的时间。
图7 吸附剂在200℃的循环稳定性
图8和图9表明,新吸附剂只需不到1分钟就能达到饱和值。吸附容积随着温度的上升逐渐降低,即吸附速率与温度关系不大。在较高温度下,吸附速率可以较快达到最大值,但不同温度间没有明显变化。
图8 CO2气氛下吸附剂在1atm下不同温度的热重分析图
与已经工业化的变压吸附吸附剂比如活性炭和沸石相比较,新吸附剂的吸附速率还比较低。这是因为那些吸附剂主要工作在较低的温度条件下,主要靠纯的物理交联捕集CO2。然而,新吸附剂主要是通过表面化学反应,所以出现相对较低的吸附速率是可以理解的。
图9 在1atmCO2下吸附剂在不同温度下的吸附速率 值得注意的是较低的吸附速率是高温吸附剂普遍存在的缺点,因为其吸附是通过化学反应,表面或内部而不是有着较低能量壁垒的弱的物理交联。像氧化钙和锂基材料捕集CO2是靠的本体反应。吸附速率只能通过降低工作温度和掺杂提高体积相质量传递来提高。然而,这种吸附模式的缺点是本体反应通常会导致晶体结构的变化。吸附剂需要较高的温度来再生,这会导致吸附容积的减小。我们的新吸附剂是通过表面反应来捕集CO2。正如我们之前提到的表面吸附更温和,再生容积也跟稳定。我们在这里强调,一个拥有较高表面积和较高表面位点结合密度基于较弱的放热表面反应的吸附剂是在200-300℃变压吸附CO2更好的选择。
3.5 与水滑石化合物的比较
水滑石化合物由带正电的水镁石(MgOH-)和水合阴离子组成,最常见的是Mg−Al−CO3,具有堆叠氢氧化镁[Mg(OH)2] 氢氧化物层一些八面体座 的二价阳离子(Mg2+)被三价阳离子(Al3+)替代。水滑石化合物通常在高压蒸汽下用K2CO3 去提高其性能。这两种材料在煅烧后被广泛用于高温下39,40(350−500°C)CO2捕集。这里,我们用新吸附剂与这些材料做对比。
通过TGA比较200℃一个大气压下可逆性和动力学表现。如图10所示,所有材料在第一个周期都表现出较大的容积,但是水滑石化合物在第一个周期后出现了急剧的下降,表明该温度下主要是不可逆吸附。水滑石化合物的容积在10个周期内持续下降,然而MgO/C吸附剂保持了较大的可再生容积。我们同样比较了三种吸附剂的吸附速率。如图11所示,在200℃MgO/C有比水滑石化合物更高的吸附速率。这些比较表明MgO/C更适合作为加热后的CO2捕集剂。值得注意的是MgO/C只在200℃左右有优势。而在更高的温度(400℃)下,对比表明水滑石化合物有更大的可再生容积,这也是为什么水滑石化合物被用于较高温度下捕集CO2的原因。然而对于中温的CO2捕集,相比水滑石化合物,MgO/C表现出更好点的再生容积和吸附速率。
图10 200℃,1atm下CO2的循环性能比较
图11 200℃,1atm下CO2的吸附速率比较 结论
用始润浸渍法制备了一个包含氧化镁支撑材料的新的CO2变压吸附剂。新吸附材料在180-240℃展现了很大的再生吸附容积。在200℃高压力微平衡系统下进行了循环试验,至少在84个周期内吸附剂保持了良好的稳定性。此外,在该温度范围内,新吸附剂新吸附剂有比合成水滑石化合物和K2CO3改性的合成水滑石化合物。这些结果表明该材料在变压吸附捕集CO2方面很有前景。
相关内容
支撑材料
包括关于该吸附剂的SEM图,在水蒸气氛CO2吸附性能和高温下的吸附剂对比。该材料可以免费在网站 http://pubs.acs.org获得。
作者信息
通信作者
*E-mail: whgreen@mit.edu.致谢
我们特别感谢英国石油公司的财政支持。感谢Prof.Yuriy Roman和Dr.Herui Dou提供了关键的设备。感谢 Dr.David J.Couling和Dr.Krishna Sharma很有帮助的建议。我们同样十分感谢 麻省理工学院纳米技术研究所的 Ms.Amy Tatem在BET测量上给我们的帮助。
参考文献:
变压器中溶解气体分析与故障诊断 篇3
关键词:实例分析,诊断结果,变压器,故障类型,油中溶解气体
0 引言
作为当代电力系统的重要研究对象———电力设备的故障诊断,变压器在电力系统运行中起着不可或缺的作用,它主要是作为电力系统正常运行的纽带,而无论在中国还是在外国,电力变压器的故障诊断技术一直是研究学家不容忽视的重要课题。随着科学技术的发展,电力技术也在不断进步,在这期间,很多电力变压器的故障诊断方法层出不穷,而这些方法也是各有利弊。而当代大型的电力变压器一般都是采用油浸式故障诊断法,所谓油浸式故障诊断法就是用油来进行散热和绝缘的。具体操作方法如下:在电力变压器的运行过程中,变压器里面的油和其他固体绝缘物体受到热、电等多种元素的影响,会慢慢的分解成C2H2、CO2、H2、CH4、C2H6、CO、C2H4、等气体,而这些气体大部分都可以溶解到油中,变成油中溶解气体,一旦变压器发生故障,这些气体就会加速生成,而变压器发生的哪种故障类型则是由这些油中气体的含量多少和它们的组成成分所体现出来的。早在1952年,Martin等人就研究出了气相色谱法,而在1961年Pugh和Wagner等人把这项技术应用到检测电力变压器故障的诊断上。20世纪七十年代,我国开始把这项技术应用到变压器故障诊断上,并在这期间获得了巨大的成功。
1 油中溶解气体的成分分析
随着变压器使用时间的增长,变压器有可能会在初期产生故障,而这个内部故障的先兆是油中某些可燃性气体,这些可燃性气体可使变压器中油的闪点降低,这样造成了早期的故障。在运行过程中,变压器中的纤维绝缘材料和油受到氧气、水分、热量以及铜和铁等材料催化而被分解和老化,它们所产生的气体速度是相当缓慢的,但是大部分是溶于油中的。一旦变压器内部形成发生故障的条件或者发生故障,它们产气量和产生气体的速率也会发生明显的变化,但是大部分故障出现的初期缺陷都会有所迹象,因此,采用这种方法对变压器进行检测和分析就能及时发现故障。
变压器中的绝缘材料可分解20余种气体,它包含可燃气体和非可燃气体。因此,为了更好的判断出变压器的内部故障,选对气体中的分析对象是很有必要的。而目前国内外对这些气体的分析和选定是不一样的,我国按照DL/722-2000的要求最少对7种气体进行分析和研究,一般拿出8种或者9种气体来进行分析和研究。造成变压器故障的气体种类分为以下几种:O2、N2、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2。选用这九种气体作为分析对象是有原因的,原因如下:H2主要是了解有没有局部放电或者热源温度;N2主要是了解氮气的饱和程度;CO2主要是了解固体的平均温度或者绝缘老化是否高;O2主要是了解密封和脱气程度的好坏;C2H2主要是了解高温热源或有无放电;CO主要是了解固体绝缘有无热分解;CH4、C2H6、C2H4三种气体主要是了解热源温度的。
2 变压器内部故障类型与油中气体含量的关系
充油电气设备内部故障主要分为三种不同的类型,它们是热、电和机械三种。
热性故障是因为有效热应力所造成的绝缘加速劣化。通过大量的实践表明,当故障点的温度比平时低时,CH4便是油中溶解气体的主要组成部分,随着故障点温度的慢慢升高,产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。但是C2H6气体的不稳定性,在一定的条件下容易分解成C2H6(气态)=C2H4(气态)+H2(气态),这就是为什么变压器油中H2和C2H4总是同时出现和C2H6的含量小于CH4的原因。
电弧放电又叫高能放电。如果变压器内部发生的故障是高能放电故障时,油中溶解的故障气体主要是H2和C2H2,其次是大量的CH4、C2H4。如果在变压器内部发生的是高能放电故障时,H2占氢烃的30%~90%,C2H2占总烃的20%~70%,大部分情况下,CH4低于C2H2,在有关固体绝缘的情况下,油中气体的CO和瓦斯气体含量比较高。当变压器很可能会分接开关切换产生弧光发电或者绕组断路时,那就证明油中特征气体C2H2含量超标或者已经占油中溶解气体的主要成分;当变压器内部存在着电弧放电故障时,说明只有C2H2含量超标并且增长速度比较快,并且油中溶解其他气体并没有发生变化。在变压器内部固体绝缘材料中发生高能放电时,不仅因电弧放电的能量密度高,而且还会产生较多的CO2、CO,由于电场力的作用,会产生大量电子流,固体绝缘材料被这些电子严重的摧毁。另外一种放电方式是火花放电,火花放电则是一种低能量放电,也叫做间隙性放电故障。当变压器内部出现这种低能量放电故障时,油中溶解的气体中特征气体以H2和C2H2为主,一般情况下,总烃含量低,故障能量比较小,但油中溶解的特征气体C2H2在总烃中所占比例高达25%~90%,H2占氢烃总量的30%以上,C2H4含量约占总烃的20%以下。当CH4和H2不断增长时,再生成C2H2,那么很有可能故障由低能放电演变成高能放电故障的危险。
局部放电所产生的特征气体,主要是由放电能量的密度决定的,一般烃总量比较低。它的主要成分是甲烷和氢气。一般情况下氢气占氢烃总量的比值比较高,大概在90%以上,而甲烷比例相对较低。但是当放电能量密度变密时也可能会出现另外一种气体乙炔,但乙炔在烃总量中所占比例较低,一般不超过2%。这一点,也是局部放电与高能放电和火花放电两种放电现象的主要不同。
3 以油中特征气体组分含量为特征量的故障诊断方法
3.1 分析诊断的气体对象
前面我们也提到过,变压器绝缘材料所产生的气体达20余种,包括可燃气体和非可燃气体,截止到现在为止,无论中国还是外国对这些气体的分析和选择对象是不一样的。我国按DL/T722-2000要求最少对其中7种特征气体进行分析和研究,一般情况下会拿出8或9种气体进行研究分析。
3.2 三比值法的原理
大量的研究和实验表明,电力变压器的故障设备不仅仅是油中溶解气体的组成部分的含量多少,还有一个原因是这些气体的相对含量的多与少也会对其产生影响,我们对绝缘油的热力学进行,这项研究结果表明,当故障点的温度不断升高时,变压器中的油分解产生的烃类气体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序发生变化的,并且氢气是温度比较低的情况下因为局部放电的离子游离碰撞所生成的。由以上表明,产生了以C2H6/CH4、CH4/H2、C2H2/C2H4、C2H4/C2H6的四比值法,但是,在这个四比值法中,由于C2H6/CH4的比值不能全面的反映热分解的温度范围,所以将其删掉而采用三比值法。在随后的大量实践和操作过程中,三比值法得到了人们的广泛推广和大量的应用,IEC对于故障类型、编码相应的比值范围和编码组合分别进行了改良,得到了现在应用的改良三比值法。
三比值法的应用过程如下:我们采用变压器中油在产生故障时分解出的气体含量以及这些含量的相对温度和浓度的不同,从五种气体中选出扩散系数相近和溶解度相近的两种气体组成三组对比值,这三组对比值分别用不同的编码去代表,由故障类型判断法和编码规则来对变压器发生的故障类型进行诊断。这种方法是判断变压器内部故障的主要方法,同时也消除了油的体积效应的影响,最终对变压器故障得出最有效最可靠的诊断。
4 变压器故障诊断步骤
我们需要按照数据的分析结果来进行变压器内部的故障诊断,在对这一过程中的操作中,我们的思路应该是这样的:先判断有没有故障,进而判断故障的类型,是高能量发电啊还是低温过热啊等;再诊断故障所发生的状况:故障点的部位在哪里、故障源面积多大、故障功率以及严重程度等等;最后提出具体的解决方案:如能否继续正常运行,如果继续正常运行的话能否保证设备的安全性,如果不能正常运行,是不是需要停止运行进行检修等等。当通过气象色谱仪分析之后得出油中具体气体的含量数据之后,再进行变压器内部的故障诊断。
5 结束语
对于变压器油中气体的分析,这对变压器设备内部故障的早期发现是很有帮助的,通过这个方法可以检测出产品内部早期出现的故障,及时的采取有效措施来防止重大电力事故的发生。但是由于这个方法一些技术上的缺陷,也会出现诊断错误的时候,例如容易对涉及具有同一气体特征的不同故障类型(如局部放电与进水受潮)诊断出错、无法正确的判断出故障部位。因此,在变压器发生故障,在我们做出故障判断时必须结合油质分析、电气试验以及设备检修和运行等情况的综合分析来对故障的部位和故障原因进行分析和研究,部件的损坏程度或者是绝缘等做出全面而准确的分析和判断,进一步制定合适的解决方案。所以色谱分析是电力设备中绝缘试验必备的试验之一,特别是对变压器中潜伏性故障做出了巨大的贡献。
参考文献
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变压器油中溶解气体故障分析技术 篇4
利用气相色谱分析变压器油中的气体来监测设备的运行情况, 在我国电力行业已经有较长的使用经验, 实践证明:运用变压器油中溶解气体故障分析技术, 检查充油变压器内部潜伏性障碍, 已经成为变压器类设备绝缘监督的一个重要手段。DGA可以在设备不停电状态下进行, 分析诊断方法简捷。我国运用DGA技术对充油电气设备, 特别是电力变压器内部潜伏性故障分析诊断上, 积累了丰富的实践经验, 一方面改进了取样、脱气和分析技术;另一方面, 在油中溶解气体分析数据的解释和判断上取得较大成绩。
油中溶解气体分析的试验过程包括从变压器中取出油样, 从油样中脱出溶解气体, 利用色谱仪分析气体和数据处理四个环节。色谱分析为微量分析, 试验精度高, 可以达到10-6级。DGA技术的一个基础:确保变压器油中特征气体组分 (CO2、CO。C2H2、H2等) 测试结果的灵敏度和精确度必须要符合《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。那么我们在诊断变压器内部的现有故障和潜伏性故障时, 可以以油中产生故障气体的原理为基础, 综合考虑如下几方面, 就能比较准确地判断出变压器的内部故障的类型以及产生故障的位置。
1产生故障的时间上累计
变压器设备故障和潜伏性故障生成的气体 (可燃性) 大部分会溶于变压器油内。随着产生故障的时间累计, 这些气体也在变压器油中不断地累积, 直至其溶解度达到饱和状态甚至产生气泡。因此, 变压器油中可燃性气体的含量的累计度, 是判断故障是否存在以及故障发展的一个主要依据。
2产生故障气体的速度
一般情况下, 变压器在热和电场的作用下, 变压器油和绝缘件也会老化分解出少量的可燃性气体, 但此种原因产生气体速率较慢, 只有当内部有故障发生时, 才会明显加速这些气体的产生。所以, 故障气体的产生速度是判断故障是否存在以及故障发展的另一个依据。在实际运行中, 变压器内故障的类型、趋势不同, 其产气速率也不同。
3不同故障的产气特征
变压器不同故障时, 形成的可燃性故障气体各有不同。例如拉弧放电时会产生乙炔, 局部过热会产生乙烯, 局放时会产生用氢气。因此, 故障的产气特征是诊断故障类型的又一个依据。
由于气体的易扩散性, 使得油中溶解的气体分析的试验要比其他油质试验偏差大, 并且油中组分含量越小, 试验相对偏差越大。因此《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》中对两次平行试验的重复性作出如下规定:“有中锋溶解气体浓度大于10μL/L时, 两次测定值之差应小于平均值的10%;油中溶解气体浓度不大于10μL/L时, 两次测定值之差应小于平均值的15%加2倍该组气体最小检测浓度之和。该固定反映了气相色谱发存在很大的试验偏差。
一般情况下, 变压器内部的变压器油和绝缘件 (如层压木导线夹、层压纸板、压板、端圈等) , 在电场和负载产热的作用下, 会慢慢老化分解, 随着运行时, 会产生少量的氢气CO和CO2气体和烃类气体, 一旦变压器内部出现局放和局部过热情况, 上述的分解作用会立即显著增强。正常情况下, 由于不同类型的的故障, 变压器油和绝缘件分解的气体也不同 (前文已提到) ;并且针对同一性质的故障, 其发展程度不一样, 故障气体的量也是不同的, 因此, 分析变压器油中产生的故障的组分和含量, 能较准确判断故障性质和发展程度。
定期对变压器油中溶解气体的做色谱分析, 就能对变压器运行时出现的故障在早期给予诊断处理。能尽早的发现内部存在的潜伏性故障。对变压器顺利运行, 降低生产损失有显著作用。然而现实中没有任何技术时没有局限性的, 由于DGA技术的特点, 使它在变压器故障诊断上也存在以下不足:
(1) 目前的变压器油色谱分析都不是把目标作为一个整体看待, 只是针对分析目标所表现出来的信息特点分析属于哪种类型的故障, 但并没有将各种故障之间可能存在的相互联系有机的联系起来。目前在根据变压器油色谱分析的结果判断故障, 仍主要局限在对故障气体的分析。想要进行故障分析, 需要其他技术 (如超声波定位) 的分析结果。
(2) 会受到变压器油中溶解气体随时间的积累和取样误差的影响, 常规变压器油色谱分析很难在溶解气体含量较小的情况下进行故障分析, 当特征气体的量超过特定值时, 我们才认为根据DGA结果的判断是具有判断价值的。同时, 设备运行时出现的内部故障原因往往不是单一的, 而是由某一故障引发多故障或前期征兆信息微弱的潜伏性故障引发突发性故障。存在上述因素, 导致DGA诊断有效率和准确率不高。
(3) 正常运行变压器, 在绝缘允许温度下, 也会产生缓慢的分解反应, 产生气体, 而故障产气与正常运行的非故障气体在技术上不可分离, 加之不同类型故障 (如局部放电与进水受潮) 有类似的产气特征, 这就使得利用DGA技术进行设备状态诊断时可能得出错误的结果。
(4) 各种DGA诊断是基于在大量试验和实践数据基础上的, 正是因为简化了故障因素的产生原因以及各种故障之间的联系, 使得其正确性只能达到80%左右。
气体变压器 篇5
现阶段利用变压器绝缘油中溶解气体分析, 以及监测充油电气设备内部早期故障, 已经成为变压器等充油电气设备绝缘监测的一个重要手段。特别是这类监测技术可以在设备不停运的情况下进行, 因此可以定期地对运行中的设备的内部状况进行诊断, 确保设备的安全可靠性运行, 以便对设备由定期维修方式转变为内部状态预知维修方式。
1 正常变压器油中溶解气体
正常变压器油中溶解气体的组成主要是O2和N2, 但是由于正常劣化气体的产生、油在精炼过程中形成的在脱气时未能完全除去的少量气体、安装时由于热循环处理产生的一定量的CO2、少量被纤维材料吸附并逐渐释放于油中的气体以及在制造厂干燥浸渍和电气试验过程中绝缘材料受热和电应力的作用产生的气体等。
2 变压器内部故障类型与油中气体含量的关系
1) 热性故障
在过热性故障中, 据统计, 属于分接开关接触不良而引起的热性故障占50%;铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流所引起的过热故障约占33%;导线过热和接头不良或紧固件松动引起的过热故障而造成的热性故障约占14.4%, 其余2.1%则为局部油道堵塞 (多系硅胶进入本体) , 致使局部散热不良而造成的热性故障。
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的密度.如果热应力只引起热源处绝缘油分接时, 所产生的特征气体主要是CH4和C2H2, 二者之和一般占总烃的80%以上。通常热性故障是不产生C2H2的, 一般低于500℃的过热时, C2H2的含量不会超过总烃的2%, 而严重过热时, C2H2的最大含量也不超过烃总量的6%。当过热涉及固体绝缘材料时, 除产生上述气体之外, 还产生大量的CO和CO2。
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, 由于能量密度的不同, 而分高能量放电、低能量放电, 亦即火花放电和局部放电等不同的故障类型。高能量放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间歇性的放电, 局部放电的能量密度最低, 并常常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。
电弧放电和火花放电其故障特征气体主要是C2H2和H2。其次是当量的C2H4和CH4。因为这种故障发展速度很快, 往往气体来不及溶于油中就释放到气体继电器内。所以实际测定到的油中气体含量往往与故障点位置、油流速度和故障持续性时间有很大关系。
局部放电产生气体其主要成分是H2, 其次是CH4。通常H2占氢烃总量的90%以上, CH4与烃总量之比大于90%。这是与上述两种放电现象区别的主要标志。无论哪一种放电现象, 只要有固体绝缘介入时, 就都会产生CO和CO2气体。
2.3受潮
当变压器内部进水受潮时, 油中水分和含湿杂质易形成“小桥”或者绝缘中含有气隙均能引起局部放电, 而产生H2, 还因为水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应, 也可产生大量的H2。
水与铁反应将按下式产生H2:
3 H2O+2Fe→Fe2O3+3 H2
该反应式表明, 在理论上水对铁腐蚀, 每克铁产生0.6dm3的H2。因此在进水受潮的设备里, H2在氢总量中所占的比例更高。由于变压器油正常劣化时也产生少量的CH4, 所以在受潮的变压器油中, 也有CH4, 但其比例有所下降。
正因为局部放电和受潮两种异常现象有时同时存在, 且特征气体基本相同, 因此目前从油中气体分析结果还很难以加以区分, 必要时应根据外部检查和气体试验结果加以综合判断, 如局部放电测量和油中微量水分分析等。
3 气体试验评分项目及评分方法
DL/T722-2000《导则》给出了出厂和新投运变压器以及运行中变压器设备油中溶解气体注意值。说明:当故障涉及到固体绝缘时, 会引起CO和CO2含量的明显增长, 但据现有统计资料, 固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解, 表现在CO的含量上, 一般情况没有严格的界限, CO2含量的规律就更不明显, 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、油保护方式、运行温度、负荷情况和运行历史加以综合分析。IEC导则推荐以CO/CO2比值作为判据, 认为该比值大于0.33或小于0.09时, 很可能有纤维绝缘分解故障。
4 变压器电气试验项目的评估
变压器本体电气试验主要包括直流电阻、绝缘电阻、绕组泄漏电流、绕组的介质损耗因数、交流耐压试验、空载试验、负载试验、局部放电试验和变压器绕组变形测量等。
变压器电气试验项目有些是在变压器解体后才能进行的, 有些是与其它项目同时进行或附带进行的, 有些是变压器投运前或投运后的例行检查、试验项目, 有些项目在特殊情况下进行, 例如交流耐压试验是一种破坏性试验, 对试验设备的要求很高, 现场条件一般很难满足;变压器相位检查、穿心螺杆、夹件、绑扎钢及屏蔽等的绝缘电阻的测量都是变压器解体之后才能进行的。综合考虑变压器的故障, 各项试验的检测目的、作用、有效性和重要性, 工程中实际执行的试验项目以及搜集到的样本, 本文选取了绝缘电阻吸收比、绕组介质损耗因数tgδ、泄漏电流、直流电阻相间差四项试验的参数, 进行变压器的状态评估。
5 变压器家族质量缺陷
家族质量缺陷记录也是影响变压器维护策略的重要方面。但缺陷的性质、家族的亲疏关系等不同, 影响的程度也不同。同理, 这一影响可以表达为, 式中ni、wi分别为家族质量缺陷记录评分及权重;m为家族缺陷总台次数 (包括正常设备) 。若设备无缺陷, 评分为100, 设备如有致命缺陷, 评分为0, 其他情况介于100与0分之间。
6 变压器自身质量事件
除上述影响因素外, 设备自身经历的不良工况 (如出口短路、雷击等) 、预试超标、运行 (如各类报警器) 等反馈的质量问题, 均可能对设备状态造成威胁。其部分内容如下:
1) 变压器巡视检查的情况
(1) 变压器外观检查:无破损、裂纹、锈蚀;
(2) 密封检查:无泄漏和渗漏, 压力指示情况;
(3) 有无异常过温、过热和局部过热;有无异常振动, 有无异常声响;
(4) 有无放电、闪络痕迹, 有无异常火花;
(5) 冷却装置及其他辅助装置、附件运行情况。
2) 变压器运行参数异常情况
(1) 负载情况, 是否过载运行, 是否越限参数运行;
(2) 过电压运行情况;
(3) 温升情况是否异常。
3) 运行环境恶劣程度
(1) 环境温度、湿度;
(2) 环境污染及污秽等级;
(3) 系统短路容量与系统断路故障次数及大小;
(4) 雷电日活动情况。
把这些统称为设备自身的质量事件, 制定设备维护策略时必须考虑设备自身的质量事件, 因此给出一个综合影响指数, 式中m'为设备自身质量事件数;n'为设备自身质量事件评分, 根据对变压器设备潜在影响的大小 (性质和程度) , 取值为0到100, 其中100分表示质量事件对变压器状态没有或基本没有影响, 0分表示影响是致命的, 其他情况介于0分到100分之间。
7 结束语
总之, 传统的定期维修存在试验周期长、强度大和有效性差等缺点, 难以满足电力系统对可靠性的要求, 以状态维修逐步代替定期检修已成为电力系统设备维修的必然趋势。对电气设备实施状态维修, 最关键的就是要准确掌握电气设备的状态, 因此, 评估变压器状态是电力变压器状态维修的基础工作。
参考文献
[1]郭喜庆.高电压设备绝缘与故障分析[M].北京:水利电力出版社, 1995.
气体变压器 篇6
油中溶解气体分析DGA(Dissolved gas analysis)因不受外界电场和磁场的影响,且能够在无需停电的情况下进行,已成为诊断油浸电力变压器早期故障及预防灾难性事故的最有效的方法之一[1]。自预防性维修体制建立以来,对变压器的油中溶解气体分析采用离线的色谱检测技术,即定期从变压器运行现场采集油样后,在实验室中使用气相色谱仪检测出油中溶解气体,进而诊断变压器的故障类型,但这种方式存在检测程序复杂、周期长等缺点,其检测结果难以及时反映设备的当前工作状况。作为离线色谱检测技术的发展,在线监测技术直接利用安装在运行变压器上的装置或设备对油中溶解气体进行检测与分析,因而,能够实时地获取变压器的状态信息,为设备的维修决策提供准确判据[2,3]。
油中溶解气体的在线监测技术已经过了几十年的发展,国内外许多公司推出了很多种在线监测装置[4,5],然而,大多数的在线监测装置,不管是检测的气体种类,还是检测指标仍不能满足电力运行部门的需求。近年来,一些新型的气体传感技术开始应用于油中溶解气体在线监测,以期满足实际工程的需要[6,7]。本文在概括在线监测技术一般方法的基础上,从油气分离和气体在线检测两个方面对现有在线监测技术进行了综述,分析了目前广泛应用的色谱柱技术和气体传感器阵列技术的不足,并对新型气体红外检测技术——傅里叶红外光谱技术和光声光谱技术,进行了比较。
1 在线监测的一般方法
油中溶解气体在线监测的一般方法如图1所示,即:变压器本体油经循环管路循环(或经传感器)进入脱气装置,油气分离后,根据气体检测单元的需要进行气体分离,处理后的气体由检测器检测并转换为与气体含量成正比的电信号,经模数转换后将气体的组分与浓度信息存储在终端计算机的存储单元内,供就地分析或远程调用。
虽然,油中溶解气体的在线监测仍以油中溶解气体为反映故障的特征量,但它是直接在变压器运行现场实现的在线智能化监测,这样,不仅可以及时掌握变压器的运行状况,发现和跟踪存在的潜伏性故障,而且,以它为基础的故障诊断技术也可以及时对故障自动进行诊断,提高了故障诊断的可靠性。另外,从变压器运行可靠性的重要性和变压器与油中溶解气体在线监测装置的价格比来看,采用在线监测技术,在经济上也有显著的优势。
2 在线监测技术的研究与应用现状
由图1所示的油中溶解气体在线监测一般方法可以看出,油中溶解气体在线监测的技术关键是油气分离和气体在线检测。
2.1 油气分离技术
迄今,国内外都不具有在变压器油中直接检测溶解气体的技术,无论油中溶解气体的离线检测还是在线监测,都必须首先将溶解气体从变压器油中脱出。变压器油中溶解气体在线监测装置常用的油气分离技术是薄膜透气法和抽真空取气法。
1)薄膜透气法:
该法基于气体的扩散原理,使用只渗透气体分子而不能渗透油的高分子膜,利用膜两侧(变压器油和气室)气体压力的不平衡性,使气体自动从油中向气室扩散而实现油气分离。目前,人们研究出的能够用于油气分离的渗透膜主要是高分子聚合物分离膜,有聚酰亚胺、聚六氟乙烯、聚四氟乙烯等[8,9]。近来,清华大学研制出一种新型的利用高性能玻璃态高聚物构成的分离膜,该膜的渗透率很高,可以在12小时内实现H2等七种变压器故障特征气体的油气分离[10]。
2)抽真空取气法:
用于变压器油中溶解气体在线监测装置中的抽真空取气法主要有两种方式:波纹管法和真空泵脱气法[11];前者利用小型电机带动波纹管反复压缩,多次抽真空而将油中溶解气体抽出来,其缺点是积存在波纹管空隙里的残油很难完全排出,将污染下一次检测时的油样;后者利用离线色谱分析中的抽真空脱气原理,用真空泵抽空气来抽取油中溶解气体,由于受现场条件的限制,目前利用该方法只能做到检测四种气体,而且真空泵的磨损使抽气效率降低,导致测试结果偏低。
3)其他脱气方法
除上述方法外,用于在线监测装置的脱气方法还有空气循环法[11]、毛细管柱法[12]等。
由于各种油气分离技术所采用的脱气原理不同,所研制的脱气装置在平衡时间、复杂程度及造价等方面差异较大。表1对几种油气分离技术进行了对比,可作为油气分离系统设计的参考。
2.2 气体在线检测技术
根据气体检测组分的不同,油中溶解气体在线监测可分为单组分和多组分在线监测两大类。单组分气体在线监测主要检测H2、C2H2等某一特征气体或总的可燃气体含量。由于单组分气体在线监测可提供的气体组分信息有限,它只适合在现场做初步的故障分析;而多组分气体在线监测能够为变压器故障的在线诊断提供足够的气体组分浓度信息,是在线监测装置发展的方向。
1)单组分气体在线监测
无论是变压器的热性故障还是电性故障,绝缘材料的劣化都会产生大量H2,因此,H2成为单组分气体在线监测装置中检测较多的一种气体。早在20世纪70年代,加拿大Syprotec公司就研制出了基于电化学传感器的氢气在线检测仪,我国北京电子管厂也在90年代推出了基于钯栅场效应管的BGY型变压器氢气在线检测仪[13]。由于C2H2是区分过热和放电两种故障性质的重要标志,美国GE能源公司研制出用燃料电池型传感器检测C2H2的监测装置[14]。此外,日本三菱电力公司还研制了能够检测包括H2、CO和各种气态烃类在内的总可燃气体含量(TCG)的在线监测装置。
2)多组分气体在线监测
纵观目前国内外已开发出的多组分气体在线监测装置[15~18],大体上可把它们分为三类:其一,是用色谱柱分离气体后,使用单一的广谱型传感器依次检测被分离出的气体;其二,是不分离气体,应用具有对单一气体敏感的传感器组成传感器阵列来检测混合气体;其三,是不分离气体,采用新型传感技术直接对油气分离后的气体进行检测。
对于第一类需要分离气体的在线监测装置可以上海交通大学研制的变压器在线监测系统为代表[19]。该装置首先采用带微孔的聚四氟乙烯薄膜从油中脱出CO、H2、CH4、C2H2、C2H4和C2H6六种气体,然后由气体分离单元分离出各气体组分,最后,用广谱型气体传感器按气体分离出的先后顺序检测气体含量。该装置的气体分离单元由两根色谱柱组成,采用的气体传感器为热线型半导体传感器。
对于第二类不需要分离气体,使用气敏传感器阵列检测混合气体的在线监测装置可以重庆大学输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室开发的在线监测装置为代表[20]。该装置的油气分离采用自行设计的四氟乙烯-六氟乙烯混合膜(F46膜)来完成,可高效地从油中自动脱出H2、CO、CH4、C2H4、C2H2和C2H6六种气体。脱出的气体不需要经过色谱柱等气体分离装置的分离,而是直接使用自行研制的MQ系列气敏传感器形成的传感器阵列来检测。
现阶段,应用于油中溶解气体在线监测中的新型传感技术主要是红外光学传感技术,包括傅立叶红外光谱和光声光谱技术。利用傅立叶红外光谱技术检测气体的基本原理如图2所示,该法基于光的干涉原理,将待测气体置于迈克尔逊干涉光路中,动镜移动时,探测器上将得到强度不断变换的干涉波。分别对样品和背景的干涉图进行傅立叶变换,并进行除法运算,可以得到样品的透射光谱;再将得到的透射光谱取对数即可获得样品的吸收光谱,分析该光谱就可判断出样品的成分及含量。应用傅立叶红外光谱技术进行油中溶解气体在线监测的典型装置可以加拿大Syprotec公司的法拉第变压器在线监测与诊断系统(TNU)为代表。TNU内部集成的快速傅立叶变换红外光谱仪根据不同气体在特定波长处的红外吸收量,可以检测出C2H2、C2H4、CH4、C2H6、CO、CO2和H2O七种红外活性气体,其中,对CH4、C2H6、C2H4、C2H2的检测灵敏度分别达到1、20、3、1μL/L,由于H2不具有红外活性,TNU使用HYDRAN传感器对其检测[21]。
光声光谱技术是基于光声效应来检测气体浓度的一种光谱技术,其基本原理如图3所示。密闭于光声池中的气体分子吸收特定波长的电磁辐射后,引起气体分子的无辐射弛豫过程,由于光声池的体积一定,如果对光源进行周期性调制,那么将导致池中压力的周期性变化(即引起声波)。气体的光声光谱检测就是利用光吸收和声激发之间的对应关系,通过对声信号的检测来了解气体对光的吸收过程。由于声波的频率与光源的调制频率相同,而其强度则与吸收气体的浓度有关,因此,建立气体浓度与声波强度的定量关系,就可以准确计量光声池中各气体成分的浓度。目前,已获得现场应用的基于光声光谱技术的变压器油中溶解气体在线监测装置是英国Kelman公司的便携式及在线式变压器油中故障气体装置。该装置用宽带光源与对应于特定气体组分的窄带滤光片来获得激发气体光声效应的单色光源,并用高灵敏度和长期稳定的电容型驻极微音器来检测光声信号。据报道,Kelman公司的光声光谱在线式检测装置可检测出包括H2在内的7种气体,其中对H2、CH4、C2H2的检测灵敏度分别达到6、1、0.8μL/L[22]。
3 现有油中溶解气体在线监测技术分析
目前,我国电力部门广泛使用的油中溶解气体在线监测装置是第一类和第二类监测装置,虽然它们一定程度上满足了电力系统对油中溶解气体在线监测的应用要求,但仍然存在一些不足:
(1)大多数在线监测装置需要使用净化空气、N2等做载气,并且消耗脱出的油中溶解气体,这一方面增加了系统的复杂性,另一方面使得检测只能间断进行,且不能对同一气样进行反复检测,无法减小检测器及检测环境所带来的测量误差。
(2)受检测器(如钯栅场效应管等)气敏特性的限制,许多在线监测装置所能检测的故障特征气体种类不够齐全,这必然影响到变压器故障诊断的准确率。
(3)很多在线监测装置所用的气体检测器为广谱型,它们对所有气体组分均敏感,因而需要使用色谱柱对待测气体进行分离后才能再检测,而色谱进样的特性不仅延长了检测时间,而且温度对色谱柱分离效果的影响以及色谱柱使用一段时间后需要清洗等固有特性也在一定程度上限制了色谱柱技术在现场在线监测中的应用。
(4)虽然部分在线监测装置不需要分离气体,而是直接使用气体传感器阵列检测从油中脱出的溶解气体,但由于存在气体传感器间的交叉敏感性,尤其是对于性质相近的气体组分,其交叉敏感程度较深,这影响了气体检测的准确度。
(5)电化学传感器、催化燃烧传感器、热导检测器等气体检测器在长期使用中,其性能会逐渐发生变化,以至需要定期校准或更换,这增加了在线监测装置的运行成本。
(6)受载气纯度、气体检测器的限制,气体检测灵敏度及精度不够高。
由于红外检测技术具有非接触性检测特点,将其用于油中溶解气体在线监测不需要消耗样气和载气,也不需要分离气体,检测准确度高、速度快,具有重复性和再现性,可实现免维护,能够克服第一、二类在线监测技术的诸多不足,近年来成为研究的热点。傅立叶红外光谱与光声光谱虽同为红外检测技术,但两者用于在线监测时有较大不同。首先,在光源的选择上,傅里叶红外光谱技术采用宽带光源获取吸收气体的吸收光谱,而光声光谱技术则使用窄带光源或单色光源激发吸收气体的光声效应;其次,在气池的体积上,傅里叶红外光谱技术所用气池的最小体积在百毫升量级,而光声光谱技术的气池体积则为几毫升[23];再次,所使用的检测设备不同,傅里叶红外光谱技术使用红外探测器检测光强的变化,而光声光谱技术则用微音器检测光声效应所激发出的声波强度。由傅里叶红外光谱技术和光声光谱技术的比较,可以看出,将光声光谱技术用于油中溶解气体在线监测更有优势,这是由于:气池的体积越小,必然导致样气检测量的减少,这就降低了油气分离的难度并缩短了气体的平衡时间;为了获得足够的检测灵敏度,傅立叶红外光谱技术必须在较强的气体特征吸收处进行检测,这样,在检测多组分气体时,有时难以避免气体间的交叉吸收干扰,而光声光谱在极弱的吸收处进行检测也能获得足够的灵敏度,这就放宽了气体特征吸收谱线的选择范围,能够降低甚至避免气体间的交叉吸收干扰;由于红外探测器和微音器的检测原理不同,前者是依靠对光子的检测和分析,而后者根据直接测量物质与光束相互作用后所吸收的能量,这样,在弱吸收情况下,很小的吸收能也能被高灵敏度的微音器检测出来,这就突破了红外探测器对弱吸收光强变化不敏感的限制,因而具有更高的检测灵敏度和稳定性。
4 结论
气体变压器 篇7
由于变压器的长期运行,绝缘油和固体绝缘材料会逐渐老化、变质,分解出能溶于油中的少量气体,主要包括氢气H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO和二氧化碳CO2。当变压器发生内部故障时,这些气体的产气量随故障类型而异。实践证明,油中溶解气体的组分及含量和故障的性质及严重程度有着直接的关系,所以把这些气体称为特征气体,把甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和称为烃类总量,简称总烃。利用溶解气体进行变压器内部故障诊断的原理就是基于绝缘油和绝缘材料的这种产气特点。
1 变压器内部故障的类型
电力变压器的内部故障主要是过热性故障和放电性故障。过热性故障按温度高低分为一般过热性故障和严重过热性故障;放电性故障按产生电效应的强弱分为高能放电(电弧放电)、低能放电(火花放电)和局部放电3种。另外,变压器进水受潮也是一种内部潜伏性故障。
不同的内部故障有着不同的产气特点。一般过热性故障:总烃较高,甲烷和乙烯为主要成分,乙炔<5μL/L;严重过热性故障:总烃高,甲烷和乙烯为主要成分,氢含量较高,乙炔>5μL/L,但未成总烃的主要成分;局部放电:总烃不高,氢>100μL/L,甲烷占总烃主要成分;火花放电:总烃不高,乙炔>10μL/L,氢含量较高;电弧放电:总烃高,乙炔高并构成总烃中主要成分,氢含量高。当氢气含量增大,而其他组分不增加时,有可能是由于变压器进水或气泡引起水和铁的化学反应,或在高电场强度作用下,水或气体分子发生电离分解或电晕作用而产生的[1]。
2 变压器内部故障的诊断方法及一般步骤
2.1 特征气体含量注意值判断法
在判断变压器内部有无故障时,首先可以将气相色谱气体分析结果与DL/T722—2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的浓度注意值相比较。330 kV及以上等级变压器:总烃150μL/L,乙炔1μL,氢气150μL/L;220kV及以下等级变压器:总烃150μL/L,乙炔5μL/L,氢气150μL/L[2]。当任一项指标超过注意值时,即应引起注意。根据特征气体含量可作以下大致判断:(1)若烷烃和烯烃含量过高而乙炔含量很少或无,可能是过热性故障:(2)若出现乙炔,则可能是火花放电或电弧放电;(3)若仅是氢气量很大,可能是变压器进水受潮。
注意值是根据国内大量运行变压器的分析数据通过统计分析得出的,对反映故障在概率上有一定的可能性。特征气体含量超过注意值,只是提示变压器存在内部故障的可能,而不能作为划分变压器有无故障的唯一标准。气体含量过高可能是外来干扰引起的基数较高,而不是本体故障所致。如带油补焊、故障油未彻底过滤干净等,使油中气体含量超过注意值,也不能判定变压器有故障。此时应与历史数据比较,如没有历史数据,则应确定一个适当的检测周期进行跟踪分析。
目前DL/T722—2000《导则》还不能对一氧化碳和二氧化碳的含量作出规定的注意值,只是粗略认为,对开放式的变压器,CO的含量小于300μL/L、CO2/CO比值在7左右时,属于正常范围,而对隔膜式变压器,CO/CO比值一般低于7时也属于正常。
2.2 特征气体产气速率判断法
仅仅靠特征气体的含量很难对故障作出正确判断,还须考虑故障的发展趋势,即故障点的产气速率。根据油中特征气体各组分和总烃产气速率的大小,可以更加准确地判断变压器是否存在故障,以及故障的严重程度,对故障的性质做出初步的估计。产气速率分绝对产气速率和相对产气速率。
2.2.1 绝对产气速率
绝对产气速率即每运行日产生某种气体的平均值,按式(1)计算。
式中,ra为绝对产气速率(mL/d);Ci,1和Ci,2为第一次和第二次取样测得的油中某气体浓度(μL/L);△t为2次取样间隔中实际运行时间(d);m为变压器总油量(t);ρ为油密度(t/m3)。
对开放式变压器,其绝对产气速率注意值:总烃为6 mL/d、C2H2为0.1 mL/d、H2为5 mL/d、CO为50 mL/d、CO2为100 mL/d;而隔膜式变压器,其绝对产气速率注意值:总烃为12 mL/d,C2H2为0.2 mL/d,H2为10 mL/d,CO为100 mL/d,CO2为200 mL/d。
绝对产气速率是跟踪分析变压器是否存在内部故障的一项重要指标。当油中特征气体的浓度超过了注意值,而且绝对产气速率也超过了注意值时,可以判断变压器内部存在故障。
2.2.2 相对产气速率
相对产气速率表示运行月某种气体含量增加到原有值的百分数的平均值,按式(2)计算。
式中,rr为相对产气速率(%/月);Ci,1和Ci,2为第一次和第二次取样测得的油中某气体浓度(μL/L);Δt为2次取样间隔中实际运行时间(月)。
当相对产气速率大于10%时,应引起注意,缩短检测周期,对变压器进行跟踪分析,跟踪周期以1~3个月为宜。但如果变压器已脱气或运行时间不长,油中气体含量很低时,不宜采用此方法,以免带来误差。
我们要注意特征气体“产气速率注意值”和“含量注意值”的联系和区别。当总烃浓度达到注意值而相应产气速率还未达到注意值时,一般还不能判断为故障。反之,虽然总烃浓度在100~150μL/L,但其产气速率已达到或已超过了注意值,则很可能存在故障。
2.3 三比值法
基于油中溶解气体各组分及含量与变压器的内部故障类型及严重程度存在对应的关系,罗杰斯于1977年提出了用三比值法来诊断充油电气设备的故障。经过不断的实践和总结,国际电工委员会(IEC)对罗杰斯三比值法进行了改进,而推荐使用改良的三比值法。我国现行的DL/T722—2000《导则》推荐的也是改良的三比值法,从气相色谱的分析结果中选取5种特征气体含量组成三对比值C2H2/C2H4L、CH4/H2和C2H4/C2H6,以不同的编码表示,如表1所示。
根据溶解气体的分析结果,对照表1把三对比值换算成对应的编码组,查编码组表得出对应的故障类型[3,4],如001是低温过热(低于150℃)故障、010是局部放电故障等,从而得出变压器的故障类型和故障的大体部位。
使用三比值法判断故障类型时,只有根据气体各组分含量的注意值或产气速率的注意值确定变压器可能存在内部故障时,才可使用三比值法。若对正常的变压器采用三比值法,则可能造成误判。
三比值法所使用的编码组,是经大量典型事故统计分析得到,并没有囊括所有的故障类型,所以实际应用中有时会找不到对应的编码组。其次,如果故障涉及固体绝缘材料,会引起油中CO和(CO2含量的明显增长,但三比值法并没有提到。所以,在使用三比值法对变压器进行故障诊断时,若不能肯定故障的类型,还需使用一些辅助方法,如CO2/CO比值法、O2/N2比值法和C2H2/H2比值法[3,4]。
尽管三比值法还不能反映变压器故障的所有类型,但由于其原理简单,准确率较高,DL/T722-2000《导则》推荐的三比值法对变压器故障判断的准确率可达80%,所以仍是目前应用较多的判断变压器故障的方法。
由于运行中的充油变压器的故障多种多样,除三比值法外,国内外还提出或推荐了多种诊断方法,如无编码比值法、四比值法、灰色关联度理论、神经网络理论等。这些方法对判断变压器内部故障性质有各自的特色,如果对某些故障诊断有质疑时,可以用这些辅助方法进行论断。
3故障诊断实例
江门供电局220 kV外海变电站#1主变(沈阳变压器有限公司生产,型号SFPSZ7—180000/220),1996年12月投产,2007年11月9日油中溶解气体气相色谱分析,首次发现有乙炔0.2μL/L。后追踪至2008年5月27日,因要对#1主变进行大修及冷却系统改造,再次取油样进行气相色谱分析,发现乙炔和乙烯量明显增加:乙炔含量由2008年2月26日0.18μL/L增加到0.64μL/L;乙烯含量由2.38μL/L增加到7.16μL/L,如表2所示。
虽然特征气体含量未达注意值,但经计算,乙炔的绝对产气速率ra为0.28 mL/d,乙烯的相对产气速率r,为66.9%/月,均超过产气速率注意值。对2008年5月27日的数据进行三比值分析,其编码为022,根据编码确定为高温过热故障。与此同时,电气试验测得的主变铁芯的绝缘电阻为0 MΩ,为此我们怀疑是主变存在铁芯多点接地故障。厂家对主变吊罩检修发现,220 kV侧C相铁芯下侧铁屏蔽垫块触碰铁芯形成连通性接地故障点。由于铁芯多点接地,接地回路产生一定的电流,导致局部过热,增加铁芯损耗,损坏固体绝缘,使变压器油分解而产生故障气体。
4结语
利用油中溶解气体的气相色谱分析法,可以及早地发现变压器内部的潜伏性故障。目前基于溶解气体的电力变压器内部故障的诊断方法主要有特征气体含量注意值、产气速率、三比值法等。但所有的诊断方法都不能做到100%的正确率,对故障的准确位置也无法确定。具体应用中要结合变压器的实际运行状况和外部的电气试验,充分发挥油化验检测的灵敏性,提高故障诊断的准确性。
参考文献
[1]中国电力企业家协会供电分会编.电气试验与油化验(中级工) [M].北京:中国电力出版社,1999
[2]DL/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
[3]罗建波.基于DGA的电力变压器故障诊断技术研究[D]:[硕士学位论文].杭州:浙江大学,2005
气体变压器 篇8
实践证明, 监测并控制变压器油中的气体含量不仅能防止油中气泡和氧气对绝缘的危害, 而且把油中含气量的实测数据与不同油保护方式变压器油中正常含气量水平进行比较, 可获得设备内部状态的某些信息, 特别是与油中溶解气体分析数据综合判断更是有益的。事实上以往人们利用真空脱气法进行油中溶解气体分析时, 首先就很重视测定油中总含气量和含氧量。对于密封变压器, 当油中总含气量超过6%, 而氧气含量明显增长时, 则可能存在大气泄漏于油箱内。如果油中含气量很高 (>6%) , 但含氧量却很低, 甚至为零或出现负峰时, 则变压器内部可能存在早期热性或电性故障。对于开放式变压器, 如果油中含气量超过11%, 且氧气含量低于16%时, 则预示着设备存在内部故障。如果油中总含气量和含氧量均很高, 则可能油中溶解空气过饱和, 这随着温度或压力的变化, 将会形成大量气泡进入气体继电器而引起动作报警。
下面介绍几种油中含气量测定的方法。
1 真空法
早在20世纪70年代国内就采用真空脱气法测量油中总含气量即在油中溶解气体分析过程中的脱气阶段就读出油中总含气量。我国在20世纪80年代制订了YS-C-3-1-84真空脱气法, 该方法虽有操作简单、分析速度快的优点, 但因受平衡时间、注油速度等因素影响。其重复性较差, 且存在气体回溶现象。
1991年, 我国先后发布了DL/T 423-1991 (采用真空压差法) 和DL/T 450-1991 (采用二氧化碳洗脱法) 。真空压差法除了存在与真空脱气法类似的缺点之外, 还因真空仪器不易普及的问题而难以推广应用。
2 二氧化碳洗脱法
二氧化碳洗脱法采用高纯度的二氧化碳气体以极其分散的形式通过一定体积的试样油, 将油中溶解的气体洗脱并携带出来, 并与二氧化碳同时通过装有氢氧化钾溶液的吸收管, 这时二氧化碳被完全吸收, 所留下来的溶解气体就进入有精确刻度的量管里, 从刻度管可以测得气体的体积数。该测量方法重复性较好, 但实际应用表明, 两次平行测定结果的精确度一般可以达到DL/T 450-1991的要求。但是该方法操作较为繁琐, 需使用干冰亦不方便, 加之需用水银, 易造成分析人员的健康损害。尤其是该方法不能测出油中二氧化碳气体, 这对新安装或大修变压器虽影响不大, 但对于运行变压器则是不可忽视的, 因此也不易推广使用。
3 气相色谱法
利用气相色谱法测定油中总含气量是DL/T 703-1999推荐的方法。如上所述, 由于真空压差法和二氧化碳洗脱法推广应用收到局限, 因此气相色谱法已成为普遍采用的方法。该方法的原理、分析仪器、流程、脱气方法以及分析手续, 实质上与油中溶解气体分析法基本相同。即将定体积的油样加入一个密封系统中, 注入该油样中不需测定的惰性气体, 如高纯氩气, 置于很稳振荡器内充分振动, 使油中溶解气体在油、气两相达到动态平衡状态后, 取其气相中的气体, 利用具有热导池和氢火焰离子化鉴定器的气相色谱仪进行分析, 然后根据分配定律计算出油中溶解的气体浓度。对于新安装或运行中无内部故障变压器测定油中含气量时, 一般只计入O2、N2、CO和CO2等气体之和。当运行中变压器内部存在严重故障时, 则应将氢、烃类气体均一起计入总含气量中。
DL/T 703-1999推荐的方法具有灵敏度高, 重复性好的优点, 但需另备一套气相色谱系统, 这是不经济的。鉴于油中气体总含量测定与油中溶解气体分析一般是同时取样, 而且二者均采用震荡脱气和色谱分析法, 因此实际应用中应该把他们结合起来, 一次完成全分析。实际上只要DGA色谱分析系统能够分离分析包括O2、N2在内的九中油中气体, 就能完成油中故障特征气体含量的总气量及其O2/N2比的分析计算。这既节约实验成本, 也有利于对设备内部状态进行综合判断。
最后说明总气量的判断标准。绝缘油中总含气量作为一个质量指标是随着变压器向超高压、大容量发展而提出的, 其目的是监控运行中超高压、大容量变压器, 使之不存在产生气泡的危险。1976年国际大电网会议认为, 当含气量在3%以下时, 产生气泡的危险很小, 因此, 建议采用如下标准, 并与含水量互相协调:对电压等级为151kv变压器含气量要求在2%以下;对电压等级为275kv变压器含气量要求在1%以下;对电压等级为500kv变压器含气量要求在0.5%以下。
我国对于变压器油中含气量, 已对投入运行前330kv和500kv变压器做出了明确的规定 (见下表) 。虽然对500kv运行中变压器油暂未做明确规定, 但一般均控制在2%以下。对于110kv和220kv封闭式变压器, 目前国内亦无明确的要求, 但实践表明, 这些设备运行中油的含气量控制在3%, 甚至更低是完全可行的, 也是必要的。
摘要:文章简述了变压器油中气体总含量测定的意义, 三种测定方法, 及根据气体总含量判断变压器故障的标准。