主变压器油范文

主变压器油范文（精选10篇）

主变压器油 第1篇

1 变压器技术参数及运行工况

变压器型号:SSP-H-780000/500

型式:三相强迫油循环、水冷、无励磁调压组合式变压器

额定容量:780000 kVA

额定电压:537.5±1 22.5%/18 kV

额定频率:50Hz

联结组别:YNd11

冷却方式:ODWF

中性点接地方式:直接接地 (固定接地)

短路阻抗 (不允许负偏差) :16.9%

空载电流 (额定电压和额定频率时) :0.079%

油重:97.5t

出产日期:2006年5月

投运日期:2007年7月

龙滩主变压器容量为780MVA, 为特大型电力变压器。结合运输条件的限制, 龙滩主变压器只能采用单相运输的方式。由于龙滩厂房为地下厂房, 7台主变压器全部布置在左岸山体内, 受空间限制无法按照分相布置, 因此采用三相组合式布置。主变压器为组合三相变压器, 高、低压侧的“Y/△”连接在主变本体内部完成, 组合后的三相变压器油箱外面只有3个高压套管、3个低压套管、1个中性点套管, 铁心及夹件接地套管分相设置。主变高压侧经油/SF6套管与500kV SF6管线连接, 低压侧经油/空气套管与18 k V离相封闭母线相连, 高压侧中性点经油/空气纯瓷套管引出并直接接地。

2 变压器油中氢气氢气含量及变化情况分析

2.1 氢气含量数据变化情况:

(各组分单位:μl/l)

2.2 原因分析:

上表数据可以看出油中特征气体中, 2号主变色谱分析数据中氢气含量曾经超出过注意值150μl/l, 最高值2009年5月达到184.78μl/l, 达到最高值后氢气含量一直呈稳步下降趋势, 2012年7月氢气含量为64.7μl/l。

从上表数据中看出, 2号主变投运后即检测到油中含有乙炔组分, 最高时达到0.4μl/l, 随后定期检测结果显示乙炔含量呈缓慢下降趋势。故可排除电弧、火花放电的可能, 油中乙炔可能来源于设备投运初期毛刺放电, 毛刺消除后, 乙炔含量停止增长并逐渐减小至0μl/l。

油和固体绝缘热分解可引起特征气体H2、CH4、C2H4、C2H6、CO、CO2变化实际上烃类气体含量变化不大, 故变压器无整体及局部过热现象。

综上所述, 龙滩电厂2号主变压器运行初期出现氢气含量超标, 达到最大值184.78μl/l后逐渐减小并趋于稳定的现像, 有以下几种可能原因:不锈钢释氢;油漆 (醇酸树脂) 产氢;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, 会分解出氢气。但经过一段时间后, H2含量趋于稳定。

3 结论:

新投运变压器运行后的初期, 处在设备各部件磨合期要特别注意加强设备运行监视, 严格按有关规程 (导则) 要求对变压器进行色谱监测和分析, 缩短监测周期, 严密关注数据变化, 避免事故发生。

摘要：新投运变压器, 出现油中特征气体氢气含量超过注意值, 在未经过任何处理氢气含量逐步下降的现象, 本文对这一现像进行了阐述与分析, 对相关专业人员有一定的借鉴作用。

变压器油的作用 第2篇

1、变压器中的油在运行时主要起散热冷却作用;

2、对绕组等起绝缘和绝缘保养作用(保持良好绝缘状态);

3、变压器油在高压引线处和分接开关接触点起消弧作用，防止电晕和电弧放电的产生;

4、变压器油被广泛用作液压安全阀内的液封。

组成性状

浅谈变压器油击穿电压的试验 第3篇

关键词 变压器油 击穿 电压 试验

变压器油是起绝缘和冷却作用的，在运行中必须具有一定的电气绝缘强度。为确保变压器：安全可靠的运行，除对运行中的变压器油采取保护措施以防止其过早老化外，还应定期取油样试验，以了解油质在运行中的状态。对新安装的变压器，也应在新投入运行前取油样试验。变压器油击穿电压试验是变压器油试验中的主要项目之一。本文只要谈击穿电压试验中的一些问题。

一、变压器油的绝缘强度（也称击穿电压或耐电压）除与天气干燥、潮湿有关外，还和试验试验时的温度及试验环境的大气压力有关在25℃以下时，因油中含有的水分成乳化状态，所以油的击穿电压的数值随温度的降低而降低

但温度低于0℃时，因油中所有的水分解成了冰，油的击穿电压又将会有所提高。一般油温在65～80℃时击穿电压最高，这是因为油中水分成分子状态溶解于油。若温度超过80℃，击穿电压又开始下降，这是因为悬浮丁^油中的污染等等极性分子运动能量加快，从而增加了油中击穿的几率。此外，油的击穿电压还和试验环境的人气压力有关，压力增加，绝缘强度也随着增大。

二、试验过程中的正常操作

在做变压器油击穿电压试验时，一杯油要打耐压数次，间隔的时间长则耐压打得越高，间隔的时间越短则耐压打得越低。这是冈为一般的试验设备在油击穿时，电极间隙中形成的电弧使油中产生游离带电粒子、气泡和碳粒等污杂留于电极间隙处，冈此在间隔时间较短再次试验时，这部分污杂极易形成桥路，致使数值偏低，而间隔时间越K，则这部分污杂因重力作用将逐渐分散离开电极间隙处，故试验数值随间隔时间增长而击穿电压数值提高。

正常的操作应为：试油盛满后静置10分钟再作升乐试验，每次击穿后，用准备好的清洁玻璃棒在电极间拨弄数次或轻轻振动油杯，以达到破坏电极间新形成的电桥，再静置5分钟即可进行下次的试验。

建议在变压器的高压侧串接一只限流电阻，以限制间隙击穿时的电流。这样可以缩短两次间隔的时间并得到准确的击穿电压数值。

三、试验中击穿电压值变化情况的分析变压器油在做击穿电压试验时，一般一杯油做5次试验，取其平均值

1.第一次击穿电压特别低的情况：第一次试验可能因向油杯中注油样时或注油前油杯电极表面不洁带进了一些外界因素的影响，使得第一次的数值偏低，因而需要进行第6次试验，取2～6次的平均值。

2.5次击穿电压平均值逐渐升高的情况：一般在未经净化处理或处理不够彻底而吸有潮气的油样品中出现，这是冈为油被击穿后油品潮湿程度得到改善所致。

3.5次击穿电压值逐步降低的情况：一般山现在试验较纯净的油中，因为生成的游离带电子粒子、气泡和碳屑量相继增加，损坏了油的绝缘性能。

4.击穿电压值两头偏低中间高的情况：这属于正常现象。

主变压器油 第4篇

1 故障概述

秦山第二核电厂1号主变压器为保定天威保变股份有限公司生产的500 k V单相变压器, 型号为DFP-250000/500TH, 冷却方式为0DAF, 联结组标号为I, I0 (三相组为YN, d11) , 额定容量为250/250 MVA, 绝缘油重35 t。

2012-04-12, 1号机组主变压器109在大修后冲击送电, 冲击时B相励磁涌流最大, 达1 950 A。2012-04-13, 在线色谱显示出现约0.4 ppm左右的乙炔气体, 总烃由冲击前6 ppm升至8 ppm。2012-04-30, 机组并网的功率开始上升。2012-05-04晚, 机组达满功率。2012-05-05, 在线色谱显示B相总烃增长较大, 且在1:5019:49内, 总烃由14.25 ppm增长到41.69 ppm, 在线色谱中的乙炔含量自产生后无明显变化。从跟踪在线监测系统数据趋势可以看出, 该变压器的各种故障特征气体增长趋势明显。1#主变压器B相在线色谱趋势如图1所示。

取该变压器的油样在实验室进行油中溶解气体色谱分析, 将其试验结果与在线色谱数据进行比较, 显示两者分析结果基本一致, 1#主变压器B相油色谱实验室与在线数据如表1所示。

1.1 气相色谱分析

根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 (GB/T 72522001) , 对表1的色谱数据进行初步分析。

1.2 故障产气速率的计算分析

根据表1中离线分析的色谱数据进行计算, 2012-04-1105-25的两次取样时间间隔为1.5个月, 总烃含量由5.2μL/L上涨到319μL/L。

1.2.1 总烃相对产气速率

总烃相对产气速率, 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, 计算公式为:

式 (1) 中:γr相对产气速率, %/月;

Ci.2第2次取样测得油中某气体浓度, μL/L;

Ci.1第1次取样测得油中某气体浓度, μL/L;

Δt两次取样时间间隔中的实际运行时间, 月。

代入数据得γr (%) ={[ (319-5.2) /5.2]/1.5}100%=4 000%/月。

1.2.2 总烃绝对产气速率

总烃绝对产气速率, 即每运行日产生某种气体的平均值, 计算公式为:

式 (2) 中:γa绝对产气速率, m L/d;

Ci.2第2次取样测得油中某气体浓度, μL/L;

Ci.1第1次取样测得油中某气体浓度, μL/L;

Δt二次取样时间间隔中的实际运行时间, d;

m设备总油量, t;

ρ油的密度, t/m3。

代入数据得γa=[ (319-5.2) /44] (35/0.89) =280.46 m L/d。

《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定, 相对产气速率的注意值为10%/月, 绝对产气速率的注意值为6 m L/d。可见, 当1号主变B相油中气体组分含量的上升速度很快时, 可认为设备有异常。

1.3 用改良三比值法判断故障类型

《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐采用改良三比值法作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法将5种气体的3对比值以不同的编码表示, 编码规则如表2所示。

根据2012-05-25的色谱数据进行计算, 此时C2H2的含量为0.94μL/L, C2H4的含量为151μL/L, C2H6的含量为33.3μL/L, CH4的含量为134μL/L, H2的含量为75.7μL/L, 则:

根据表2可知, 上述比值范围的编码为 (0, 2, 2) 。按照《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的故障类型判断方法, 故障性质应为“高于700℃高温范围的过热故障”。

1.4 热点温度估算

根据日本月冈、大江等人提出的温度估算公式进行温度估算:

代入数据得T=322 lg (151/33.3) +525=736℃。

其估算温度与使用改良三比值法得出的高温过热结论相符, 因此, 可判断秦山第二核电厂1号主变B相内部存在高温过热故障。

2 故障原因初步调查分析和处理

对该故障的调查分析为: (1) 该主变压器自投运以来, 所带负载均未超过变压器的额定负载, 因此不存在过负载运行情况, 变压器也未曾遭遇过出口短路等异常工况。 (2) 测试运行中铁心接地电流为0.2 A, 排除了铁心多点接地的可能。 (3) 分析色谱数据。由于CO和CO2含量没有明显增长, 因此过热故障不涉及固体绝缘、裸金属局部过热的可能性比较大。 (4) 油中产气与负荷有较强的对应关系, 因此可排除潜油泵和无载开关故障, 也可排除主磁路故障原因。 (5) 该变压器检修前的运行情况正常, 检修后冲击合闸励磁涌流较大, 因此可能是由冲击时引起的铁心震动导致铁芯框架震动, 进而使漏磁产生环流, 最终造成过热故障。

通过以上的分析, 电厂结合变压器厂家的建议, 认为目前乙炔和其他气体含量较低, 且变化比较平稳, 决定暂不进行停电检修, 但需加强油色谱跟踪。如果总烃含量达到1 000 ppm或油色谱分析结果中乙炔和其他气体含量发生突变, 则另制订处理措施。

2012-05-25之后, 色谱数据显示油中溶解气体趋势逐渐平稳, 因此可认为变压器的内部瞬态变化已消失, 或故障点已烧熔, 进而可判定过热故障已经得到明显缓解或逐步消失。

3 内部检查情况

2013-04, 在110换料大修期间对该故障主变压器放油后进行了内部检查, 检查发现以下几个问题: (1) 在高低压夹件与靠近高压引线的第1根衬板接触面处有2处明显的放电过热灼烧点, 同时, 在两侧衬板的下方发现少量的金属颗粒散落在铁心上, 最大金属颗粒的直径约为2 mm; (2) 主变器身定位螺栓垫圈和低压夹件有过热痕迹; (3) 高压引线装置支撑板紧固螺栓有过热灼烧痕迹; (4) 低压侧油箱磁屏蔽绝缘电阻为0.

4 故障原因分析和处理措施

变压器在运行中不可避免地要产生振动, 特别是当投切变压器发生变化时产生的振动更大, 容易引发相关部件的松动。秦山二厂1#主变B相运行年限已达10年, 内部部件很容易出现松动。由于109换料大修后冲击送电时的B相励磁涌流最大, 本体震动较A/C相高出许多, 因此衬板与夹件之间和其他松动部位容易出现过热点, 并逐步累积造成过热性故障。

采取的处理措施有: (1) 紧固夹件与衬板的连接螺栓, 并对金属颗粒进行清理; (2) 刮除定位螺栓垫片与底部衬板间的油漆并紧固; (3) 对磁屏蔽进行清理, 清理后绝缘恢复合格。

2013-04-22, 1#主变B相重新冲击合闸送电, 至今运行情况正常。

5 结论

通过对变压器故障情况进行分析判断和处理, 更进一步证明了变压器油色谱跟踪分析是发现变压器早期故障非常有效的方法, 同时为类似变压器缺陷的解决积累了非常宝贵的经验。

虽然油中气体分析对运行变压器内部早期故障的诊断较为灵敏, 但仅采用这种方法无法对故障进行准确的定位, 因此在判断故障时, 必须结合电气试验、运行和设备检修等情况进行综合分析, 这样才能对故障的发生部位和原因、绝缘或部件损坏程度做出准确的判断, 从而制订出恰当的处理方法。

摘要：通过对500 kV主变运行中油色谱分析异常的原因进行分析, 提出相应的解决对策。

关键词：变压器,色谱分析,额定负载,励磁

参考文献

[1]中国电力科学研究院.GB/T 7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]操敦奎.变压器油中气体分析诊断与故障检查[M].北京:中国电力出版社, 2005.

变压器主保护原理的研究 第5篇

【摘 要】长期以来，变压器差动保护一直广泛地用作变压器的主保护，其具有原理简单、使用纯电气量、灵敏度高、选择性好、保护范围明确的特点，但差动保护的正确动作率相比较线路保护和发电机保护是非常低的，究其本质是不再满足基尔霍夫电流定律，当发生励磁涌时保护可能误动。为适应电力工业的发展要求，早期的学者们利用励磁涌流固有的特征研究了很多方法来区分励磁涌流，从上世纪八十年代开始，继电保护工作者先后提出了磁通特性原理、等值方程和功率差动原理等保护新原理。本文通过对以上各个保护的原理、有缺点等进行分析和研究，比较和评价这几种保护原理的性能，并展望未来变压器保护的发展趋势和方向。

【关键词】变压器保护；差动保护；磁通特性；等值方程；功率差动

0.引言

目前，變压器保护是采用电流差动保护作为主保护，利用二次谐波制动原理来躲避励磁涌流。

另外，近年来国内外保护工作者根据现场运行的总结和理论的不断研究，先后提出了磁通特性法、等值方程法和功率差动法等变压器主保护的新思路。本文在此基础上对以上保护原理进行分析研究。

1.差动保护原理及制动原理

1.1差动保护原理

差动保护是利用基尔霍夫电流定律工作的，当变压器正常运行或发生区外故障时，将其看作为理想变压器，则流入变压器的电流和流出的电流相等。差动保护不动作；当变压器发生内部故障时，其两端短路电流流入故障点，此时流入和流出电流不等，因此差动保护继电器动作。如图1所示为单相双绕组电力变压器差动保护的原理接线图。

对于电流互感器饱和带来差电流的误差，人们提出了变斜率的差动保护判据。图2中的虚线就是当差电流大到一定的程度时，采用更大的斜率实行保护制动。

1.2二次谐波制动原理

二次谐波制动原理就是根据励磁涌流中的二次谐波含量比短路电流相比所占差动电流的比例较大而提出的。二次谐波制动方法就是根据励磁涌流中含有大量二次谐波分量的特点，当检测到差动电流中二次谐波含量大于整定值时就将差动继电器闭锁，以防止励磁涌流引起的误动。

2.基于磁通特性的保护原理

当变压器发生励磁涌流状态，ψ-i曲线为变压器的空载磁化曲线；当发生内部故障时ψ-i为一条斜率很小的直线。即，根据实际情况下ψ-i曲线的形状来判断是发生励磁涌流情况还是内部故障情况。具体的如图3所示。

由以上原理分析可以看出，基于磁通特性的保护原理的优点是原理简单、计算量小、数据采集方便，目前的主要的问题在于门槛值整定困难且由于难以界定制动量的大小，保护判据存在一定的模糊性。

3.基于等值方程的保护原理

基于等值方程的保护原的优点是不受励磁涌流的影响，原理简单、数据采集方便、判据清楚，但是目前存在的问题是：绕组参数无法准确获取，因为基于等值方程原理是建立在正确建立变压器模型和准确获取绕组参数基础上，绕组参数无法准确获取对该方法的影响是是十分严重的；另外，保护方案整定困难也是其难以实现实际应用的另一个问题。

4.基于功率差动的保护原理

功率差动保护原理的理论依据是能量守恒定律，通过计算变压器的有功损耗来判别变压器运行状态。当变压器正常运行时，由于变压器的损耗主要是铜耗及铁耗且此时非常低，因此消耗的有功功率很小；而当发生励磁涌流时，虽然瞬时功率随着励磁电流的激增会较大但是其在一段时间内的平均有功功率仍然较小；当变压器发生内部故障时，变压器将消耗大量的有功功率，因此可以根据变压器消耗的有功功率的大小来判断是否发生故障。

基于功率差动的保护原理的优点是利用能量守恒原理来区别励磁涌流和故障电流带来的影响，可以摆脱励磁涌流对保护的影响。但是由于绕组存在储能，当发生励磁涌流时需要延时至少一个周期来判别，因此保护速动性降低。另外，对于内部绕组发生小匝数的匝间故障时存在死区，由于励磁涌流时铜耗、铁耗难以准确计算，因此整定较困难。

5.结论

本文通过对以上几种变压器保护原理的分析研究得到以下结论：

（1）利用波形特征作为识别励磁涌流的依据并不能从根本上解决差动电流保护误动的问题。

（2）对于基于磁通特性的保护原理，其优点在于原理简单、数据采集方便，目前的主要的问题在于门槛值整定困难且保护判据存在一定的模糊性。

（3）对于基于等值方程的保护原理，其优点在于不受励磁涌流的影响，原理简单、数据采集方便、判据清楚，但是目前存在的问题是：绕组参数无法准确获取；另外，保护方案整定困难也是其难以实现实际应用的另一个问题。

（4）对于基于功率差动的保护原理，其优点在于弥补了差动保护原理的不足，但是保护速动性降低。另外整定较困难。

从以上结论可以看出，目前变压器继电保护的研究方向主要由两个方面组成，其一就是通过对励磁涌流的识别来实现制动；其二就是通过研究新的保护原理来解决发生励磁涌流后保护的误动问题。笔者认为，第一种方法不能从根本上解决励磁涌流的识别问题。而对于新原理研究，虽然目前还有许多问题和困难，如门槛值整定困难，CT、PT的影响等，但是由于其从本质上不受励磁涌流的影响，因此是日后变压器保护开发和研究的趋势和方向。 [科]

【参考文献】

[1]闫晨光，郝治国，张保会等.基于电压电流信息的变压器保护原理分析[J].电力自动化设备.

主变压器油 第6篇

关键词：电力变压器,供电,电气试验

目前, 在变压器故障诊断中, 只凭电气试验的方法往往很难发现某些局部故障与发热缺陷, 特别是变压器内部的过热性和放电性缺陷。本文通过色谱分析法、电气试验等方法对某变电站110k V、50MVA主变进行综合故障判断, 分析变压器内部潜伏性故障, 根据综合结果及利用主变本体及油枕与有载分接开关之间的压力做加压试验, 发现分接开关桶底渗漏。

1 变压器油色谱分析

2014年7月对该变压器进行油色谱分析, 与上次历史数据比较, 发现油色谱中乙炔含量增加, 具有加速增长的趋势, 但总烃含量未超标, 且铁芯电流正常, 正值迎峰度夏期, 不易进行停电检查, 决定相对的降低负荷, 对其进行连续的跟踪分析, 发现其增加的趋势与负荷大小没有突出明显的关联。因产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系, 根据绝对产气速率公式计算:

对照故障类型判断方法, 属于低能放电和电弧放电类型。可能由于线圈匝间、层间短路、线圈熔断、分接抽头引线和油隙闪络、不同电位间的油中火花放电、悬浮放电或者分接开关飞弧等故障。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, 乙炔的增长速度较快且超过注意值, 防止存在的以上潜伏性故障发展成电网事故, 对变压器进了停电试验。

2 电气试验及问题分析

停电对变压器进行了外观常规检查及电气试验, 重点检查110k V中性点套管本身的状况, 有载分解开关接触及有载开关桶内是否存在渗油点、主变中性点套管与中性点连接引线之间是否存在放电点。包括了介质损耗、直阻, 铁芯、夹件绝缘电阻、吸收比等各种试验, 数据显示均正常, 未发现任何问题。

由电气试验直阻等数据正常排除了线圈、分接开关接触不良等引起的放电故障, 综合分析是否是由于分接开关飞弧, 有载开关油箱漏油渗漏进入本体导致本体油中乙炔气体含量超标而引起的误判。所以在有载分接开关厂家配合下, 将有载分接开关内部绝缘油放净, 桶底擦拭干净, 利用主变本体及油枕与有载分接开关之间的压力做加压试验。静置两小时后, 发现桶底有少量绝缘油出现;再次将桶内绝缘油迹擦拭干净, 静置两小时后, 再次发现有绝缘油渗出。检查后初步发现桶底密封件存在渗油现象。即有载开关油箱内含有乙炔气体的油渗入本体, 造成本体乙炔含量升高以致超过注意值。

3 故障处理及跟踪检查

对发现的问题, 进行讨论制定了处理方案, 工作内容如下:

(1) 将桶内油放净后, 将新密封件安装至渗油的密封件外侧, 完成后将桶内擦拭干净静置观察, 渗油现象基本消除;

(2) 将有载开关还原并注入合格绝缘油密封后, 主变高压侧直流电阻结果符合《输变电设备状态检修试验规程》的要求;

(3) 主变本体绝缘油真空脱气;

(4) 在滤油真空脱气的同时, 将主变110k V中性点套管拔出, 检查套管及中性点引线有无放电点。检查结果为:中性点引线完好, 未发现引线的表面有放电及灼烧痕迹, 套管完好无放电点;

(5) 滤油脱气工作结束主变送电运行后, 分别在1d、4d、10d、30d采集主变本体 (取样点为本体下部取样阀处) 、散热器下部、备用补充油罐内油样进行色谱试验。连续跟踪色谱分析, 试验结果为:除散热器内检测出还含有微量的乙炔外, 主变本体及油罐油样未检出乙炔成分。

4 总结

油浸式变压器绝缘油的劣化或者在高温、放电下的裂解, 降低了其绝缘性能, 对变压器等设备的稳定运行和电网安全带来了严重的影响。通过油色谱分析和电气试验的综合分析, 能尽快发现设备内部存在的潜伏性故障, 虽然无法正确定位故障具体位置, 但是能随时掌握故障的发展情况, 而且加快了故障的查找速度, 提高了故障的处理水平。

参考文献

[1]李广瑞.变压器总烃超标原因分析与处理[J].1004-9649 (2010) 08-0053-04.

[2]变压器油中溶解气体分析和判断导则[s].GB/T7252-2001.

[3]电力用油与六氟化硫[M].2007.

[4]王志方.气体继电器与变压器运行时的安全[J].变压器.2005 (09) .

电力变压器油色谱分析 第7篇

油谱分析是在实验室中用色谱仪分析从变压器中抽取的油, 通过检查溶解在油中的气体成分、个气体成分的含量以及气体产生的速度等指标, 来检查电力变压器内部有无潜在故障并判断存在的故障是否会影响变压器甚至整个电力系统的运转。油色谱分析法避免了现场检测中复杂电磁场的干扰, 还可以发现油设备中一些用普通检测方法, 如tg D和局部放电法, 发现不了的局部性过热等故障, 该方法的有效率达85%以上, 具有极大的实际意义。

二、电力变压器油色谱分析在线监测

2.1单组分在线监测设备。单组分在线监测某种单独气体或者以某种气体为主的多种气体的综合浓度, 其基本原理是利用检测设备中的渗透膜使油中溶解的气体进入反应装置并与氧气反应后发出信号, 根据信号传递的判定该气体的量。单组分在线检测设备的体积小、价格低, 无需载气和定期更换, 基本符合免维护的标准。但是所测量到的指标数值误差较大, 主要用于检测油中气体含量的变化趋势, 在受到设备的报警信号后, 应及时展开实验室色谱分析确定故障的原因。

2.2多组分在线监测设备。多组分监测设备主要通过使用油气分离设备分离油气, 再对各气体含量进行检测。该设备检测到的气体种类较多、指标参数值与实验室测量结果相近, 更主要的是可以直接分析并诊断变压器设备中的故障。但设备体积大、维护工作较难、价格昂贵。

2.2.1油气分离技术。把油中的气体与油分离开来称为油气分离, 目前主要有膜分离技术、顶空脱气技术和真空脱气技术等三种油气分离技术。 (1) 膜分离技术。膜分离是指利用特定高分子膜的透气性使气体与油分离。这种分离技术对膜的要求比较严格, 首先高分子膜的使用寿命要足够长, 在变压器运行时不会蠕动和破损, 还要求缩短脱气即油气平衡时间。目前油色谱分析在线监测设备的膜分离部件结构简单, 不污染损害变压器油, 在脱气的过程中隔断了外界空气的进入, 且维护量少。但是油气平衡时间一般多余6个小时, 脱气时间较长。 (2) 顶空脱气技术。顶空脱气技术是指当油进入脱气模块后, 把载气通入油中, 通过持续的气流吹扫使油中的气体成分随着载气流出来, 并浓缩在装有吸附剂的捕集装置中, 经过足够的吹扫后, 将捕集装置中的组分迅速转移到色谱柱中之后再进行分离。这种分离技术一般在15~30min内即可完成, 可多次重复, 脱气速度快且效率高, 但是由于没有隔离油和气, 脱气后的气样中含有油蒸汽, 污染色谱柱, 减少了色谱柱的使用寿命。 (3) 真空脱气技术。真空脱气技术指把变压器中的油放入波纹管内, 反复压缩波纹管, 抽成真空状态后将油中的气体抽出来。真空脱气分离技术20~40min即可完成, 具有与顶空脱气技术相同的优点, 但当波纹管内有油残留下来时将会影响下次测试的结果。

2.2.2混合气体的分离和检测技术。 (1) 气相色谱法。目前气相色谱法主要用在多组分在线监测设备中, 它也是迄今为止国内最成熟的气体测量方法。这种方法和实验室油色谱分析的原理基本相同。目前经常用于检测分离出来的混合气体含量的传感器通常有半导体传感器、氢焰离子化传感器 (FID) 和热导式传感器 (TCD) 。 (2) 光声光谱法。光声光谱法是以光声效应为基础的检测方法。气体分子吸收电磁的辐射而产生光声效应, 当特定的气体吸收了特定波长的红外线以后温度将升高, 温度退回去的过程中释放出热能, 使气体产生了固定比例的压力波。根据压力波频率与光源斩波频率相一致的特点, 利用灵敏度较高的微音器检测其强度, 又因为压力波强度与气体浓度成比例, 便可对气体含量进行分析。

参考文献

[1]变压器中溶解气体色谱在线分析装置[J].发明专利公报, 2007, 13 (36) .

变压器油的色谱分析 第8篇

关键词：变压器油,色谱分析,应用

0 引言

当前许多变压器由于油流带电致使故障发生, 在变压器实际运行时, 为促使其在安全性及稳定性方面得以保证, 必须将变压器材料含氧度的降低、绝缘及油冷却等功效充分发挥。只有保证油的质量, 才能将上述功效最大限度的发挥。所以, 为达到上述效果需要对变压器当中油的色谱进行更为深入、科学的分析, 还要对油当中所具有的微量元素进行有效结合, 对变压器所存在的故障问题进行准确判断。

1 色谱分析的理论基础分析

变压器油的色谱分析, 已经成为对变压器潜在故障及威胁进行检测, 保障其在实际运行中的安全性及稳定性的重要方法和关键手段。由于绝缘油的组成主要有CO2、CO、H2以及烃类等, 变压器在实际运行操作时, 当中所存在的少量的烃类分子和CO及CO2等气体, 会伴随绝缘油以及相关的绝缘材料的老化状况, 发生被分解出来的状况。与此同时, 当变压器内部出现相应故障时, 在故障的初期阶段会将各种气体给分解出来, 并且还会在变压器中予以熔解, 在故障比较严重的状况下, 其所产生的气体还可能出现聚集状况, 并形成相应的游离气体。由于各种气体在具体的产生条件方面各不相同, 如若出现变压器局部放电的状况, 通过相应的断裂及离子反应, 所生成的主要物质为H2, 该气体通过不断的积累, 最终进行重新化合, 生成诸如C2H2、C2H4及CH4等气体, 上述气体在具体的速度及数量上, 会随着不断积累而出现加快及增多的状况。通常情况下, 产生C2H4的温度明显高于CH4及C2H4, 大约为500℃, 而C2H4通常情况下温度在800~1250℃状况下所生成, 此外, 在电弧中会产生大量的C2H4。当变压器当中的油与外界的空气出现相应的化学反应时, 还会生成CO2及CO等气体, 在不断积累的过程中, 就会成为数量多的气体。在这种状况下, 所分解出的气体最终会形成相应的气泡, 然后长期被变压器当中的油进行溶解, 造成变压器出现故障状况, 气泡在具体的产生量方面明显大于其被相应溶解的数量, 变压器当中所存在的气体就会不断增多。在还未发生故障时, 由于在温度比较低, 气体产生速度较慢且数量方面较少, 若对变压器油中的气体各方面要素进行及时有效的分析, 并与油中所存在的微量金属进行紧密结合, 就能对变压器发生故障造成影响的相应潜在威胁给予准确判定。而所谓色谱分析, 实质上就是利用气相色谱仪, 对各种气体在具体的构成、含量及组成等方面进行分析。

2 色谱分析的具体条件

对于传统的电力系统, 当实施分离操作时, 需运用相应的联分流合并双柱系统, 此外, 还存在双FID、TCD及CH4转化炉, 通过抽样对油中所熔解的气体组分进行相应的分析。一般情况下, 采用两根色谱填充柱予以完成, 但其中还是会存在一些问题。在整个色谱仪当中关键部位就是色谱柱, 其所具有的分离效果的好坏, 与色谱柱的选择具有直接性的关系。气相色谱仪在具体的划分上为双气路及单气路, 也就是所谓的热导检测器。在实际工作当中, 需要一路气做好相应的比较气状况, 通常将其称为产比气, 当将一路气作为样品时, 阀件就会对两路气进行同时且独立提供, 当对两路气体进行相应使用及调节时, 其间不会出现互相干扰的状况。其中所存在的关系为并联方式的气路, 即双气路。在实际工作中存在成本过高以及样品自身还具有相应的复杂性, 因此, 通常将上述两路气体所存在的流动方式, 从串联流动改成单路流动, 其中对于两路气的控制来讲, 则只有一路阀件予以完成。此种方法的最终结果就是对其中的一些S值予以损失, 在具体的测量百分含量方面, 最终的结果将不受到其他因素的影响。

3 变压器油中色谱分析的具体方法

针对变压器油中色谱分析的具体方法来讲, 主要有比值法、产气速率法及特征气体法。①比值法。利用对不同气体进行相应分析的基础上, 对其中所存在的不同比例关系, 采用色谱分析方法进行对比, 此种方法具有很好的直观性, 但是其所存在的误差也比较大。②产气速率法。对气体当中的各个要素实施深入分析, 不仅对气体相应的组成含量所具有的绝对值进行分析, 还对他们所存在的发展趋势进行密切观察, 也就是对它们的产气速率进行观察, 此种方法能够对那些具有突发性的故障进行判断, 然而其在具体的操作方面却存在比较繁琐的状况, 必须对气体所存在的变化状况进行记录。③特征气体法。对存在的所有气体, 在具体的含量、结构及组成等方面进行逐个分析, 虽然此种方法看起来比较繁琐及复杂, 然而其在变压器故障判定相应的有效性、准确性及可靠性方面能够得到提升。

4 分析仪在地铁供电系统的实际使用

随着上海地铁的大发展, 许多新技术、新设备在地铁供电系统中得到大量的运用。

在地铁供电设备的日常设备运行和维护中, 要求对关键变压器特别是发现有异常的变压器经常进行故障气体、局部放电、绕组变形等多种项目的测量。从这些结果中得到的科学信息是供电部门预计并控制安全服务和运行成本的依据。

随着现代科技的快速发展以及微处理器的引入, 在线监测仪器的发展速度正在稳步提高, 使智能化在线监测仪器的广泛应用成为可能。由于通讯技术的发展使得在线监测的结果能够快速传递到远距离的分析和控制中心, 在出现故障时不但能及时自动报警并可从多气体比值判断故障性质及类型, 采取必要措施, 更显示出了其重要作用。近年来在国外各大电力部门的应用已经证明, 在线监测技术对电力设备的充分利用, 提高效益, 延长使用寿命以及降低运行维护费用方面都有积极作用。

5 TROM-600 变压器油色谱在线监测系统的简介

自2009 年, 上海地铁多条新线陆续开通, 主变电站引进了思源电气的变压器油色谱分析仪TROM-600 用于对主变压器油的在线监控。

TROM-600 变压器油色谱在线监测系统就是针对变压器内部的过热和放电性故障进行在线监测所开发的测试系统, 该系统弥补了实验室离线色谱测试周期长的不足, 可以在线监测油浸式变压器的运行信息。

TROM-600 变压器油色谱在线监测系统是集控制、测量分析技术于一体的设备。系统分为油气分离、混合气体分离、数据分析处理、远程传输控制四大部分。设备可以测量反映变压器故障信息的六种特征气体。这六种特征气体是H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等。

TROM-600 变压器油色谱在线监测系统工作原理:系统有强制油循环功能, 这样能保证对变压器中的流动油实时取样。变压器中的油通过强制循环装置进入油气分离装置, 通过高效的真空油气分离装置将变压器油中的特征气体完全分离。被分离的气体进入检测系统, 通过色谱柱传感器, 将气体浓度值转换成相应的电信号。采样控制系统采用进口PLC, 具有质量稳定、性能可靠, 稳定运行等特点。传感器的电信号通过高精度A/D转换器, 转换成数字信号, 储存、传输。检测的数据以数字格式, 由通讯电缆将数据传送到智能控制器自动分析。传输协议采用RS485, 具有传输距离长, 传输速度快, 同时数据以数字格式传输, 使得信号的传输有很强的抗干扰能力。专用的RS485 通讯模块, 采用光耦完全隔离, 系统与传输线路光隔离, 避免电流回路损坏系统。信号端具有浪涌保护器, 避免信号线路遭遇意外浪涌电流对系统的造成的损坏和干扰。

图1 为TROM-600 的系统图。

6 TROM-600 变压器油色谱在线监测系统的实际使用

十一号线嘉定新城主变电站安装有一套TROM-600变压器油色谱在线监测系统。分别对1#、2# 主变进行在线变压器油的色谱监控。自投运以来, 该装置整体性能较为稳定。其人机对话的界面较为友好、操作方便。图2 为人机对话窗口。

对变压器内部故障时有价值的气体CH4、C2H6、C2H4、C2H2、H2、CO和总烃都有实时测量值和上限报警值的数据。能做到实时监控、故障报警的功能要求。

主变电站油色谱在线监控仪的使用大大提高变压器油色谱分析试验的真实性与灵敏度, 这是状态检测的主要着眼点。此外, 这样的在线监控就不必安排设备的停电计划, 这显然给供电系统的运行带来方便。

状态检测将作为预防性试验中的一个重要组成部分, 它将在很多方面弥补仅靠定期停电预试的不足之处。

7 结束语

从上述所举的实例可知, 采用色谱分析方法对变压器运行当中相应故障予以维护具有很好的作用, 需要对历史准确记录, 并根据相应记录对变压器运行好坏进行准确、清晰的反映, 色谱分析对于那些潜在的隐患具有更好的效果, 其对于变压器故障监测所具有的作用巨大, 因此, 必须对其使用进行深入分析和思考, 并在不断实践当中对其进行更好创新, 以满足更多需求, 提供更多服务。

参考文献

[1]林永平.变压器油色谱分析技术的发展及最新动态[J].广东电力, 2000 (3) :32-35.

[2]孙才新, 郭俊峰, 郑海平, 等.基于行为的变压器油色谱分析模糊诊断专家系统研究[J].电工技术学报, 2004, 16 (3) :49-52.

[3]徐康健.变压器油色谱分析中用三比值法判断故障时应注意的问题[J].变压器, 2010 (1) :75-76.

[4]徐志钮, 律方成, 赵立刚, 等.基于Lab VIEW的变压器油色谱分析故障诊断系统[J].电力科学与工程, 2005 (4) :37-40.

主变压器油 第9篇

关键词：油浸式变压器,油枕,胶囊,破裂

随着电网和输电线路容量的不断增大, 大容量变压器用途越来越广, 鉴于油浸式变压器容量适应性较好, 安装要求较低, 以及过载能力较强, 所以在电力系统得到较为广泛的应用。变压器油肩负着绝缘和冷却的作用, 品质要求较高, 运行中不允许与空气直接接触, 而变压器油等部件由于负荷及环境温度的变化, 存在膨胀和冷缩的现象, 为了保证其正常的膨胀和冷缩, 同时避免油与外界直接接触, 油枕胶囊就是其中的利器, 其与呼吸器配合, 既保证了变压器正常的膨胀、冷缩 (呼吸) , 也避免了油与外界直接接触, 同时也能即时反应变压器油位。

1 油枕胶囊与呼吸器

1.1 简易连结图

1.2 变压器的呼吸作用

通过上图可以看出:胶囊底部贴在油枕的油面上, 其内部是空气, 外面是油, 空气和油完全隔绝, 也就是变压器油是密封的, 这样能保证油的品质。呼吸器是连接在胶囊上, 胶囊内部的气体通过呼吸器与大气连接。当变压器温度升高, 油面上升时, 变压器本体内压力增大, 胶囊袋随之压缩, 其内部空气通过呼吸器排至大气;变压器温度降低, 油面下降时, 变压器本体内压力减小, 胶囊袋随之膨胀, 外部空气通过呼吸器进入胶囊, 即呼吸器与胶囊共同完成变压器的呼吸。另外, 油位计连在胶囊上, 随着其膨胀压缩就可以指示出变压器油位变化情况。

1.3 油枕胶囊损坏的现象

在正常情况下不会有变压器油通过呼吸器流出, 但如果胶囊破裂, 油枕中的油进入胶囊, 胶囊中的空气进入油枕, 这样在变压器温度升高胶囊压缩时, 其内部的油被挤压后顺着呼吸器管道流出, 从而会通过呼吸器溢流至变压器外部。

2 油枕胶囊损坏应采取的措施和注意事项

2.1 采取的措施

(1) 为保证变压器正常呼吸, 同时防止轻瓦斯、压力释放等保护误动以及不再从呼吸器漏油, 将油枕内胶囊与呼吸器管道从管道法兰处解开, 此时胶囊处于自由悬浮状态。

(2) 加装临时油位计, 以便检查油位用。

2.2 存在的问题

(1) 由于胶囊处于漂浮状态, 内部进油, 不能正常压缩膨胀, 故油位计指示不准确。

(2) 变压器油通过呼吸器与空气接触, 油质老化快。

2.3 注意事项

(1) 应按规定时间对变压器全面检查一次, 注意油温、高低压侧绕组温度、声音正常, 无渗漏油等异常运行情况。如发现油温异常升高, 应立即降低变压器负荷, 并进一步检查处理。

(2) 若变压器运行中“轻瓦斯”信号发出时, 应立即就地检查有无漏油现象。

(3) 若变压器压力释放保护动作报警, 应立即到就地检查变压器有无喷油 (因油加多压力释放保护动作后应能立即复位) , 若无喷油且变压器运行正常, 应检查压力释放保护。

(4) 按时认真检查临时油位计油位指示, 发现指示较大变化时, 立即确认其真实油位。

(5) 变压器负荷、环境温变化较大时, 应注意监视变压器油温、绕组温度正常, 冷却器投停正常。

(6) 注意检查变压器呼吸器的硅胶颜色, 发现颜色变化为粉红色时, 应进行更换。注意检查呼吸器底部的油杯内油位应在正常油位, 在其杯体标示的上限和下限之间, 检查变压器呼吸正常。

(7) 加强对变压器油质的监督检查, 增加油色谱分析频次, 确保变压器油质合格。

注:1) 呼吸器油杯中的油就是起油封作用, 以防呼吸器内硅胶与大气直接相通, 影响使用寿命。注意呼吸器油杯油位正常, 变压器呼吸正常 (油杯中冒气泡) 。

2) 硅胶, 吸附空气中的水分, 避免变压器中的油老化、绝缘降低。巡检时注意呼吸器中硅胶颜色, 变为粉红或淡红时要更换。

参考文献

[1]电机学[M].中国电力出版社.

变压器渗漏油的处理办法 第10篇

由于南京电网运行的变压器生产年代跨度大, 而且来自全国各制造厂, 其制造工艺水平和产品结构均有很大差异, 加之, 从制造厂到供电运行部门经历了运输、吊芯、安装和运行维护吊芯等诸多环节, 此外升压工程、增容改造工程、事故抢修工程等频繁的变压器运输、拆装工作, 对变压器渗漏油无疑是雪上加霜。经过分析, 变压器结构设计不合理、制造工艺质量问题、材质选用问题及现场安装问题是造成变压器渗漏油的主要原因。如果由专业人员用合适的安装工艺是可以将渗漏油情况大幅度降下来, 直到消除它。

1 措施

我们分析了造成变压器渗漏油的诸多原因, 制订和完善了变压器渗漏油的各项工艺措施、技术措施, 并进行了施工安排, 从以下几个方面入手:

1.1 选用新型密封材料, 完善对密封件的检测手段

国内变压器行业最常用的密封材料为丁腈橡胶, 但由于其配方和工艺等原因, 国产丁腈橡胶目前尚不能满足性能要求, 常在变压器生产和运行中丧失弹性、开裂、硬化及过早老化, 造成了变压器的渗漏油。由于变压器运行中温度分布的不均匀, 局部区域温度可能超过了丁腈橡胶正常使用的极限温度。为此, 经过调研, 选用了新型的耐高温、耐油性好的高分子材料丙稀酸酯橡胶。它能在150℃热油中连续工作, 有着良好的耐老化等特点。使用这种新材料效果较好。

1.2 改进密封件的断面形状

在箱沿密封件转弯处, 角度小, 以往采用圆形橡胶条, 极易产生龟裂, 导致渗漏。现我们采用“8”字型断面胶条, 不仅避免了龟裂现象, 而且采用了双密封结构, 密封更为合理可靠。同时对放气塞、油样阀等部位改用为0型密封。

1.3 改进密封橡胶粘合剂

以往采用的502胶水粘合剂粘合度低、时间长、遇水易溶解, 且粘合层显脆性, 为密封部位最薄弱的环节。现采用406胶水作为粘合剂, 其粘度不仅比502高, 粘合时间也短, 遇水不易溶解, 而且粘合层为预柔性, 不易断裂, 耐热性能也好。

1.4 改进放气塞, 使用真空碟阀

散热器闷头存在着加工制造中的严重缺陷, 全部更换闷头会带来成本上升问题, 因为, 每台变压器有40多个闷头。而大部分闷头经过精加工后仍有使用价值, 从节约成本的原则出发, 多次修改闷头的加工图纸和散热器放气塞配套的密封件尺寸, 使密封更为完善、可靠。

真空碟阀在结构上与普通碟阀相比, 结构有较大改进, 而且在其与变压器法兰接口处采用了双层密封, 有效地解决了接口的渗漏油问题。

同样, 对最易渗漏的套管放气塞结构也进行了改进, 制定了各种规格的放气塞, 接触面改平面为圆锥形, 使密封更为可靠、有效。

1.5 措施到位, 防止起重运输造成渗漏

为了防止变压器在变电站现场施工过程中, 由于施工不当造成变压器渗漏油情况, 我们加强对起重工作人员进行变压器相关知识培训, 使起重运输人员对变压器基本结构及承重部位有一定的了解, 对变压器运输时的行车速度作了规定, 防止了变压器在运输中受较大加速度冲击。同时, 针对顶点位置无法承重现象采取了多点支撑措施, 减少了箱沿支撑面的压强, 减少了由于起重造成的箱沿变形情况。

1.6 加强对变压器部件的质量控制

加强对阀门、散热器、有载分接开关等部件的质量控制, 严格ISO9000标准, 对合格的分承包方进行选择、评定和复验工作, 并加强了对实物质量的进货控制, 使组件的质量上了一个档次。同时, 采用国内质量上乘的部件, 使质量控制取得了良好的效果。

2 效果检查

在广大职工的共同努力下, 经过渗漏油处理过的变压器, 即使有渗漏点也是较轻微的, 不存在明显的渗漏情况, 而相当一部分的变压器经过处理后, 已经没有渗漏点, 变压器处理渗漏油工作达到了预期的目标, 取得了明显的效果。

3 今后努力的方向

解决变压器渗漏油是一项长期、持续的工作, 需要从制造到运行各个环节共同努力, 现将方向归纳如下:

3.1 改造隔膜式储油柜是当务之急

变压器的渗漏油与变压器承载的负荷有关, 负荷越高, 变压器油温越高, 油的粘度也将变得越小, 更容易渗漏油。几乎所有隔膜式储油柜均存在渗漏油情况。因此, 从结构上改造这些个隔膜式的储油柜, 成为解决变压器渗漏油问题的当务之急。

3.2 制造工艺水平低、部件质量差

变压器制造厂工艺水平低、部件质量差是造成变压器渗漏油的主要原因之一。不仅放气塞、碟阀、气体继电器渗漏油, 而且几乎所有渗漏油的变压器均存在法兰接合面之间不平行、法兰太单薄容易变形、安装尺寸不符合要求、密封油面未加工等情况。此情况在气体继电器和储油柜之间尤为突出, 造成了密封件受力不均匀, 存在着较大的应力。为此, 更换部件, 采用波纹管软连接是消除法兰之间应力, 现场解决气体继电器的接口渗漏油的有效途径。

3.3 解决渗漏油与密封技术有关

目前, 一部分密封面渗漏采用环氧堵漏胶堵住, 但环氧堵漏胶只能应急, 据统计最多只能维持3~4个月, 应慎重使用。同时, 使用了堵漏胶造成了套管、散热器不能放气、造成散热难、部件损坏等多种后果, 所以堵漏胶不适宜用在密封油面上, 只能用于变压器油箱焊缝油箱的应急堵漏。

3.4 良好的人员素质是解决渗漏油的关键

在同一个变电站, 同样容量, 同样结构变压器由于安装队伍不同, 其渗漏油情况就全然不同。因此, 加强检修、安装、运行人员的专业技术培训、提高人员素质, 是解决变压器渗漏油的当务之急。

4 结论

4.1 造成变压器渗漏油的主要原因是变压器结构问题, 其次是变压器安装质量问题和密封材料问题。

4.2 变压器渗漏油是可以解决的, 但是根据目前电网上运行的变压器结构、产品质量及工艺水平难以一次得到解决, 还要做大量具体、有效的工作。

我们相信只要大家重视变压器渗漏油问题, 通过大家不懈的努力, 变压器渗漏油问题是能够解决的。电网安全运行的可靠性也将进一步提高。

摘要：变压器渗漏油问题是变压器检修工作中的重点和难点, 将实际工作中的一些经验总结归纳出来, 期望能给从事变压器检修工作的同事们一点补益。

关键词：变压器,渗漏油,处理办法

参考文献

[1]陈敢峰.变压器检修[M].北京:水利水电出版社, 2005.