变压器油中溶解气体的在.ppt

《变压器油中溶解气体的在.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变压器油中溶解气体的在.ppt（74页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、第七章变压器油中溶解气体的监测与诊断技术,方瑞明 博士/教授Email:,第七章 变压器油中溶解气体的监测与诊断技术,第一节 油中气体的产生和溶解,第一节 油中气体的产生和溶解一、气体的产生,第一节 油中气体的产生和溶解一、气体的产生,第一节 油中气体的产生和溶解一、气体的产生,第一节 油中气体的产生和溶解一、气体的产生,第一节 油中气体的产生和溶解二、气体在油中的溶解,第一节 油中气体的产生和溶解二、气体在油中的溶解,第一节 油中气体的产生和溶解二、气体在油中的溶解,第一节 油中气体的产生和溶解二、气体在油中的溶解,第一节 油中气体的产生和溶解三、气体在油中的损失,第一节 油中气体的产生和溶

2、解三、气体在油中的损失,第二节 不同状态下油中气体的含量,第二节 不同状态下油中气体的含量一、新投运前后,第二节 不同状态下油中气体的含量二、长期正常运行时,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第二节 不同状态下油中气体的含量三、故障状态下,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析一、气相色谱分析的流程

3、,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析一、气相色谱分析的流程,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析一、气相色谱分析的流程,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析一、气相色谱分析的流程,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分

4、析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第三节 离线式油中溶解气体的色谱分析二、气相色谱分析的工作原理,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测一、原理框图,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四

5、节 变压器油中溶解气体的在线监测二、油气分离,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测三、气体分离及信号转换,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测三、气体分离及信号转换,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测四、信号处理及计算机控制,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测五、系统结构,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测五、系统结构,第四节 变压器油中溶解气体的在线监测五、系统结构,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断一、诊断流程,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断一、诊断流程,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断一、诊断流程,1、“GB1094.5-1985 电力变压

6、器”中对运行中电力变压器及电抗器里的油中气体注意值规定如下：,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断一、基于注意值的流程,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断二、基于比值法的诊断,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断二、基于比值法的诊断,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断二、基于比值法的诊断,三比值法诊断流程,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断二、基于比值法的诊断,IEC1999年新导则（60599）进行了修改，准确率更高（同样数据，老导则不正确率30%，新导则降为零）。,考虑到基于各气体组分的数量及其比值的大小按某些界限来进行机械划分难以反映多种多样的客观情况，近年来，引进人工智能技术使诊断符合率显

7、著提高1）人工神经网络法；2）粗糙集法；3）模糊逻辑法；4）支持向量机法,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断三、引入人工智能技术的诊断,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断,1)电力变压器油中气体增长的原因是多种多样的，为正确判断故障，应采取多种测试方法进行测试，由测试结果并结合历史数据进行综合分析判断避免盲目的吊罩检查。2）若氢气单项增高，其主要原因可能是变压器油进水受潮，可以根据局部放电、耐压试验及微水分析结果等进行综合分析判断。3)若C2H2含量单项增高，其主要原因可能是切换开关室渗漏、油流放电、压紧装置故障等。通过分析与论证来确定C2H2增高的原因，并采取相应的对策处理。4)对三比值法，

8、只有在确定变压器内部发生故障后才能使用，否则可能导致误判，造成人力、物力的浪费和不必要的经济损失。5)综合分析判断是一门科学，只有采用综合分析判断才能确定变压器是否有故障，故障是内因还是外因造成的，故障的性质，故障的严重程度和发展速度，故障的部位等。,华东电力试验所以特征气体法、三比值法和产气速率为基础，并结合我国经验提出的色谱分析诊断流程表。,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断五、诊断实例分析,某110 kV主变,型号为SSZ9-50000,2005年12月8日投产,2007年12月27日主变本体油色谱预试中发现油中的一些特征气体含量异常,H2、总烃、C2H2等含量比同年6月份的数据异常增大

9、,随后进行了几次复测跟踪,其数据准确重复性好,可以排除人为的影响。油色谱分析结果见表1。,由表1可看出,特征气体(H2、总烃、C2H2)含量远超出正常标准值,说明故障发展迅速,于是决定立即停止运行,对变压器进行吊罩,查找故障部位。,故障分析：从该主变的色谱测定结果可看出:故障后主变油样中的气体以CH4和C2H4为主,其次是C2H6和H2,与过热故障产生的特征气体相符。但具体的故障原因究竟是磁通集中引起的铁芯局部过热,还是涡流引起的铜过热或是接头接触不良引起的过热,还有待进一步检查分析。1、利用三比值法分析 根据三比值法的编码规则进行了计算,其计算结果见表2。从表中特征值0,2,2判定乙炔等超标

10、的原因是金属过热性故障并伴着绝缘材料过热征兆。,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断五、诊断实例分析,故障分析：1、利用三比值法分析（续）根据三比值与温度的关系,可得出故障温度为 t=322lg(C2H4/C2H6)+525=749()计算结果显示其故障性质为高于700的高温范围过热性故障。2.对CO2和CO的指标进行判断 CO2/CO的比值为2.97,小于3,仍怀疑故障涉及到固体绝缘材料热裂解(高于200)。为了进一步确认故障的存在及故障的大致部位,有必要对主变进行电气试验。,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断五、诊断实例分析,3、直流电阻测试主变停役后用AVO绝缘摇表2 500 V分别对1号

11、主变的铁芯及夹件进行测试,其数值均在10 000 M以上,说明铁芯及夹件均无多点接地的隐患。本体绝缘、介损值结果均无异常。在测试主变直流电阻时发现高压侧C相1-5档,14-17档的直流电阻明显偏大,C相不平衡率超过8%(见表3),其他档位均无异常。该试验结果证实了油色谱分析中得到的结论,并进一步明确故障位置应该在主变高压侧C相调压绕组导电回路部分,为现场针对性吊罩检查处理提供了依据。,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断五、诊断实例分析,故障检查 1、变压器吊罩前,工作人员首先要通过有载分接开关处的检修孔,检查分接开关筒体外绕阻接头的情况,确定无异常后,接着进行变压器吊罩检查。2、变压器吊罩后清

12、晰地发现在变压器高压侧C相调压绕组第5抽头处有绝缘纸过热变色的痕迹，经工作人员进一步对该处解体,发现其T型接头处扁铜线脱焊,接触不良,当有大电流经过该故障点时,电阻发热引起烧蚀。结论：该变压器油中总烃含量过高的原因正是由于C相高压侧第5调压绕组T型焊接不良引起,同时也论证了主变绕阻直流电阻测试中C相1-5档电阻值不正常的现象(14-17档电阻值异常的原因是14-17档与1-5档在有载分接开关极性相反)。从而可知该主变出厂时在该点的焊接就没有达到平整、光滑、牢固的工艺要求,因此留下了严重的安全隐患。,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断五、诊断实例分析,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断六、系统实例,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断六、系统实例,第五节 油中溶解气体分析与故障诊断六、系统实例,作业,P1621、2、8、9,