W - Analiza głębokości testu DGA: perspektywa oka do diagnozy uszkodzenia transformatora

 

1. Podstawowa zasada testu DGA: łańcuch logiczny od „wytwarzania gazu” do „diagnozy”

System izolacji transformatora składa się głównie z oleju mineralnego (lub przyjaznych dla środowiska płynów izolacyjnych, takich jak FR3) i stałych materiałów izolacyjnych (np. Papier izolacyjny). Podczas normalnej pracy materiały izolacyjne powoli starzeją się i wytwarzają śladowe ilości gazu; Jednak gdy wady takie jakrozładowanie łukowe, częściowe rozładowanie i przegrzanieWystępują wewnątrz transformatora, wysoka energia w punkcie uskoku przyspiesza rozkład oleju izolacyjnego i izolacji stałej, generując charakterystyczne gazo. Większość z tych gazów rozpuszcza się w oleju izolacyjnym, podczas gdy w stanie wolnym istnieje niewielka ilość w stanie oleju lub w komorze gazowej.

Podstawowa logika testu DGA obejmuje procesZbieranie próbek oleju → Separacja gazu → Analiza chromatograficznaw celu ilościowego wykrycia rodzajów i stężeń rozpuszczonych gazów w oleju. Następnie, łącząc odpowiednią zależność między gazami i typami uszkodzeń, zapiera to, czy istnieją uskoki wewnątrz transformatora i charakter uskoków. Zasadniczo przywraca stan usterki poprzez „odcisk palca gazowego”.

 

2. Gazy analizowane rdzenia w teście DGA i ich odpowiednie usterki

Różne typy uszkodzeń wytwarzają znacząco różne typy gazu i proporcje ze względu na zmiany intensywności energii i temperatury roboczej. Zgodnie z międzynarodowymi standardami (np. IEC 60599) i praktykami branżowymi test DGA koncentruje się na następujących 7 charakterystycznych gazach, a ich odpowiednie relacje z typami uszkodzeń pokazano w poniższej tabeli:

Nazwa gazu	Symbol chemiczny	Główne typy błędów	Kluczowy opis funkcji
Wodór	H₂	Częściowe rozładowanie, niski - łuk energetyczny	Główny produkt pękania cząsteczek oleju spowodowany częściowym rozładowaniem
Metan	Ch₄	Low - Warstwa termiczne temperatury (<300℃)	Wczesny produkt rozkładu przegrzania oleju, o wysokim odsetku w niskich temperaturach
Etan	C₂H₆	Low - Warstwa termiczne temperatury (<300℃)	Wygenerowane razem z metanem, wspólnie wskazującym niskie - przegrzanie temperatury
Etylen	C₂H₄	High-temperature thermal fault (>700 stopni)	Charakterystyczny gaz z in - Rozkład głębokości oleju w wysokich temperaturach
Acetylen	C₂H₂	Wysoki - rozładowanie łuku energetycznego	Wygenerowane tylko pod wysokim - błędami energii, takimi jak Arcs; „Gaz ostrzegawczy”
Tlenek węgla	WSPÓŁ	Rozkład termiczny papieru izolacyjnego	Główny wskaźnik starzenia się lub przegrzania izolacji stałej (papier)
Dwutlenek węgla	Co₂	Starzenie się lub przegrzanie papieru izolacyjnego	Wygenerowane razem z CO; Stosunek CO/CO₂ może określić stopień starzenia się papieru izolacyjnego

Na przykład, jeśli stężenieacetylen (c₂H₂)W wyniku DGA znacznie wzrasta, zwykle wskazuje wysoki - łuk energii (np. zwarcie uzwojenia) wewnątrz transformatora; Jeśli odseteketylen (c₂H₄)jest widoczne, może to być wysoka - usterka przegrzania temperatury spowodowana przez multi - uziemienie żelaznego rdzenia.

 

3.1 Metoda analizy stężenia pojedynczego gazu: podstawowa ocena progowa

Ta metoda określa, czy istnieje nieprawidłowość poprzez porównanie zmierzonego stężenia gazu zStandardowa wartość ostrzegawcza(określone w standardach takich jak IEC 60599 i GB/T 7252-2017). Na przykład:

W oleju izolacyjnym nowo zleconego transformatora stężenie acetylenu (C₂H₂) powinno być blisko 0; Jeśli C₂H₂ zostanie wykryte, konieczne jest czujność na potencjalne zagrożenia uszkodzenia pozostałe podczas produkcji fabrycznej.

W przypadku transformatora serwisowego IN -, jeśli stężenie tlenku węgla (CO) w sposób ciągły przekracza 300 μl/l, stan starzenia papieru izolacyjnego powinien być analizowany w połączeniu z Co₂.

 

3.2 Metoda analizy stosunku gazu: podział typu błędu

Różne usterki generują różne kombinacje gazu. Obliczając stosunki charakterystycznych gazów (np. C₂H₂/C₂H₄, CH₄/H₂, C₂H₄/C₂H₆), typy uszkodzeń można dalej podzielić. Odpowiednie związki między wspólnymi współczynnikami i błędami są następujące (patrz IEC 60599):

Typ błędu	C₂H₂/C₂H₄ (acetylen/etylen)	Ch₄/H₂ (metan/wodór)	C₂H₄/C₂H₆ (etylen/etan)
Normalna operacja	<0.1	0.1-1.0	<1
Częściowe rozładowanie	<0.1	>1	<1
Low - Warstwa termiczne temperatury (<300℃)	<0.1	0.1-1.0	<1
High-Temperature Thermal Fault (>700 stopni)	0.1-1.0	0.1-1.0	>3
Wysoki - rozładowanie łuku energetycznego	>1	<0.1	>3

Na przykład, jeśli wskaźniki spełniają warunki „c₂h₂/c₂h₄> 1 i c₂h₄/c₂h₆> 3”, można to potwierdzić jako błąd łuku energetycznego o wysokiej -; Wykrywanie acetylenu w transformatorze MVA w dokumencie 2, w połączeniu z brakiem wizualnych znaków błyskowych łuku, sugeruje, że może to być ukryty łuk (np. Rozwój częściowego rozładowania wewnątrz uzwojenia).

 

3.3 Metoda trójkąta Duval: Intuicyjna diagnoza graficzna

Zaproponowany przez Hydro - Quebec Research Institution w Kanadzie, ta metoda wykorzystuje wartości wartości wielkościmetan (rozdz₄), etylen (c₂H₄) i acetylen (c₂H₂)jako trzy wierzchołki trójkąta. Po obliczeniu odsetka każdego gazu, lokalizuje pozycję na schemacie trójkąta i ocenia typ uskoku zgodnie z opadającym obszarem. Ta metoda jest wysoce intuicyjna i może skutecznie rozróżniać między „usterkami termicznymi” i „błędami rozładowania”, a nawet podzielić poziomy temperatury przegrzania (TEMPERATURA TEMPERATURA TEMPERATURA TEMPERATURA TEMPERATURA-, wysoka - temperatura T3).

Główny podział Trójkąta Duval jest następujący:

Obszar D1: Częściowe rozładowanie; Obszar d2: high - energia arc;

Obszar T1: Low - przegrzanie temperatury (<300℃); Area T2: Medium-temperature overheating (300-700℃); Area T3: High-temperature overheating (>700 stopni);

Obszar DT: Połączony uszkodzenie łuku + usterka termiczna.

 

3.4 Metoda współczynnika Rogersa: Klasyfikacja błędów inżynierii

Zaproponowana wspólnie przez brytyjską CEGB i IEEE, ta metoda ustanawia matrycę klasyfikacji usterki oparta na trzech zestawach stosunków gazu (CH₄/H₂, C₂H₄/C₂H₆, C₂HH₂/C₂H₄) i jest odpowiednia do szybkiej diagnozy małych i średnich transformatorów mocy {{}}}. W porównaniu z metodą współczynnika IEC metoda Rogersa może dokładniej rozróżnić „Low - łuki energetyczne” i „High - przegrzanie temperatury”, a dokument 1 wspomina, że ​​jest szeroko stosowana w północnoamerykańskim systemie zasilania.

 

3.5 IEC 60599 Metoda diagnostyczna: kompleksowy standardowy proces

Jako standard zaakceptowany na całym świecie, IEC 60599 nie opiera się na jednej metodzie, ale przyjmuje proces trzech - kroku ”Próg stężenia → Analiza stosunku → Weryfikacja trendu":

Po pierwsze, sprawdź, czy stężenie pojedynczego gazu przekracza standard (np. Acetylen> 5 μl/L wymaga czujności);

Następnie oceń typ błędu poprzez analizę wskaźnika gazu;

Na koniec sprawdź, czy usterka rozwija się, łącząc dane trendu wynoszące 3-6 miesięcy (np. Miesięczne tempo wzrostu gazu> 10%).

Ta metoda równoważy dokładność i praktyczność oraz jest podstawową podstawą diagnostyczną w globalnym przemyśle energetycznym.

 

4.1 Diagnoza typu błędu i lokalizacja

To jest podstawowe zastosowanie DGA. Gdy w transformatorze występuje nieprawidłowość (np. Zwiększona temperatura oleju, zwiększona hałas) lub gaz przekracza standard podczas rutynowego testowania, analiza DGA może szybko zidentyfikować charakter błędu (np. „Arc” lub „przegrzanie”) i zapewniać kierunki utrzymania witryny -. Na przykład wynik DGA transformatora MVA w dokumencie 2 (acetylen + wysoki - gaz) bezpośrednio obsługuje decyzję „nie zalecania rekomendowania remisji”, aby zapobiec rozszerzeniu błędu.

 

4.2 Wczesne ostrzeżenie o błędach (analiza trendów)

Poprzez monitorowanie danych DGA przez długi czas i analizowanie trendu zmiany stężenia gazu, potencjalne zagrożenia można wykryć w „etapie embrionalnym” błędu:

Powolny wzrostW stężeniu gazu (np. Miesięczny wzrost o 5% w CO): zwykle z powodu starzenia się izolacji, wymagający zwiększonego monitorowania;

Szybki wzrostW stężeniu gazu (np. 10 μl/L Nowy acetylen wykryty w ciągu jednego dnia): wskazuje nagłe usterkę, wymagającą wyłączenia awaryjnego;

Nagły wyglądnowego gazu (np. Brak c₂h₂ wykryty wcześniej, ale wykryty w określonym teście): może wskazywać na występowanie nowej awarii (np. Rozkład izolacji uzwojenia).

 

4.3 Rutynowe testowanie i weryfikacja fabryczna (kluczowe wymagania w dokumencie 3)

Według IEC 60076-1 i wymagań w dokumencie 3 test DGA należy przeprowadzić, zanim transformator opuści fabrykę, po nowym wtrysku oleju lub po przeglądzie:

Przed testem: Sprawdź, czy nowy olej jest kwalifikowany (np. Bez acetylenu, niska wilgoć);

Po teście: Porównaj dane chromatograficzne przed i po teście, aby potwierdzić, że podczas testu nie ma wewnętrznych ukrytych zagrożeń (np. Częściowe zrzut spowodowany testem napięcia wytrzymałego);

Przykład: Dokument 3 wyraźnie wymaga „braku nieprawidłowości w analizie chromatograficznej oleju po teście izolacyjnym”, aby upewnić się, że status oleju i sprzętu transformatora dostarczany użytkownikowi jest kwalifikowany.

 

4.4 Wsparcie o podtrzymywanie podtrzymywania

Na podstawie wyniku DGA można sformułować zróżnicowaną strategię konserwacji:

Normalne dane DGA: Prowadź rutynową konserwację zgodnie z planem;

Niewielka nieprawidłowość (np. Ślad Ch₄): Skróć cykl monitorowania (np. Od razu na 3 miesiące do raz w miesiącu);

Ciężka nieprawidłowość (np. Nadmierna c₂h₂): natychmiast zamknij się w celu konserwacji, aby uniknąć uszkodzenia sprzętu lub wypadków siatki zasilania.

 

5. Krajowe i międzynarodowe standardowe systemy do testu DGA

Standaryzacja testu DGA opiera się na wytyczniku autorytatywnych standardów. Różne kraje/regiony sformułowały standardy adaptacyjne w oparciu o cechy ich sieci energetycznej. Podstawowe standardowe systemy pokazano w poniższej tabeli:

Standardowa nazwa/metoda	Formułowanie organizacji/źródła	Podstawowa zawartość	Scenariusz aplikacji
IEC 60599	Międzynarodowa Komisja Elektrotechniczna (IEC)	Określa ograniczenia stężenia gazu i metody współczynników, podkreślając analizę trendów	Globalnie stosowane, odpowiednie dla różnych oleju - zanurzone transformatory
IEEE C57.104-2019	Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)	Ustawia wartości ostrzegawcze gazu, podkreślając metodę Rogers wskaźników	Rynki Ameryki Północnej i międzynarodowe, koncentrując się na monitorowaniu trendów
Metoda Trójkąta Duval	Hydro - Quebec, Kanada	Diagnoza graficzna oparta na CH₄/C₂H₄/C₂H₂	Dokładna klasyfikacja złożonych błędów (np. Połączone uskoki)
GB/T 7252-2017	Administracja standaryzacyjna Chin	Integruje metody IEC i IEEE, dostosowując się do chińskiej sieci energetycznej	Transformatory w Chinach, podkreślając analizę CO/CO₂ dla papieru izolacyjnego
JEC-0101-2001	Institute of Electrical Engineers of Japan (IEEJ)	Ścisłe wartości alarmu gazu, dostosowywanie do środowisk wilgotnościowych -	Power Grid w Japonii, koncentrując się na starzeniu się osądu papieru izolacyjnego

Wspólnym wymogiem tych standardów jestNie polegaj na jednej metodzie, ale w celu uzyskania kompleksowej oceny poprzez połączenie wielu metod analizy i na warunkach pracy - (np. wilgotność otoczenia, obciążenie sprzętu).

 

6.1 Non - Ingrzyum, brak awarii zasilania

Próbkowanie DGA wymaga tylko wyodrębnienia 50 - 100 ml próbki oleju z zaworu próbkowania oleju transformatora, bez demontażu sprzętu lub odcięcia mocy (z wyjątkiem specjalnych przypadków). Można go ukończyć podczas normalnego działania sprzętu, znacznie zmniejszając straty w zakresie awarii zasilania-jest to szczególnie ważne dla użytkowników przemysłowych i firm zajmujących się sieciami energetycznymi.

 

6.2 Wczesne ostrzeżenie o błędach, z góry zapobiegając zagrożeniom

Zazwyczaj rozwinięcie winy od „potencjału” do „wybuchu” zajmuje kilka tygodni lub miesięcy. DGA może wykrywać charakterystyczne gazy, gdy energia uszkodzenia jest niska (np. H₂ wytwarzana przez częściowe zwolnienie), który zapewnia wczesny okres ostrzegawczy kilka razy dłuższy niż tradycyjne „monitorowanie temperatury oleju” i „obserwacja kolorów oleju”, umożliwiając czas na utrzymanie.

 

6.3 Obejmowanie wielu rodzajów błędów, kompleksowa diagnoza

Niezależnie od tego, czy jest to uszkodzenie elektryczne (ARC, częściowe rozładowanie), usterka termiczna (niska temperatura -, wysoka - przegrzanie temperatury), a nawet starzenie się izolacji stałej, DGA może osiągnąć pokrycie poprzez charakterystyczne kombinacje gazu; Podczas gdy inne testy (np. Test oporności na izolację) mogą odzwierciedlać jedynie ogólny stan izolacji i nie mogą zlokalizować określonych typów uszkodzeń.

 

W przyszłości, wraz z rozwojem Internetu rzeczy i technologii sztucznej inteligencji, test DGA zmierzy się w kierunku ”Online Real - Monitorowanie czasu + inteligentna diagnoza AI„: Real - Dane gazowe będą transmitowane za pośrednictwem urządzeń do gromadzenia próbek oleju online, a modele uczenia maszynowego zostaną użyte do automatycznego identyfikacji typów uszkodzeń i trendów rozwojowych, dalszej poprawy wydajności diagnostycznej i dokładności. Jednak bez względu na to, w jaki sposób ewoluuje technologia,„ korelacja korelacji uszkodzeń na podstawie niezbędnej umiejętności ”: Pozostaje podstawowa metody analizy DGA i opanowanie tradycyjnej metody analizy, EG, Duval Triangle). Personel działania i konserwacji.

W przypadku przemysłu energetycznego, przywiązania do testu DGA, zgodnie ze standardami międzynarodowymi/krajowymi (np. IEC 60599, GB/T 7252 - 2017), a ustanowienie długoterminowej bazy danych trendów są kluczowymi środkami w celu zapewnienia bezpiecznego działania transformatorów i zmniejszenia ryzyka wypadków sieciowych.