某抽水蓄能电站SFC输入变压器C2H2含量超标原因分析与处理

某抽水蓄能电站运行1年多,#1SFC输入变压器出现C_2H_2含量超标问题。通过对油样检测数据的跟踪分析,判定变压器内部存在电弧放电现象。先采取真空循环滤油方法保证变压器安全稳定运行,再采取变压器吊芯检修措施有效解决变压器C_2H_2含量超标问题。     

一起220kV油浸式电流互感器故障分析

介绍和诊断了一起油浸式电流互感器电容屏存在缺陷,导致油色谱测试结果中H2和C_2H_2值超标的故障,并对特征气体的产生过程进行了分析,提出了判断方法和预防措施。     

基于氦等离子体离子化的变压器油中气体检测方法

针对现有油中气体在线监测装置因测量精度低、检测数据重复性差等劣势而难以满足现场可靠跟踪分析变压器油中气体变化的问题,提出了一种基于氦等离子体离子化的变压器油中气体检测方法,实现了变压器的在线监测。该技术采用双极放电电子捕获气体检测原理,基于此研制了一种新型油中气体在线监测装置。将该监测装置安装在现场变压器上并运行,对油中H_2、CO、CH_4、C_2H_2、C_2H_4、C_2H_6、CO_2等气体进行监测和分析。现场数据表明,该装置运行稳定,在线监测数据与离线检测数据基本相符,且测量精度、重复性满足工程应用的要求。     

掺杂硫化钼对油中特征气体C_2H_2的吸附性能

乙炔(C_2H_2)是油浸式变压器故障的重要故障特征气体,其组分浓度和产气速率可有效反映电力变压器油纸绝缘性能。为实现油中C_2H_2特征气体的快速、准确、有效检测,提出一种基于金属掺杂硫化钼(MoS_2)基半导体气体传感器的油中C_2H_2特征气体检测方法。基于第一性原理计算了本征及贵金属(Au和Ag)掺杂MoS_2材料对油中特征气体C_2H_2的吸附特性。计算并比较了吸附能、电荷转移量、电子态密度等吸附特性,结果表明掺杂MoS_2对C_2H_2的吸附为化学吸附,而本征MoS_2则显示出物理吸附特性,强度为Au掺杂MoS_2Ag掺杂MoS_2本征MoS_2。理论计算所得吸附特性结果,有利于完善MoS_2材料的气敏机理,为基于MoS_2传感器的油中故障特征气体检测奠定了基础。     

固体氧化物燃料电池传感器检测变压器油中溶解气体定量特性

在线油色谱法是目前公认的发现变压器潜伏性故障的重要检测方法,对变压器运行状态的评估具有重要意义。气体传感器是在线色谱的关键技术。目前,国内外研制了许多油色谱在线监测传感器,但都存在灵敏度不高、线性范围难以满足要求等缺点,上述缺陷限制了在线色谱技术取代传统的离线检测技术。针对上述问题,提出一种固体氧化物燃料电池传感器检测变压器油中溶解气体的方法,介绍了传感器的制备方法、实验方法及步骤,并对油中气体的气敏响应机制进行探讨。在此基础上,基于Nernst方程构建传感器的定量数学模型。实验结果表明,固体氧化物燃料电池(SOFC)检测器技术及该文构建的模型能实现H_2、CH_4、C_2H_4、C_2H_6和C_2H_2的准确定量及高精度测量,对C_2H_2的灵敏度达到1×10~(-7),能较好地解决常规传感器及其定量方法稳定性差、准确性和灵敏度低等问题,具有重要的推广及应用价值。     

模拟变压器内部放电及局部过热对油中气体含量的影响

根据变压器油中溶解气体分析技术,设计了针-板电极模型,将其置于纯油和油纸绝缘中在不同电压等级下进行放电老化实验,并通过加热器件模拟变压器内部局部过热现象对绝缘油进行加热老化。研究油中气体含量的变化趋势和放电、局部过热老化对绝缘油的影响。结果表明:放电强度较低时,老化后油中气体的含量基本不变;放电强烈时,油中气体含量出现了增加,其中H_2和C_2H_2含量增加明显。模拟变压器绕组局部过热实验中,当温度达到120℃以上时,除H_2、C_2H_2和C_2H_4外,油中各种气体含量增长明显。     

探测变压器故障的新装置

本文叙述了用于检测溶于变压器油中气体的一种新诊断装置,此种装置使用Tetrafluoroethylene-perfluoroalkylvinylether(PFA)共聚合薄膜,从油中分离出H_2,Co,CH_4,C_2H_2,C_2H_4及C_2H_6气体,用一种新的气体检测器来检测这些气体,其结构包括气体探测器及气体色谱仪,使用空气作为运载气体。按照气体浓度,装置能自动地确定变压器运行是否正常,如果运行不正常,可能发生何种性质的故障。利用诊断装置,可对变压器进行简单价廉的判断。此种装置对于识别变压器可能发生的故障性质是有效的。     

变压器油中溶解气体色谱在线分析

利用气相色谱分析方法进行变压器在线监测,是采集变压器油中溶解气体组分和浓度的变化来判断变压器内部的缺陷及故障的存在和发展。 在线分析装置采用一根色谱柱分析H_2、CO、CH_4、CO_2、C_2H_4、C_2H_6、C_2H_2、C_3H_6、C_3H_8等气体组分,以变压器油作标定传递,同时可监测多台变压器。分析数据经网卡送到上位机和管理中心并接受上位机的命令进行控制。该装置由变电站值班人员进行操作,交接班时可查看浓度曲线趋势图,根据产气速率随时修改投入时间和周期;上位机的数据库供管理中心调用。     

原子吸收法测定变压器油中金属判断故障部位

一、前言变压器内部发生故障时,会使绝缘油热解产生H_2、CO、CO_2、CH_4、C_2H_6、C_2H_4、C_2H_2等气体,同时还会有一些金属材料如铜、铁、铅等颗粒或离子在高温作用下悬浮(或溶解)在石油中。通常,用气相色谱法分析变压器油中的气体来检测变压器内部故     

基于油中特征气体判断有载分接开关内漏方法的探讨

对有载分接开关内漏故障及现有分析判断方法进行介绍,提出了一种基于油中溶解气体含量判断有载分接开关内漏故障的方法。该方法首先对变压器本体和有载分接开关油中溶解气体含量进行色谱分析,然后选取H_2、CH_4、C_2H_6、C_2H_4、C_2H_2五种特征气体含量作为样本特征计算变压器本体与有载分接开关油中特征气体含量的相关系数。相关系数r≥0.9,即认为有载分接开关可能有内漏,相关系数r越接近于1,有载分接开关内漏的可能性越大。     

用C_2H_2/C_2H_4、CH_4/H_2比值图诊断变压器故障性质

实践证明绝缘油的气相色谱分析方法对于发现充油电气设备内部的潜伏性故障以及保证充油电气设备的安全运行已见成效。如将主要气体C_2H_2/C_2H_4、CH_4/H_2、C_2H_4/C_2H_0的比值分别称为P_1、P_2、P_3。并用P_1为横座标,P_2为纵座标,可作P_1—P_2比值图。本文试用比值图诊断变压器故障性质的方法作一介绍。     

脱硫变压器油中H_2含量超标原因分析与处理

针对某发电厂22kV脱硫变压器油中特征气体H_2含量异常超标情况,分析其超标原因,并介绍故障处理措施和实施效果。     

一种电力变压器油中溶解气体的标定新方法

油中溶解气体的准确标定是电力变压器在线监测与故障诊断的前提。当前的油中溶解气体标定主要采用分段折线拟合方法,存在着分段拐点处光滑性不足、可重复性较差以及整体拟合精度低等问题。针对这些问题,提出了基于Levenberg-Marquardt(LM)算法的油中溶解气体标定方法,通过建立电力变压器油中溶解气体在线监测系统,采集了H_2、CH_4、C_2H_6、C_2H_4和C_2H_2等5种主要气体的实验数据,结合这5种气体的不同传感特性,应用LM算法对其进行拟合,实现了这5种油中气体的有效标定。实验结果表明,该方法克服了传统方法的不足,且拟合精度完全符合国家电网相关标准的要求。     

500 kV高压并联电抗器故障分析及处理

为解决某500 k V变电站高压并联电抗器乙炔超标的问题,利用油色谱及超声波局放检测相结合的方法,对故障类型和位置进行分析判断,得出乙炔超标是由悬浮放电产生的结论,并利用超声法对故障点位置进行准确定位。排油内检后验证了分析结论的正确性。最后,结合实际情况提出了相应的处理措施和反事故措施。     

基于频率锁定吸收光谱技术的变压器故障特征气体检测研究

高准确度、高灵敏度检测故障特征气体是基于油中溶解气体分析的变压器早期潜伏性故障诊断的关键。该文开展了基于频率锁定吸收光谱技术的变压器故障特征气体检测研究。基于电四极跃迁理论,论证了H_2等同核双原子分子同样存在吸收效应;为提高H_2最小浓度的检测极限,搭建了频率锁定腔增强吸收光谱气体检测平台,首次实现了基于吸收光谱技术的变压器故障特征气体H_2的定性与定量检测分析,检测准确度与重复性分别达到约93.82%及94.35%。腔内气体压强为101k Pa时,H_2最小检测浓度的实验值约为7.5μL/L,与计算值的相对偏差仅为3.8%。此外,基于激光器阵列技术,实现了其他6种变压器故障特征混合气体CO、CO2、CH_4、C_2H_2、C_2H_4与C_2H_6的吸收光谱检测,其检测准确度与最小检测浓度同样满足变压器油中溶解气体分析的需求。该研究为研制基于频率锁定吸收光谱技术的变压器故障特征气体现场检测系统提供了理论依据和技术支撑。     

大型油浸式电力变压器C_2H_2含量的探讨

本文结合某电厂变压器油中C_2H_2含量不同及变化的若干案例,对大型油浸式电力变压器乙炔含量做些探讨,阐述了油中溶解气体色谱分析(DGA)的应用问题并探讨其优化,对真空滤油这一处理措施提出若干建议。     

绝缘油溶解气体气相色谱一次进样分析的试研

1一次进样分析的意义绝缘油溶解气体分析是充油气设备潜伏性故障的重要检测手段.传统的仪器流程为二次进样,第一次进样检测H_2、O_2、CH_4、C_2H_6、C_2H_4和C_2H_2,第二次进样检测CO和CO_2,这样仪器流程有几个缺点:分析过程中人为因素多、误差大、重现性差;因为需二次进样,两次所测组分间的关联性较差;自动化程度低,不易实现全自动分析.一次进样分析系统,就可以将油中气体的所有组分一次分析出来,减少了人为误差,缩短了分析时间,并可以实现全自动化,将误差降至最小.     

基于ReaxFF场的矿物绝缘油热解分子动力学模拟

热故障是影响充油设备安全运行的重要因素,基于Reax FF力场的分子动力学模拟方法建立了含有30个分子的矿物绝缘油仿真模型,深入研究了不同温度下矿物绝缘油的动态热解过程和产气规律。通过Reactive-MD-analysis识别模块对矿物绝缘油热解产物的识别和统计,结合仿真的动态图像分析了矿物油的微观反应过程,得出矿物油热解的主要反应路径以及小分子气体的生成路径。同时重点分析了温度对热解微观过程的影响,结果表明：中温下大分子烃自由基的β–C断裂造成C_2H_4气体的大量产生;高温下C_3H_8、C_2H_6和C_2H_4的继续分解造成C_2H_6和C_2H_4气体的相继减少以及H_2、CH_4和C_2H_2气体的不断增多。通过与热重实验结果的对比,验证了仿真结果的合理性,说明ReaxFF反应动力学模拟为从分子上研究矿物绝缘油的热解提供了一种有效的途径。     

气相色谱仪转化炉的强迫降温

1 问题的提出 目前国内电力系统普遍采用气相色谱仪来分析绝缘中所溶解气体的含量。通常用CH_4、C_2H_6、C_2H_4、C_2H_2、H_2、CO、CO_2等几种特征气体来表征充油电气设备故障。 其中CO、CO_2两种气体都需采用转化炉使其转化成甲烷后,再用氢焰离子检测器     

不同放电能量下酯类绝缘油的产气差异性分析EI北大核心CSCD

酯类绝缘油作为一种环境友好型绝缘液,在电力变压器中的应用越来越广泛。但不同酯类绝缘油的理化、电气特性具有显著的差异,在相同故障下其产气规律也有一定的区别。该文以天然酯、改性酯以及合成酯为研究对象,研究其在不同放电能量下的产气规律与产气差异,并将特征气体含量与放电能量进行关联性分析。结果表明,不同酯类绝缘油的产气规律具有一定差异,天然酯绝缘油易产生更多的H_(2)和C_(2)H_(6),改性酯和合成酯绝缘油易产生较多的C_(2)H_(4)和C_(2)H_(2),绝缘油的分子结构和特征气体的溶解特性差异是影响油中溶解气体的主要原因;随着放电能量的增加,H_(2)、CH_(4)和C_(2)H_(6)占比呈现下降趋势,C_(2)H_(2)、C_(2)H_(4)以及CO占比呈现上升趋势;通过特征气体的单位焦耳产气量、C_(2)H_(2)/H_(2)比值以及CO含量可以定性判断放电故障的严重程度。结果可为酯类绝缘油变压器的状态诊断提供参考。