4706特高压换流变绝缘油色谱分析研究及应用.docx
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4706特高压换流变绝缘油色谱分析研究及应用
特高压换流变绝缘油色谱分析研究及应用
摘要:
变压器绝缘状况的优劣是电力系统安全运行的关键因素之一。
特别是超高压换流变,为确保其可靠安全运行,在投运前就对绝缘油有严格标准,本文针对实际工作中色谱分析操作和问题进行研究,并对在线监测系统的原理和系统进行介绍。
关键词:
枫泾±500kV换流变绝缘油油中溶解气体分析在线监测装置
1、引言
变压器是电力系统主要设备之一,保证变压器安全可靠运行,对提高电力系统的供电可靠性具有十分重要的意义。
通过变压器绝缘油溶解气体含量分析,可以准确得知变压器绝缘水平,通过各个组分含量比值,能迅速查处故障点,为排除变压器故障提供有力技术保障。
华东送变电工程公司承接的枫泾±500kV换流站工程,有高低端换流变共12台,为确保安全可靠投入运行,我电气试验中心油化室对换流变绝缘油处理过程进行检测,高标准严要求,及早发现问题消除安全隐患,时效性上取得良好效果。
2、色谱分析基本原理及设备
2.1绝缘油的分解
绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物,分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起。
由于电或热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂,伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基如:
CH3*、CH2*CH*,或C*(其中包括许多更复杂的形式)这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合,形成氢气和低分子烃类气体,如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等,也可能生成碳的固体颗粒及碳氢化合物(X-蜡)。
故障初期,所形成的气体溶解于油中;当故障能量较大时,也可能聚集成自由气体。
碳的固体颗粒及碳氢化合物可沉积在设备的内部。
2.2基本原理及设备
气相色谱仪由以下五大系统组成:
气路系统、进样系统、分离系统、温控系统、检测记录系统。
利用物质的沸点、极性及吸附性质的差异来实现混合物的分离,其过程如图1流程图所示。
待分析样品在汽化室汽化后被惰性气体(即载气,也叫流动相,我们一般用氮气,含气量色谱则用氩气)带入色谱柱,柱内含有液体或固体流动相,由于样品中各组分的沸点、极性或吸附性能不同,每种组分都倾向于在流动相和固定相之间形成分配或吸附平衡。
但由于载气是流动的,这种平衡实际上很难建立起来。
也正是由于载气的流动,使样品组分在运动中进行反复多次的分配或吸附/解吸附,结果是在载气中浓度大的组分先流出色谱柱,而在固定相中分配浓度大的组分后流出。
当组分流出色谱柱后,立即进入检测器。
检测器能够将样品组分的与否转变为电信号,而电信号的大小与被测组分的量或浓度成正比。
当将这些信号放大并记录下来时,就是气相色谱图。
图1气相色谱流程图
2.3设备故障分解气体类型
在变压器里,当产气速率大于溶解速率时,会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。
当变压器气体继电器内出现气体时,分析其中的气体,同样有助于对设备的状况做出判断。
纸、层压纸板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键,它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱,并能在较低的温度下重新化合。
聚合物裂解的有效温度高于105℃,完全裂解和碳化高于300℃,在生成水的同时生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物,同时油被氧化。
CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。
表1不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体
故障类型
主要气体组分
次要气体组分
油过热
CH4,C2H4
H2,C2H6
油和纸过热
CH4,C2H4,CO,CO2
H2,C2H6
油纸绝缘中局部放电
H2,CH4,CO
C2H2,C2H6,CO2
油中火花放电
H2,C2H2
油中电弧
H2,C2H2
C2H4,C2H4,C2H6
油和纸中电弧
H2,C2H2,CO,CO2
C2H4,C2H4,C2H6
注:
进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高
另外,我们在现场实际工作中得出经验,某些操作也可以生成故障气体,例如:
有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏,或极性开关在某个位置动作时,悬浮电位放电的影响;设备曾经有过故障,而故障排除后绝缘油未经彻底脱气,部分残余气体仍留在油中,或留在经油浸渍的固体绝缘中;设备油箱带油补焊;原注入的油就含有某些气体等。
这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。
但当利用气体分析结果确定内部是否存在故障及其严重程度时,要注意加以区分。
3、取样方法
3.1取油样的容器
应使用经密封检查试验合格的玻璃注射器取油样。
当注射器充有油样时,芯子能按油体积随温度的变化自由滑动,使内外压力平衡。
3.2取油样的方法
从设备中取油样的全过程应在全密封的状态下进行,进样不得与空气接触。
我们在实际工作中对电力变压器及电抗器可在运行中取油样。
对需要设备停电取样时,应在停运后尽快取样。
对于可能产生负压的密封设备,禁止在负压下取样,以防止负压进气。
设备的取样阀门上配上带有小嘴的连接器,在小嘴上接软管。
取样前应排除取样管路中及取样阀门内的空气和”死油”(色谱取油一般放出1-2L)。
所用的胶管应尽可能的短,同时用设备本体的油冲管路(少油量设备可不进行此步骤)。
取油样时油流平缓。
用注射器取样时,最好在注射器和软管之间接一小型金属三通阀,按下述步骤取样:
将”死油”经三通阀排掉;转动三通阀使少量油进入注射器;转动三通阀并推动注射器芯子,排除注射器内的空气和油;转动三通阀使油样在静压力作用下自动进入注射器(不应拉注射器芯子,以免吸入空气或对油样脱气)。
当取到足够的油样时,关闭三通阀和取样阀,取下注射器,用小胶头封闭注射器(尽量排尽小胶头内的空气)。
整个操作过程应特别注意保持注射器芯子的干净,以免卡涩。
4气体分析步骤
4.1进样
通常使用注射器进样。
应该选择气密性好并经校准的注射器,以保证良好的进样体积的准确性。
对怀疑有故障的设备,至少应两次进样,取其平均值。
4.2仪器的标定
用外标发对各组分进行定性和定量分析。
用测量每个组分的保留时间对各组分定性。
用测量其色谱锋面积或峰高进行定量。
影响色谱仪灵敏度的因素很多,为保证测试结果的准确性,应在仪器稳定的情况下,在分析的当天,用外标气样进行两次标定,取其平均值。
两次标定的误差应符合重复性和再现性的要求。
外标气样标准:
a)有国家计量部门认证的单位专门配制并经准确标定的混合气样。
b)对各测定组分有适当浓度(标准气样的参考浓度范围见附录D(提示的附录))。
c)在有效期内使用。
自配标准气:
是指用已知浓度的“纯”气样自行配制的“标准”气样。
一般用于对氢气的标定。
自配标准气样可以用特制的大容量气瓶或100mL玻璃注射器。
以载气为底气,注入定量的“纯”气,混合均匀后即可使用。
配气用的所有容器及注射器的真实容积都必须用蒸馏水称重法精确校准。
配好的气样一般不宜在配气容器中长时间储存,以免因气体逸散而影响标定的准确性。
自配标准气样的浓度按下式计算
…………………(3)
为了提高分析的准确度,除氢以外,一律采用混合标准气样进行标定。
用注射器进样时,仪器的标定和组分测定必须用同一注射器,并且进样体积应相同,以减少误差。
4.3色谱峰面积的测量
各组分峰面积最好用积分仪测量,也可以用测量峰高和半高峰宽来计算。
为保证半高峰宽测量的准确性,应采用较快的记录纸速,并最好采用读数放大镜。
如果同一组分的半高峰宽在标定气体和所分析的样品浓度非为内变化不大,则可以只测量若干个该组分的半高峰宽,以其平均值作为计算的依据。
在使用工作站积分仪测量峰面积时应注意色谱峰处理参数设置要合理,要定期用外标气样校验保留时间。
4.4分析结果的表示方法
a)油中溶解气体分析结果用在压力为101.3kPa,温度为20℃下,每升油中所含各气体组分的微升数,以μL/L表示。
气体继电器中的气体分析结果用在压力为101.3kPa,温度为20℃下,每升油中所含各气体组分的微升数,也以μL/L表示。
b)分析结果的记录符号:
“0”表示未测出数据(即低于最小检知浓度);
“—”表示对该组分为作分析。
c)实测数据记录两位有效数字。
d)对所用油样的体积也应换算到压力为101.3kPa,温度为20℃时的体积Vo。
换算公式为:
…………………(5)
4.5分析结果的计算
4.5.1采用混合标气时,即外标物与被测组分一致时,采用下式计算各组分浓度Ci:
…………………(6)
4.5.2溶解平衡法计算方法
a)将室温、试验压力下平衡的气体体积Vg'校正到50℃、试验压力下的体积Vg''
…………………(7)
b)将室温、试验压力下的油样体积VO'校正到50℃,试验压力下的体积Vo‘’:
…………………(8)
式中:
0.0008——油样的热膨胀系数。
c)按下式计算油中溶解气体各组分的浓度:
…………………(9)
式中:
0.929——油样中溶解气体从50℃校正到20℃时的校正系数。
4.5.3真空法计算方法
a)按式(4)将在试验压力下,室温时的气体体积Vg'校正到压力位101.3kPa,温度为20℃下的体积Vg。
b)按式(5)将在试验压力下,室温时的油样气体Vo'校正到压力为101.3kPa,温度为20℃下的体积Vo。
c)计算油中溶解气体各组分的浓度:
…………………(10)
4.5.4气体继电器中气体浓度的计算方法
分析气体继电器中游离气体时,采用下式计算各组分气体浓度Cig:
…………………(11)
4.6试验结果的重复性和再现性
本试验方法从取油样到取得分析结果之间操作环节较多,应力求减少每个操作环节肯能带来的误差。
一般取两次平行试验结果的算是平均值为测定值。
对同一气样的多次进样的分析结果,应在其平均值的±1.5%以内(可以C2H4为代表)。
应检验配气装置及操作方法的重复性,要求配气结果的重复性在平均值的±2.5%以内。
对分析结果的重复性和再现性的要求是:
同一试验的两个平行试验结果,当C2H2含量在5μL/L以下时,相差不应大于0.5μL/L;对于其他气体,当含量在10μL/L以下时,相差不应大于1μL/L;当含量在10μL/L以上时,不应大于平均值的10%。
不同试验室间的平行试验结果相差不应大于平均值的30%。
5、现场色谱分析
我们现场换流变绝缘油有3个阶段需做色谱分析,分别是本体热油循环后静置72小时后色谱分析,本体局放前和局放后色谱分析。
我公司采用高精度滤油机,能去有效去除油中微水和颗粒。
前四台换流变局放前分析结果如表2.
设备
特征气体φµL/L
氢气
H2
甲烷
CH4
乙烷
C2H6
乙烯
C2H4
乙炔
C2H2
总烃
一氧化碳
CO
二氧化碳
CO2
#1换流变
5.09
0.24
0.20
0.13
0.00
0.24
10.48
37.15
#2换流变
4.50
0.65
0.10
0.10
0.00
0.85
10.56
56.72
#3换流变
4.56
0.58
0.10
0.10
0.00
0.79
10.00
72.62
#4换流变
4.77
0.16
0.72
0.61
0.00
2.50
13.79
29.28
局放后分析结果如表3
设备
特征气体φµL/L
氢气
H2
甲烷
CH4
乙烷
C2H6
乙烯
C2H4
乙炔
C2H2
总烃
一氧化碳
CO
二氧化碳
CO2
#1换流变
8.97
4.32
0.72
0.12
0.00
5.16
12.76
47.83
#2换流变
4.76
1.28
0.24
0.37
0.00
1.89
17.64
57.70
#3换流变
5.67
1.24
0.16
0.47
0.00
1.87
15.08
36.29
#4换流变
7.76
2.20
0.12
0.31
0.00
2.63
17.24
35.17
比较分析得出,局放前后氢气和总烃含量有所上升,但幅度不大,局部正常放电没产生乙炔,说明设备内部环境正常,不影响绝缘油绝缘水平。
H2和总烃均没超过注意值。
我们在试验过程中严格按照规范操作。
采用机械振荡法脱气,发现在振荡过程中,油样针管密闭性有差异,在乳胶管头部和管芯与针筒之间会产生透气空间,振荡过程会有漏气情况发生,影响数据准确性。
因此我们在乳胶堵头涂上密封脂,管芯和针筒之间浸油加以密封,试验证明大大加强了整体密封性。
6在线监测装置介绍
6.1在线监测装置的必要性
随着对电能需求量的增大,电力系统电压等级不断提高,设备容量不断增大,人们对供电可靠性提出了越来越高的要求。
从近年来变压器的事故情况看,许多事故是在无任何先兆的情况下发生,这从一方面说明了目前的常规试验项目和试验周期仍存在一定的局限性,一些事故先兆信息不能及时捕捉到。
因此电力运行各发供电单位都希望对大型电力变压器能开展有效、及时的监测手段。
从目前国内外变压器的在线技术发展来看,变压器色谱的在线检测技术是相对成熟、最有效、最受电力部门欢迎的技术。
再者,从变电站安全运行的重要性与在线监测装置的价格来比较,在技术经济上有显著的优势,既提高了变电站运行的管理水平,又可为状态检修体系奠定基础。
因此其具有重要的现实意义和实用价值。
从检测机理上讲,现有油中气体检测产品基本上分为以下几类:
a气相色谱法
通过色谱柱中的固定不通气体组分温度感应系数不通,得到分离,气体通过检测转换成电信号,经A/D采集后获得气体组分的色谱出峰图。
根据组分峰高或面积进行浓度定量分析。
大部分变压器产品的在线监测都采用这一原理。
b阵列式气敏感传感器法
采用由多个敏传感器组成的阵列,由于不通传感器对不通气体的敏感度不同,而气体传感器的交叉敏感是极其复杂的非线性关系,消除交叉敏感的影响,从而不需要对混合气体进行分离,就能实现对各种气体浓度的在线监测。
c红外光谱法
红外光谱气体检测原理是基于气体分子吸收红外光的吸光度定律(比尔定律),吸光度与气体浓度以及光程具有线性关系。
由光谱扫描获得吸光度并通过吸光度定律计算可得到气体的浓度。
这种方法具有扫描速度快,测量精度高的特点。
我们在枫泾现场色谱跟踪期间,每天要取几次油样,加重了油务人员的工作量。
为了投入运行后实时监测该换流站主变的运行状态,每个换流变都安装了MGA2000-6型色谱在线监测系统。
经过3个月我公司试验中心和在线色谱跟踪比对,采集的Y-YA相和Y-DA相数据比较如下图
设备
换流变
特征气体φµL/L(试验室分析)
氢气
H2
甲烷
CH4
乙烷
C2H6
乙烯
C2H4
乙炔
C2H2
总烃
一氧化碳
CO
二氧化碳
CO2
Y-YA相
8.97
4.32
0.72
0.12
0.00
5.16
12.76
47.83
Y-DA相
4.76
1.28
0.24
0.37
0.00
1.89
17.64
57.70
设备
换流变
特征气体φµL/L(MGA2000-6离线色谱分析)
氢气
H2
甲烷
CH4
乙烷
C2H6
乙烯
C2H4
乙炔
C2H2
总烃
一氧化碳
CO
二氧化碳
CO2
Y-YA相
7.22
3.10
0.54
0.31
0.00
3.95
11.42
33.72
Y-DA相
4.62
1.60
0.30
0.46
0.00
2.36
15.52
62.25
在没有进行离线数据校准情况下,在线色谱数据和离线数据的误差在15%以内,高于DL/T722-2000规定的不同试验室平行试验结果相差不大于平均值30%的要求。
通过在线监测数据与离线色谱数据的比对分析,我们得出如下结论:
在对Y-YA相和Y-DA相换流变的在线监测过程中,氢气、甲烷、乙烯、乙烷、总烃的增长趋势和绝对值,与试验中心离线色谱分析一致。
MGA2000-6换流变色谱在线监测系统所测数据与试验室色谱分析结果具有可比性,各组分浓度的增长趋势与试验室色谱跟踪趋势一致,数据可靠、可信。
7结束语
气相色谱分析对特高压换流变内部安全状况诊断非常有益,是确保设备安全可靠运行的技术保障。
国家电网公司的状态检修企业标准已经出台,油中溶解气体监测是实现变压器状态检修的重要基础。
特别是利用色谱原理的油中溶解气体在线监测装置较为成熟,已有多年成功运行经验。
在线监测在特高压换流站的启用,大大增强了整个站的安全性,为预防故障发生,建造坚强电网提供了有力保障。
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