Test dga du transformateur
发布时间：2 novembre 2025 18:50:27
Détection DGA (analyse des gaz dissous) des transformateurs, le noyau est analysé à partir de l'huile de transformateur dissoute dans les caractéristiques de défaut du gaz, afin de déterminer s'il y a surchauffe, décharge et autres défauts latents au sein de l'équipement, c'est le "moyen de diagnostic du noyau" de surveillance de l'état du transformateur.
principe fondamental
L'huile isolante interne des transformateurs et les matériaux isolants solides, en cas de surchauffe, de décharge et d'autres défauts, se décomposent, produisant de l'hydrogène, du méthane, de l'éthane, de l'éthylène, de l'acétylène et d'autres gaz. Ces gaz sont dissous dans l'huile isolante et la détection des composants, du contenu et de la tendance de changement des gaz permet de déduire inversement le type et la gravité de la défaillance.
Gaz détectés dans la carotte et défauts correspondants
- Hydrogène (H₂) + méthane (CH₄) : correspond principalement à des décharges de faible énergie ou à des surchauffes localisées (température <300°C).
- Éthane (C₂H₆) + Éthylène (C₂H₄) : correspond principalement à des températures de surchauffe élevées (300°C-700°C), plus la teneur en éthylène est élevée, plus la température peut être élevée.
- Acétylène (C₂H₂) : le gaz caractéristique des décharges à haute énergie au cœur de l'appareil, chaque fois que des niveaux importants sont détectés, il y a une forte probabilité de défaillances graves telles que des décharges d'arc.
- Hydrocarbures totaux (somme des hydrocarbures gazeux ci-dessus) : un total anormalement élevé indique un dysfonctionnement en cours et nécessite une attention particulière.
rôle central
- Avertissement de défaut : lorsqu'il n'y a pas d'anomalie dans l'apparence du transformateur et que les paramètres électriques sont normaux, les défauts latents internes sont détectés à l'avance afin d'éviter un arrêt soudain.
- Localisation des défauts : déterminer si le défaut est dû à une surchauffe, à une décharge ou à un vieillissement de l'isolation à travers les composants du gaz, afin de fournir une orientation pour la maintenance.
- Évaluation de l'état : suivi des tendances des niveaux de gaz, évaluation du taux de développement des défauts et formulation de plans de maintenance raisonnables (par exemple, arrêts d'urgence ou maintenance planifiée).
Méthodes de détection courantes
- Test hors ligne : échantillonnage régulier de l'huile de transformateur, envoyé au laboratoire avec une analyse chromatographique, faible coût, haute précision, mais le cycle de détection est long, adapté à l'inspection de routine.
- Détection en ligne : collecte en temps réel d'échantillons d'huile et analyse des gaz au moyen d'un dispositif de surveillance chromatographique en ligne, qui peut être contrôlé à distance en temps réel et convient aux sous-stations non surveillées ou aux transformateurs importants.
L'analyse des gaz dissous (AGD) dans l'huile comporte une liste de gaz défectueux correspondant à des types de défauts, combinant la norme internationale IEC 60599 et la norme nationale GB/T 7252, et triant systématiquement les caractéristiques des gaz, les mécanismes des défauts et les suggestions de traitement :
I. Tableau de correspondance des types de défauts du noyau et des gaz caractéristiques
| Type de faute | Principaux gaz caractéristiques | Gaz caractéristiques secondaires | plage de température | Scénarios de défaillance typiques |
|---|---|---|---|---|
| Décharge partielle (décharge à faible énergie) | H₂ (hydrogène), CH₄ (méthane) | C₂H₆ (éthane), CO (monoxyde de carbone) | températures ordinaires | Les décharges partielles déclenchées par des bulles d'air, des impuretés ou des bavures dans l'isolation sont généralement dues à une isolation défectueuse du bobinage ou à une mauvaise étanchéité du boîtier. |
| Surchauffe à basse température (150-300°C) | CH₄ (méthane), C₂H₄ (éthylène) | C₂H₆ (éthane) | 150-300°C | Surcharges mineures des enroulements, mauvais contact du changeur de prise, pertes localisées par courants de Foucault dans le noyau. |
| Surchauffe à température moyenne (300-700°C) | C₂H₄ (éthylène), CH₄ (méthane) | C₂H₆ (éthane) | 300-700°C | Surchauffe due à une surcharge importante des enroulements, à une défaillance du système de refroidissement et à une mise à la terre multipoints du noyau. |
| Surchauffe à haute température (>700°C) | C₂H₄ (éthylène), CH₄ (méthane) | C₂H₂ (acétylène) (trace) | ＞700℃ | Surchauffe des pièces métalliques causée par des courts-circuits entre spires, des fils mal soudés et des fuites de flux magnétique. |
| Décharge d'arc (décharge à haute énergie) | C₂H₂ (acétylène), H₂ (hydrogène) | CH₄ (méthane), C₂H₄ (éthylène) | ＞1000°C | Les décharges violentes telles que la rupture de l'isolation du bobinage, l'arc électrique du changeur de prise, l'embrasement du boîtier, etc. peuvent entraîner l'explosion de l'équipement. |
| Vieillissement de l'isolation (rupture de l'isolation solide) | CO (monoxyde de carbone), CO₂ (dioxyde de carbone) | H₂ (hydrogène), CH₄ (méthane) | Augmentation de la température de fonctionnement à long terme | Papier/carton isolant détérioré, humide ou oxydé, que l'on trouve généralement dans les anciens transformateurs ou dans les équipements qui ont été surchargés pendant une longue période. |
II. valeur diagnostique des principaux gaz
-
Acétylène (C₂H₂)
- Indicateurs de base: Le seul gaz qui reflète clairement une décharge à haute énergie et dont les niveaux >5 μL/L sont une préoccupation urgente.
- scénario typeDécharge d'arc, rupture d'isolation, par exemple court-circuit des enroulements entre les spires ou ablation des contacts du changeur de prise en charge.
- Recommandations pour le traitementPour éviter d'endommager l'équipement, coupez immédiatement l'alimentation en électricité pour l'entretien.
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Hydrogène (H₂)
- alerte précoceGaz caractéristique des décharges partielles ou de l'humidité à des niveaux >100 μL/L Tendance à suivre.
- contrainteLe niveau d'huile peut augmenter brièvement après le huilage d'un nouveau transformateur (<1000 μL/L est normal), et doit être jugé en conjonction avec les données historiques.
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Éthylène (C₂H₄)
- indication de la températurePlus la teneur est élevée, plus la température de surchauffe est élevée. Par exemple, si C₂H₄ représente >70% des hydrocarbures totaux, la température peut être >500 °C.
- scénario typeLes problèmes de surchauffe de l'enroulement, les pertes par courants de Foucault dans le noyau.
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Monoxyde de carbone (CO) et dioxyde de carbone (CO₂)
- Vieillissement de l'isolationRapport CO/CO₂ : Un rapport CO/CO₂ élevé indique une défaillance de l'isolation solide. Par exemple, si le CO > 1000 μL/L et le CO₂ > 10 000 μL/L, il peut y avoir une détérioration du papier isolant.
- contrainteLe rapport CO/CO₂ peut augmenter lentement en raison de l'oxydation de l'huile en fonctionnement normal et doit être associé à un test de teneur en furfural pour permettre une évaluation complète.
Méthode de diagnostic logique des pannes à trois rapports
La méthode trilogarithmique consiste à calculer C₂H₂/C₂H₄etCH₄/H₂etC₂H₄/C₂H₆ Le rapport du résultat est converti en une combinaison de codes, correspondant au type de défaut comme suit :
| combinaison de codes | Type de faute | caractéristique typique |
|---|---|---|
| 0 0 0 | sans problème | Tous les niveaux de gaz étaient conformes aux valeurs indiquées (par exemple, C₂H₂ < 5 μL/L, hydrocarbures totaux < 150 μL/L). |
| 0 0 1 | Surchauffe à basse température (150-300°C) | CH₄ et C₂H₄ étaient dominants et C₂H₂ n'a pas été détecté. |
| 0 2 2 | Surchauffe à haute température (>700°C) | Les C₂H₄ représentaient >70% des hydrocarbures totaux, avec des traces de C₂H₂. |
| 1 0 1 | décharge partielle | H₂ et CH₄ sont dominants et le CO peut être élevé. |
| 2 0 2 | décharge d'arc électrique | La C₂H₂ était significativement élevée (>5 μL/L) avec des augmentations concomitantes de la H₂ et de la C₂H₄. |
| 2 1 2 | Décharge d'arc + surchauffe | C₂H₂, H₂ et C₂H₄ sont tous élevés, probablement en raison de la surchauffe de l'arc déclenchée par la rupture de l'isolation. |
Valeurs de notation de la teneur en gaz et recommandations de traitement
| Type de gaz | Valeur de l'attention (μL/L) | Recommandations pour le traitement |
|---|---|---|
| Acétylène (C₂H₂) | ＞5 | Coupez immédiatement l'alimentation électrique pour l'entretien et le dépannage de la source de décharge de l'arc. |
| Éthylène (C₂H₄) | ＞100 | Suivez la tendance et analysez la cause de la surchauffe (par exemple, la charge, le système de refroidissement) si elle continue d'augmenter. |
| Hydrogène (H₂) | ＞1000 | En liaison avec la surveillance des décharges partielles, vérifier l'absence d'humidité ou de défauts d'isolation. |
| hydrocarbures totaux | ＞150 | Analyser le taux de production de gaz, si le taux absolu de production de gaz est >10 mL/jour, une surveillance accrue ou une coupure de courant est nécessaire. |
| Rapport CO/CO₂ | >0,3 (vieillissement de l'isolation) | Tester la teneur en furfural pour évaluer la durée de vie de l'isolant solide et remplacer le papier isolant si nécessaire. |
V. Processus de diagnostic global
- jugement préliminaireLe contrôle des gaz : comparer la teneur en gaz avec les valeurs notées et procéder à des analyses supplémentaires si un gaz dépasse la limite fixée.
- Analyse des tendancesCalculer le taux de production de gaz (absolu/relatif) pour déterminer le taux de développement de la faille. Par exemple, un taux absolu de production de gaz > 10 mL/jour indique une faille active.
- méthode trinomiale (math.)Les types de défauts ciblés sont basés sur des combinaisons de codes et éliminent les facteurs d'interférence (par exemple, le type d'équipement, les antécédents de fonctionnement).
- Moyens de vérificationLes tests de décharge partielle, de déformation du bobinage, de résistance d'isolement, etc. permettent de confirmer le diagnostic.
- Recommandations pour la prise de décision: :
- traitement d'urgenceSi C₂H₂＞5 μL/L ou le taux de production de gaz augmente anormalement, coupez immédiatement l'alimentation électrique pour l'entretien.
- entretien programméLes hydrocarbures totaux continuent d'augmenter mais n'atteignent pas le seuil d'urgence : organiser des tests préventifs ou une inspection de la hotte.
- Surveillance des conditionsLes mesures de la DGA sont les suivantes : échantillonnage et suivi périodiques pour établir une courbe de tendance de la DGA afin de prévoir la durée de vie de l'équipement.
VI. déclaration de circonstances particulières
- Équipements nouvellement mis en service: :
- Une élévation transitoire de H₂ et CH₄ peut se produire après l'injection d'huile (<1000 μL/L est normal), et la stabilité des données doit être observée après 3-6 mois.
- changeur de prise en charge: :
- Les données DGA du compartiment à huile de l'aiguillage doivent être analysées séparément. C₂H₂ > 2 μL/L peut indiquer une brûlure de contact.
- Isolation à l'huile non minérale: :
- Les critères de détermination de la DGA pour les huiles d'ester ou les huiles de silicone sont différents de ceux des huiles minérales et nécessitent de se référer à des lignes directrices spécialisées (par exemple, IEC 62770).
VII. référence aux normes et aux outils
- norme internationaleIEC 60599 Directives interprétatives pour l'analyse des gaz dissous dans les équipements électriques en service remplis d'huile minérale.
- norme nationaleGB/T 7252 Guidelines for Analysis and Judgement of Dissolved Gases in Transformer Oil (Lignes directrices pour l'analyse et le jugement des gaz dissous dans l'huile de transformateur).
- outil d'analyse: :
- Tests hors ligneChromatographe en phase gazeuse
- Surveillance en ligneSpectromètre photoacoustique
Grâce à la liste ci-dessus, les types de défauts peuvent être rapidement localisés sur la base des données DGA, et des stratégies de maintenance ciblées peuvent être formulées en conjonction avec le taux de production de gaz et l'analyse des tendances afin de minimiser le risque de défaillance soudaine du transformateur.
