Teste de dga do transformador

发布时间：2 de novembro de 2025 18:50:27

Detecção de DGA do transformador (análise de gás dissolvido), o núcleo é feito por meio da análise do óleo do transformador dissolvido nas características de falha do gás, para determinar se há superaquecimento, descarga e outras falhas latentes no equipamento, é o “meio de diagnóstico do núcleo” de monitoramento das condições do transformador.

princípio fundamental

O óleo isolante interno e os materiais isolantes sólidos do transformador se decompõem em caso de falhas, como superaquecimento e descarga, produzindo gases como hidrogênio, metano, etano, etileno e acetileno. Esses gases são dissolvidos no óleo isolante e, por meio da detecção dos componentes, do conteúdo e da tendência de alteração dos gases, o tipo e a gravidade da falha podem ser deduzidos inversamente.

Gases detectados no núcleo e falhas correspondentes

  1. Hidrogênio (H₂) + metano (CH₄): corresponde principalmente a descargas de baixa energia ou superaquecimento localizado (temperatura <300°C).
  2. Eteno (C₂H₆) + Etileno (C₂H₄): corresponde principalmente a altas temperaturas de superaquecimento (300°C-700°C); quanto maior o teor de etileno, mais alta pode ser a temperatura.
  3. Acetileno (C₂H₂): o gás característico de descarga de alta energia do núcleo, sempre que níveis significativos são detectados, há uma alta probabilidade de falhas graves, como descarga de arco.
  4. Total de hidrocarbonetos (soma dos gases de hidrocarbonetos acima): um total anormalmente alto indica um mau funcionamento em desenvolvimento e requer atenção especial.

papel central

  1. Aviso de falha: quando não há nenhuma anormalidade na aparência do transformador e os parâmetros elétricos estão normais, as falhas internas latentes são detectadas com antecedência para evitar o desligamento repentino.
  2. Localização da falha: Determine se a falha é superaquecimento, descarga ou envelhecimento do isolamento por meio dos componentes de gás, fornecendo orientação para a manutenção.
  3. Avaliação da condição: rastrear tendências nos níveis de gás, avaliar a taxa de desenvolvimento de falhas e formular planos de manutenção razoáveis (por exemplo, interrupções de emergência ou manutenção planejada).

Métodos de detecção comuns

  1. Teste off-line: amostragem regular do óleo do transformador, enviada ao laboratório com análise cromatográfica, baixo custo, alta precisão, mas o ciclo de detecção é longo, adequado para inspeção de rotina.
  2. Detecção on-line: coleta em tempo real de amostras de óleo e análise de gases por meio de um dispositivo de monitoramento cromatográfico on-line, que pode ser monitorado remotamente em tempo real e é adequado para subestações sem supervisão ou transformadores importantes.

 

A Análise de Gás Dissolvido (DGA) em petróleo tem uma lista de gases de falha correspondentes aos tipos de falha, combinando a norma internacional IEC 60599 e a norma nacional GB/T 7252, e classificando sistematicamente as características do gás, os mecanismos de falha e as sugestões de tratamento:

I. Tabela de correspondência dos tipos de falhas de núcleo e gases característicos

Tipo de falha Principais gases característicos Gases característicos secundários faixa de temperatura Cenários típicos de falha
Descarga parcial (descarga de baixa energia) H₂ (hidrogênio), CH₄ (metano) C₂H₆ (etano), CO (monóxido de carbono) temperaturas normais As descargas parciais desencadeadas por bolhas de ar, impurezas ou rebarbas no isolamento são comumente causadas por isolamento defeituoso do enrolamento ou vedação deficiente da carcaça.
Superaquecimento em baixa temperatura (150 a 300 °C) CH₄ (metano), C₂H₄ (etileno) C₂H₆ (etano) 150-300°C Sobrecargas menores do enrolamento, mau contato do comutador de derivação, perdas localizadas de correntes parasitas no núcleo.
Superaquecimento em temperatura média (300-700°C) C₂H₄ (etileno), CH₄ (metano) C₂H₆ (etano) 300-700°C Superaquecimento devido à sobrecarga severa dos enrolamentos, falha no sistema de resfriamento e aterramento multiponto do núcleo.
Superaquecimento em alta temperatura (>700°C) C₂H₄ (etileno), CH₄ (metano) C₂H₂ (acetileno) (traço) ＞700℃ Superaquecimento de peças metálicas causado por curtos-circuitos entre espiras do enrolamento, cabos mal soldados e vazamento de fluxo magnético.
Descarga de arco (descarga de alta energia) C₂H₂ (acetileno), H₂ (hidrogênio) CH₄ (metano), C₂H₄ (etileno) ＞1000℃ Descargas violentas, como ruptura do isolamento do enrolamento, arco voltaico do comutador de derivação, flashover da carcaça, etc., podem resultar na explosão do equipamento.
Envelhecimento do isolamento (quebra do isolamento sólido) CO (monóxido de carbono), CO₂ (dióxido de carbono) H₂ (hidrogênio), CH₄ (metano) Aumento da temperatura operacional em longo prazo Papel/placa isolante deteriorado, úmido ou oxidado, normalmente encontrado em transformadores mais antigos ou em equipamentos que foram sobrecarregados por um longo período de tempo.

II. Valor de diagnóstico dos gases-chave

  1. Acetileno (C₂H₂)
    • Indicadores principaisGás de descarga: O único gás que reflete claramente uma descarga de alta energia e níveis >5 μL/L são de preocupação urgente.
    • cenário típicoDescarga de arco, quebra de isolamento, por exemplo, curto-circuito dos enrolamentos entre as voltas ou ablação dos contatos do comutador de derivação em carga.
    • Recomendações para o manuseioDesligue imediatamente a energia para manutenção a fim de evitar danos ao equipamento.
  2. Hidrogênio (H₂)
    • aviso prévioGás característico de descargas parciais ou umidade em níveis >100 μL/L Tendência a ser seguida.
    • restriçãoNível de óleo: O nível de óleo pode subir brevemente após a lubrificação de um novo transformador (<1000 μL/L é normal) e deve ser avaliado em conjunto com os dados históricos.
  3. Etileno (C₂H₄)
    • indicação de temperaturaTemperatura de superaquecimento: Quanto maior o conteúdo, maior a temperatura de superaquecimento. Por exemplo, se C₂H₄ for >70% de hidrocarbonetos totais, a temperatura poderá ser >500 °C.
    • cenário típicoSobreaquecimento do enrolamento, perdas por correntes parasitas no núcleo.
  4. Monóxido de carbono (CO) e dióxido de carbono (CO₂)
    • Envelhecimento do isolamentoÍndice de CO/CO₂ elevado reflete a quebra do isolamento sólido. Por exemplo, se CO > 1000 μL/L e CO₂ > 10.000 μL/L, pode haver deterioração do papel de isolamento.
    • restriçãoA relação CO/CO₂ pode aumentar lentamente devido à oxidação do óleo durante a operação normal e precisa ser combinada com um teste de teor de furfural para fazer um julgamento abrangente.

Três, método de três proporções da lógica de diagnóstico de falhas

O método trilogarítmico funciona calculando C₂H₂/C₂H₄、CH₄/H₂、C₂H₄/C₂H₆ A proporção dos resultados é convertida em combinações de códigos correspondentes aos tipos de falha, como segue:
combinação de códigos Tipo de falha característica típica
0 0 0 sem problemas Todos os níveis de gás estavam dentro dos valores observados (por exemplo, C₂H₂ < 5 μL/L, hidrocarbonetos totais < 150 μL/L).
0 0 1 Superaquecimento em baixa temperatura (150 a 300 °C) CH₄ e C₂H₄ foram dominantes e C₂H₂ não foi detectado.
0 2 2 Superaquecimento em alta temperatura (>700°C) O C₂H₄ foi responsável por >70% do total de hidrocarbonetos, com quantidades residuais de C₂H₂.
1 0 1 descarga parcial H₂ e CH₄ são dominantes e o CO pode estar elevado.
2 0 2 descarga de arco elétrico O C₂H₂ estava significativamente elevado (>5 μL/L) com aumentos concomitantes de H₂ e C₂H₄.
2 1 2 Descarga de arco + superaquecimento C₂H₂, H₂ e C₂H₄ estão todos altos, provavelmente devido ao superaquecimento do arco desencadeado pela quebra do isolamento.

IV. Valores de notação de conteúdo de gás e recomendações de tratamento

Tipo de gás Valor de atenção (μL/L) Recomendações para o manuseio
Acetileno (C₂H₂) ＞5 Desligue imediatamente a energia para manutenção e solução de problemas da fonte de descarga do arco.
Etileno (C₂H₄) ＞100 Acompanhe a tendência e analise a causa do superaquecimento (por exemplo, carga, sistema de resfriamento) se ele continuar a aumentar.
Hidrogênio (H₂) ＞1000 Em conjunto com o monitoramento de descarga parcial, verifique se há umidade ou defeitos no isolamento.
hidrocarboneto total ＞150 Analise a taxa de produção de gás. Se a taxa absoluta de produção de gás for >10 mL/dia, será necessário um monitoramento maior ou uma falha de energia.
Relação CO/CO₂ >0,3 (envelhecimento do isolamento) Teste o teor de furfural para avaliar a vida útil do isolamento sólido e substitua o papel de isolamento, se necessário.

V. Processo de diagnóstico abrangente

  1. julgamento preliminarComparação: Compare o conteúdo de gás com os valores registrados e inicie análises adicionais se um gás exceder o limite.
  2. Análise de tendênciasTaxa de produção de gás: Calcule a taxa de produção de gás (absoluta/relativa) para determinar a taxa de desenvolvimento da falha. Por exemplo, uma taxa absoluta de produção de gás > 10 mL/dia indica uma falha ativa.
  3. método trinomial (matemática)Tipos de falha alvo com base em combinações de códigos e eliminação de fatores de interferência (por exemplo, modelo do equipamento, histórico de operação).
  4. Meios de verificaçãoConfirme o diagnóstico combinando monitoramento de descarga parcial, teste de deformação do enrolamento, teste de resistência de isolamento, etc.
  5. Recomendações para a tomada de decisões：
    • tratamento de emergênciaSe o C₂H₂＞5 μL/L ou a taxa de produção de gás aumentar de forma anormal, desligue imediatamente a fonte de alimentação para manutenção.
    • manutenção programadaTeste preventivo ou inspeção do capô quando os hidrocarbonetos totais continuarem a subir, mas não atingirem o limite de emergência.
    • Monitoramento de condiçõesAmostragem e rastreamento periódicos para estabelecer uma curva de tendência de DGA para prever a vida útil do equipamento.

VI Declaração de circunstâncias especiais

  1. Equipamentos recém-comissionados：
    • Pode ocorrer elevação transitória de H₂ e CH₄ após a injeção de óleo (<1000 μL/L é normal), e a estabilidade dos dados deve ser observada após 3-6 meses.
  2. comutador de derivação em carga：
    • Os dados DGA do compartimento de óleo da chave de desvio devem ser analisados separadamente. C₂H₂ > 2 μL/L pode indicar queima de contato.
  3. Isolamento de óleo não mineral：
    • Os critérios para determinar a DGA para óleos ésteres ou óleos de silicone são diferentes daqueles para óleos minerais e exigem referência a diretrizes especializadas (por exemplo, IEC 62770).

VII. referência a padrões e ferramentas

  1. padrão internacionalIEC 60599 Interpretative Guidelines for the Analysis of Dissolved Gases in Mineral Oil Filled Electrical Equipment in Service (Diretrizes Interpretativas para Análise de Gases Dissolvidos em Equipamentos Elétricos em Serviço Preenchidos com Óleo Mineral).
  2. padrão domésticoGB/T 7252 Guidelines for Analysis and Judgement of Dissolved Gases in Transformer Oil (Diretrizes para análise e julgamento de gases dissolvidos em óleo de transformador).
  3. ferramenta de análise：
    • testes off-lineCromatógrafo a gás
    • Monitoramento on-lineEspectrômetro fotoacústico
Com a lista acima, os tipos de falhas podem ser rapidamente localizados com base nos dados do DGA, e as estratégias de manutenção direcionadas podem ser formuladas em conjunto com a taxa de produção de gás e a análise de tendências para minimizar o risco de falha repentina do transformador.