Хроматография трансформаторного масла онлайн система мониторинга как выбрать? Растворенный газ в нефти онлайн-анализатор комплексный анализ

Трансформатор является основным оборудованием энергосистемы, и состояние его изоляции напрямую связано с безопасной работой всей энергосистемы. Изоляционное масло, являющееся важнейшей изоляционной и охлаждающей средой для масляных трансформаторов, разлагается под длительным воздействием тепловых и электрических нагрузок, выделяя различные газы, характерные для неисправностей. Непрерывный анализ растворенных газов (DGA, Dissolved Gas Analysis) в масле позволяет получить точное предупреждение на ранней стадии развития неисправности в трансформаторе. Система хроматографического онлайн-мониторинга трансформаторного масла является основным оборудованием для достижения этой цели, а также ключевой технической поддержкой для перехода энергетической отрасли от периодического обслуживания к обслуживанию по состоянию.

Что такое анализ растворенных газов (DGA) в трансформаторном масле? Почему он так важен?

DGA, т.е. анализ растворенного газа в масле, в настоящее время признан во всем мире как одно из наиболее эффективных технических средств определения внутренних неисправностей в маслопогруженном энергетическом оборудовании. Принцип заключается в следующем: при внутреннем перегреве трансформатора, частичном разряде или дуговом разряде и других неисправностях, изоляционное масло и твердые изоляционные материалы (такие как изоляционная бумага, картон) будут находиться в тепле или в роли электрической энергии крекинга, генерируя водород (H₂), монооксид углерода (CO), диоксид углерода (CO₂), метан (CH₄), этан (C₂H₆), этилен (C₂H₂) и другие газы. (C₂H₄), этилен (C₂H₄), ацетилен (C₂H₂) и другие семь основных характеристик неисправности газа, которые растворены в изоляционном масле, тип и концентрация этих газов и скорость роста является определить тип неисправности, расположение и серьезность важной основой.

Традиционный автономный хроматографический анализ масла требует ручного отбора проб, отправки их в лабораторию для тестирования, цикл которого часто исчисляется месяцами или даже кварталами. Ухудшение изоляции внутри трансформатора может резко развиться в течение нескольких дней, и временная слепота автономного обнаружения очень легко может привести к занижению данных о неисправностях. Онлайновый анализатор растворенных в масле газов устраняет этот риск, поскольку устанавливается непосредственно на корпус трансформатора и обеспечивает непрерывное автоматическое обнаружение характерных газов.

Какие характерные газы образуются при различных типах разломов?

При низкоэнергетических дефектах частичного разряда выделяется в основном водород (H₂), а наличие ацетилена (C₂H₂) обычно означает высокоэнергетический дуговой разряд, который является наиболее опасным предупреждающим знаком; дефекты перегрева масла характеризуются выделением метана (CH₄) и этилена (C₂H₄); ухудшение или перегрев твердых изоляционных материалов обычно сигнализируется аномальным повышением содержания окиси углерода (CO) и Диоксид углерода (CO₂) характерен для старения или перегрева твердых изоляционных материалов. На основе этого закона в международных и отечественных стандартах, таких как IEC 60599 и GB/T 7252, были разработаны зрелые методы диагностики неисправностей, такие как метод трех соотношений и метод треугольника Дэвида, которые обеспечивают теоретическую основу для автоматизированных алгоритмов диагностики.

В чем разница между системой онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла и онлайн-анализатором растворенных в масле газов?

В практическом применении эти два понятия часто смешиваются, но существует определенное различие на техническом уровне. Онлайн-анализатор растворенного газа в масле (Online DGA Analyzer) обычно относится к завершению разделения нефти и газа, обнаружению газовых компонентов и расчету концентрации основного аналитического приборного блока, подчеркивая способность обнаружения самого аналитического прибора; в то время как система онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла является более полной концепцией системы, охватывающей фронтальное устройство дегазации и разделения нефти и газа, хроматографический блок, модули сбора и обработки данных, коммуникационный интерфейс, программное обеспечение фонового мониторинга и экспертную систему неисправностей и полный набор подсистем, непосредственно применим к подстанциям и так далее. Система хроматографического онлайн-мониторинга трансформаторного масла представляет собой более полную концепцию системы, охватывающую фронтальное устройство дегазации и разделения масла и газа, блок хроматографического анализа, модуль сбора и обработки данных, коммуникационный интерфейс, программное обеспечение для фонового мониторинга и экспертную систему диагностики неисправностей и т.д., что является комплексным решением, которое может быть непосредственно применено для полевого проектирования подстанций.

При выборе модели необходимо четко понимать, приобретаете ли вы автономный анализатор или интегрированную комплексную систему мониторинга, что определяет последующие методы установки, интеграции, эксплуатации и обслуживания.

Каков принцип работы системы онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла?

Типичная система хроматографического онлайн-мониторинга трансформаторного масла выполняет автоматический цикл анализа в соответствии со следующим процессом:

Шаг 1: Циркуляция и отбор проб нефти

Система приводится в действие встроенным масляным насосом для циркуляции изоляционного масла в корпусе трансформатора в закрытом трубопроводе, чтобы собранные образцы масла действительно отражали внутреннее состояние масла в трансформаторе и устраняли погрешность, вносимую образцами масла из мертвой зоны.

Этап 2: отделение нефти и газа (дегазация)

Это одно из самых важных звеньев во всей цепочке анализа. Система использует дегазацию через проницаемую мембрану, вакуумную дегазацию или равновесие в головном пространстве для отделения характерного газа, растворенного в изоляционном масле, и получения смешанного образца газа, доступного для анализа в колонке. Производительность устройства дегазации напрямую влияет на точность и воспроизводимость результатов испытаний, а также является одним из звеньев, где производительность продуктов разных производителей различается в наибольшей степени.

Шаг 3: Газохроматографический анализ

Разделенная газовая смесь подается в колонку ГХ и переносится газом-носителем (обычно азотом высокой чистоты или встроенным генератором газа-носителя без баллонов), что обеспечивает точное разделение газов-компонентов в колонке, а количественное определение осуществляется с помощью детектора по теплопроводности (TCD) или водородного пламенно-ионизационного детектора (FID), которые выдают числовые значения концентрации каждого компонента.

Шаг 4: Обработка данных и устранение неполадок

Собранные данные о концентрации газа подвергаются температурной коррекции, калибровочному расчету и анализу трендов встроенным процессором, а встроенная экспертная система диагностики неисправностей призвана автоматически оценить внутреннее состояние трансформатора на основе алгоритмов международных стандартов, таких как метод трех коэффициентов, метод треугольника Давида и рекомендации IEC 60599, и выдать диагностические заключения и предупреждающие сигналы.

Шаг 5: Загрузка данных и удаленный мониторинг

Результаты анализа загружаются в платформу комплексной автоматизации подстанции или облачную платформу эксплуатации и обслуживания через RS-485, Ethernet, оптическое волокно и другие интерфейсы и протоколы связи, такие как IEC 61850 и Modbus RTU, которые поддерживают запрос исторических тенденций, дистанционную передачу сигнала о превышении допустимого уровня и дистанционную настройку параметров, а также обеспечивают централизованное управление децентрализованным оборудованием.

Каковы основные технические возможности для он-лайн мониторинга хроматографии трансформаторного масла?

В настоящее время на рынке онлайн-анализаторов растворенного газа в трансформаторном масле в основном используются следующие несколько технических маршрутов, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки:

Газовая хроматография (ГХ)

Газовая хроматография является основным методом с высочайшей точностью и наиболее полным определением газовых компонентов, который может одновременно определять H₂, CO, CO₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, C₂H₂, семь полнокомпонентных характерных газов и микроводу, и является рекомендуемым эталонным методом для таких стандартов, как IEC 60599 и DL/T 722. Основной проблемой является относительная сложность структуры системы. Основными проблемами являются относительная сложность системы, длительное время цикла анализа (обычно от 40 минут до нескольких часов), а также требования к установке и обслуживанию.

Фотоакустическая спектроскопия (PAS)

Фотоакустическая спектрометрия основана на поглощении молекул газа на определенных длинах волн инфракрасного света для достижения обнаружения, с быстрым временем отклика, без необходимости газа-носителя, компактная структура и т.д., подходит для высоких требований частоты мониторинга, необходимость быстрого раннего предупреждения сценариев, а некоторые из продуктов могут охватывать полный компонент обнаружения газа.

Метод одного водородного датчика

Водород (H₂) является наиболее критическим газом раннего предупреждения о частичных разрядах и ранних сбоях при перегреве нефти. Использование палладиевых мембранных датчиков или датчиков каталитического горения для специального обнаружения водорода в нефти в сочетании с обнаружением микроводорода представляет собой упрощенное и недорогое решение для мониторинга DGA в условиях ограниченного бюджета или в качестве дополнения к полнокомпонентному мониторингу.

Инфракрасная спектроскопия с преобразованием Фурье (FTIR)

Метод ИК-Фурье обладает способностью быстрого и широкого спектра обнаружения, может одновременно определять различные газовые компоненты, имеет высокую точность измерения и используется в некоторых высокотехнологичных сценариях применения, но стоимость всего оборудования относительно высока.

На что следует обратить внимание при выборе системы онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла?

При всем многообразии представленных на рынке продуктов для хроматографического онлайн-мониторинга трансформаторного масла, следующие параметры являются наиболее важными основными соображениями, которые не следует игнорировать при принятии решения о выборе:

I. Обнаружение покрытия газовых компонентов

Необходимо указать типы газов, которые могут быть обнаружены выбранной системой. Охват семи характерных газов (H₂, CO, CO₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂) всего компонента является основой для полного поиска неисправностей. Некоторые системы также поддерживают одновременный контроль содержания следов воды (H₂O), что позволяет дополнительно оценить старение и содержание влаги в изоляционном картоне. Некоторые системы также поддерживают одновременный мониторинг содержания микроводы (H₂O), что позволяет дополнительно оценить старение и влажность изоляционного картона.

II. Методы дегазации и точность определения

Техническая зрелость устройства для дегазации (разделения масла и газа) напрямую определяет надежность данных испытаний. Основное внимание следует уделить пониманию технического принципа метода дегазации, применяемого производителем, стабильности скорости дегазации и наличию риска загрязнения изоляционного масла трансформатора газом-носителем. Бесцилиндровая конструкция и герметичная структура дегазации являются более приемлемыми решениями в современных инженерных приложениях.

III. Возможности алгоритма устранения неполадок

От того, поддерживает ли встроенная в систему экспертная система диагностики неисправностей основные алгоритмы, соответствующие международным стандартам, такие как метод трех коэффициентов и метод треугольника Давида, и обладает ли она функциями анализа уровня добычи газа и прогнозирования тенденции, напрямую зависит, могут ли данные мониторинга быть эффективно преобразованы в основу для принятия решений по техническому обслуживанию, что является воплощением основной ценности системы.

IV. Протоколы связи и возможности системной интеграции

То, поддерживает ли система протоколы связи стандарта IEC 61850 и может ли она беспрепятственно взаимодействовать с платформами автоматизации подстанций Государственной и Южной электрических сетей или интегрированной системой онлайн-мониторинга, является ключевым моментом в реализации проекта. В то же время необходимо обратить внимание на то, обладает ли система возможностью удаленной эксплуатации и обслуживания, а также конфигурирования параметров, чтобы снизить затраты на последующую эксплуатацию и обслуживание.

V. Адаптивность к окружающей среде и надежность

Условия на объектах подстанций сложны, и некоторые проекты расположены в условиях сильного холода, высокой температуры, повышенной влажности или на большой высоте. Следует изучить диапазон рабочих температур системы, уровень защиты, защиту от электромагнитных помех и долгосрочную безотказную работу при инженерной проверке, чтобы избежать выбора лабораторных характеристик, но при этом надежность продукта в полевых условиях недостаточна.

VI. Простота обслуживания и затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание

Основное внимание следует уделить пониманию объема работы по ежедневному обслуживанию системы, включая цикл потребления и замены газа-носителя, частоту замены колонок, а также тому, поддерживает ли метод калибровки дистанционную автокалибровку. Бесцилиндровая конструкция имеет очевидные преимущества с точки зрения безопасности и эксплуатационных расходов, поскольку не требует регулярной замены газовых баллонов высокого давления.

VII. Квалификация производителя и опыт проектирования

Следует выбирать профессиональных производителей с соответствующими квалификационными сертификатами в энергетической отрасли и результатами серийной эксплуатации в основных энергосистемах, таких как Государственная сеть или Южная электросеть, уделяя особое внимание количеству реальных инженерных примеров, числу лет стабильной работы устройства и способности реагировать на послепродажное техническое обслуживание.

Для какого оборудования и сценариев подходят системы онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла?

Система хроматографического онлайн-мониторинга трансформаторного масла в основном применима к следующим типам маслопогруженного энергетического оборудования:

В сценарии подстанции приоритетными объектами внедрения являются главные трансформаторы 110 кВ и выше, трансформаторы сверхвысокого напряжения 500 кВ и повышающие трансформаторы важных электростанций; главные трансформаторы с длительным сроком службы, историческими данными об аномалиях или выполняющие критические задачи энергоснабжения также являются ключевыми объектами применения системы онлайн-мониторинга. Кроме того, в сферу мониторинга могут быть включены маслопогруженные реакторы, трансформаторы и другое маслонаполненное оборудование.

В сценариях промышленного энергоснабжения металлургия, нефтехимия, центры обработки данных и другие отрасли, требующие высокой непрерывности электроснабжения, испытывают не менее сильные потребности в онлайн-мониторинге критически важных трансформаторов, чтобы избежать крупных производственных потерь из-за незапланированных отключений трансформаторов.

Часто задаваемые вопросы (FAQ)

Требуется ли для установки системы онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла отключение электроэнергии?

Большинство систем онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла через положение масляного клапана корпуса трансформатора для установки масляного интерфейса для достижения онлайн-доступа, может быть завершена при условии неэнергетической установки, не влияет на нормальную работу трансформатора. Но конкретная программа установки из-за структуры трансформатора и условий на месте варьируется, рекомендуется, чтобы перед началом проекта профессиональный и технический персонал провел исследование на месте, чтобы подтвердить.

Почему существует расхождение между данными онлайн-мониторинга и данными лабораторных испытаний на хроматографию масла в автономном режиме?

Различия между ними обусловлены главным образом разными методами дегазации, разным временем отбора проб нефти и влиянием изменения температуры окружающей среды на растворимость газа. При онлайн-мониторинге особое внимание уделяется изменению тенденции в реальном времени, в то время как офлайн-анализ в лаборатории является более точным, а при взаимодополняющем использовании этих двух методов основное внимание должно уделяться тенденции роста концентрации газа, а не абсолютному отклонению одного значения. Соответствующие стандарты в стране и за рубежом также четко определили диапазон погрешности двух методов.

Означает ли обнаружение ацетилена в трансформаторном масле непосредственную опасность?

Ацетилен (C₂H₂) является характерным газом высокоэнергетического дугового разряда, его появление само по себе является важным сигналом раннего предупреждения, но для того, чтобы сделать комплексное заключение о том, представляет ли он непосредственную опасность, необходимо сочетать абсолютное значение его концентрации, скорость роста и соотношение других характерных газов. Необходимо сразу же организовать работу специалистов для проведения комплексной диагностики в соответствии с DL/T 722 и другими стандартами, а не делать выводы только на основании значения одного газа.

Может ли система онлайн-мониторинга быть сопряжена с системой управления оборудованием PMS?

Системы, поддерживающие IEC 61850 или открытый интерфейс базы данных, могут быть интегрированы с PMS (системой управления производством), EAM (системой управления активами) и интегрированной платформой онлайн-мониторинга подстанции. Рекомендуется согласовать этот вопрос с производителями оборудования и отделом информационных технологий на этапе создания проекта, чтобы обеспечить бесперебойную передачу данных.

Как часто необходимо проводить техническое обслуживание системы онлайн-мониторинга хроматографии нефти?

Интервалы технического обслуживания зависят от конструкции системы и частоты использования, но обычно рекомендуется проводить профилактическое обслуживание каждые шесть месяцев - один год, включая очистку масляного контура, проверку состояния дегазирующей пленки, калибровку нуля прибора и самотестирование системы. Конструкция системы без цилиндра позволяет значительно сократить объем ежедневного обслуживания и снизить трудозатраты на эксплуатацию и обслуживание.

Для получения профессиональных решений обращайтесь к специалистам Inotera!

Компания INNOTD специализируется в области контроля состояния энергетического оборудования и онлайн-мониторинга, предоставляя комплексные продукты и решения, включающие систему онлайн-мониторинга хроматографии трансформаторного масла, онлайн-анализатор растворенных газов в масле, онлайн-мониторинг изоляции вводов и многопараметрический интегрированный мониторинг. Если вам нужны консультации или технический обмен для конкретных типов трансформаторов, уровней напряжения и требований к интеграции станций, посетите наш сайт или свяжитесь с нашей профессиональной технической командой для получения поддержки.

Адрес официального сайта: www.innotd.com

Отказ от ответственности: Содержание этой статьи предназначено только для справочной информации и популяризации технических знаний в области электроэнергетики, текст технического описания, сценарии применения и рекомендации по выбору основаны на общих отраслевых знаниях, не являются конкретной инженерной программой проектирования или основой для закупок. Фактический выбор проекта должен осуществляться в сочетании с условиями площадки, параметрами оборудования и соответствующими техническими стандартами, для оценки и подтверждения квалифицированными специалистами. Автор и издатель данной статьи не несут юридической ответственности за любые последствия инженерных решений, вытекающих из ссылок на содержание данной статьи.