En - Análisis de profundidad de la prueba DGA: el ojo de perspectiva para el diagnóstico de falla del transformador

 

1. Principio básico de la prueba DGA: la cadena lógica de "generación de gas" a "diagnóstico"

El sistema de aislamiento de un transformador consiste principalmente en aceite mineral (o fluidos aislantes respetuosos con el medio ambiente como FR3) y materiales aislantes sólidos (p. Ej., Documento aislante). Durante el funcionamiento normal, los materiales aislantes envejecen lentamente y producen trazas de gas; Sin embargo, cuando fallas comodescarga de arco, descarga parcial y sobrecalentamientoSe produce dentro del transformador, la alta energía en el punto de falla acelera la descomposición del aceite de aislamiento y el aislamiento sólido, generando gases característicos. La mayoría de estos gases se disuelven en el aceite de aislamiento, mientras que existe una pequeña cantidad en estado libre en el petróleo o la cámara de gas del equipo.

La lógica central de la prueba DGA implica un proceso deRecolección de muestras de petróleo → Separación de gas → análisis cromatográficopara detectar cuantitativamente los tipos y concentraciones de gases disueltos en el aceite. Luego, al combinar la relación correspondiente entre gases y tipos de fallas, infiere si hay fallas dentro del transformador y la naturaleza de las fallas. Esencialmente, restaura el estado de falla a través de la "huella digital de gas".

 

2. Core analizados gases en la prueba DGA y sus fallas correspondientes

Los diferentes tipos de fallas producen tipos de gas y proporciones significativamente diferentes debido a las variaciones en la intensidad de la energía y la temperatura de funcionamiento. Según las normas internacionales (por ejemplo, IEC 60599) y las prácticas de la industria, la prueba DGA se centra en los siguientes 7 gases característicos, y sus relaciones correspondientes con los tipos de fallas se muestran en la tabla a continuación:

Nombre de gas	Símbolo químico	Tipos de fallas principales	Descripción de la característica clave
Hidrógeno	H₂	Descarga parcial, bajo - arco de energía	Producto principal del agrietamiento de la molécula de aceite causado por descarga parcial
Metano	CH₄	Bajo - Falla térmica de temperatura (<300℃)	Producto temprano de la descomposición de sobrecalentamiento de petróleo, con una alta proporción a bajas temperaturas
Etano	C₂H₆	Bajo - Falla térmica de temperatura (<300℃)	Generado junto con metano, lo que indica conjuntamente - sobrecalentamiento de temperatura
Etileno	C₂H₄	High-temperature thermal fault (>700 grados)	Gas característico de en - Descomposición de profundidad del petróleo a altas temperaturas
Acetileno	C₂H₂	Alta - descarga de arco de energía	Generado solo bajo fallas de energía -} como arcos; un "gas de advertencia de falla"
Monóxido de carbono	CO	Descomposición térmica del papel aislante	Indicador principal del envejecimiento o sobrecalentamiento de aislamiento sólido (papel)
Dióxido de carbono	Co₂	Envejecimiento o sobrecalentamiento de papel aislante	Generado junto con co; La relación CO/CO₂ puede determinar el grado de envejecimiento de papel aislante

Por ejemplo, si la concentración deacetileno (C₂H₂)En el resultado DGA aumenta significativamente, generalmente indica un arco de energía - (p. Ej., Cortocircuito de devanado) dentro del transformador; Si la proporción deetileno (c₂H₄)es prominente, puede ser una fallas de sobrecalentamiento de temperatura - alta causada por múltiples - conexión a tierra del núcleo de hierro.

 

3.1 Método de análisis de concentración de gas único: juicio umbral básico

Este método determina si hay una anormalidad al comparar la concentración de gas medida con elValor de advertencia estándar(especificado en estándares como IEC 60599 y GB/T 7252-2017). Por ejemplo:

En el aceite de aislamiento de un transformador recientemente comisionado, la concentración de acetileno (C₂H₂) debe estar cerca de 0; Si se detecta C₂H₂, es necesario estar alerta a los posibles riesgos de falla que quedan durante la producción de fábrica.

Para un transformador de servicio en -, si la concentración de monóxido de carbono (CO) excede continuamente 300 μl/L, el estado de envejecimiento del documento aislante debe analizarse en combinación con CO₂.

 

3.2 Método de análisis de relación de gas: subdivisión de tipo de falla

Diferentes fallas generan diferentes combinaciones de gas. Al calcular las proporciones de gases característicos (p. Ej., C₂h₂/C₂h₄, Ch₄/H₂, C₂h₄/C₂h₆), los tipos de fallas se pueden subdividir. Las relaciones correspondientes entre las relaciones comunes y las fallas son las siguientes (consulte IEC 60599):

Tipo de falla	C₂H₂/C₂H₄ (acetileno/etileno)	Pez₄/H₂ (metano/hidrógeno)	C₂H₄/C₂H₆ (etileno/etano)
Funcionamiento normal	<0.1	0.1-1.0	<1
Descarga parcial	<0.1	>1	<1
Low - Temperatura FALLA térmica (<300℃)	<0.1	0.1-1.0	<1
High-Temperature Thermal Fault (>700 grados)	0.1-1.0	0.1-1.0	>3
Alta - descarga de arco de energía	>1	<0.1	>3

Por ejemplo, si las proporciones cumplen con las condiciones de "C₂h₂/C₂h₄> 1 y C₂h₄/C₂h₆> 3", se puede confirmar como una falla de arco de energía {}} alta; La detección de acetileno en el transformador MVA en el documento 2, combinado con la ausencia de signos de flash de arco visual, sugiere que puede ser un arco oculto (por ejemplo, el desarrollo de descarga parcial dentro del devanado).

 

3.3 Método del triángulo de Duval: diagnóstico gráfico intuitivo

Propuesta por la institución de investigación Hydro - Quebec en Canadá, este método utiliza los porcentajes de volumen demetano (CH₄), etileno (c₂H₄) y acetileno (C₂H₂)como los tres vértices de un triángulo. Después de calcular la proporción de cada gas, localiza la posición en el diagrama del triángulo y juzga el tipo de falla de acuerdo con el área que cae. Este método es altamente intuitivo y puede distinguir de manera efectiva entre "fallas térmicas" y "fallas de descarga", e incluso subdividir los niveles de temperatura de sobrecalentamiento (baja - temperatura T1, medio - Temperatura T2, alta -} temperatura T3).

La división de área central del Triángulo de Duval es la siguiente:

Área D1: descarga parcial; Área D2: High - Energy Arc;

Área T1: Low - Cobercibajado de temperatura (<300℃); Area T2: Medium-temperature overheating (300-700℃); Area T3: High-temperature overheating (>700 grados);

Área DT: falla combinada de fallas térmicas ARC +.

 

3.4 Método de relación de Rogers: Clasificación de fallas de ingeniería

Propuesta conjuntamente por el CEGB e IEEE del Reino Unido, este método establece una matriz de clasificación de fallas basada en tres conjuntos de relaciones de gas (CH₄/H₂, C₂H₄/C₂H₆, C₂H₂/C₂H₄), y es adecuado para un diagnóstico rápido de transformadores de potencia pequeños y medianos-. En comparación con el método de relación IEC, el método de Rogers puede distinguir con mayor precisión entre "bajo - arcos de energía" y "alto-} sobrecalentamiento de temperatura", y el documento 1 menciona que se usa ampliamente en el sistema de energía de América del Norte.

 

3.5 IEC 60599 Método de diagnóstico: proceso estándar integral

Como estándar aceptado internacionalmente, IEC 60599 no depende de un solo método, pero adopta un proceso de tres - de "umbral de concentración → análisis de relación → verificación de tendencias":

Primero, verifique si la concentración de un solo gas excede el estándar (por ejemplo, acetileno> 5 μl/L requiere vigilancia);

Luego, juzga el tipo de análisis de la relación de gas a través de la relación de gas;

Finalmente, verifique si la falla se está desarrollando combinando datos de tendencia de 3-6 meses (por ejemplo, la tasa de crecimiento mensual de la concentración de gas> 10%).

Este método equilibra la precisión y la practicidad y es la base de diagnóstico convencional en la industria eléctrica global.

 

4.1 Diagnóstico y localización del tipo de falla

Esta es la aplicación central de DGA. Cuando se produce una anormalidad en el transformador (por ejemplo, un aumento de la temperatura del petróleo, el aumento del ruido) o el gas excede el estándar durante las pruebas de rutina, el análisis DGA puede identificar rápidamente la naturaleza de la falla (por ejemplo, "arco" o "sobrecalentamiento") y proporcionar instrucciones para el mantenimiento del sitio -}. Por ejemplo, el resultado DGA del transformador MVA en el documento 2 (acetileno + alto - Gas de concentración) respalda directamente la decisión de "no recomendar re - encargar la puesta en marcha" para evitar que la falla se expande.

 

4.2 Advertencia de fallas tempranas (análisis de tendencias)

Al monitorear los datos de DGA durante mucho tiempo y analizar la tendencia de cambio de la concentración de gas, se pueden detectar peligros potenciales en la "etapa embrionaria" de la falla:

Aumento lentoen la concentración de gas (p. Ej., Aumento mensual del 5% en CO): generalmente debido al envejecimiento del aislamiento, que requiere un monitoreo mejorado;

Aumento rápidoen concentración de gas (p. Ej., 10 μl/L nuevo acetileno detectado en un día): indica una falla repentina, que requiere apagado de emergencia;

Apariencia repentinade gas nuevo (por ejemplo, no C₂h₂ detectado antes, pero detectado en una determinada prueba): puede indicar la aparición de una nueva falla (p. Ej., Desglose de aislamiento del devanado).

 

4.3 Pruebas de rutina y verificación de fábrica (requisitos clave en el documento 3)

Según IEC 60076-1 y los requisitos en el Documento 3, la prueba DGA debe realizarse antes de que el transformador salga de la fábrica, después de la nueva inyección de aceite o después de la revisión:

Antes de la prueba: verifique si el nuevo aceite está calificado (por ejemplo, sin acetileno, baja humedad);

Después de la prueba: compare los datos cromatográficos antes y después de la prueba para confirmar que no hay peligros ocultos internos durante la prueba (por ejemplo, descarga parcial causada por la prueba de voltaje de resistencia);

Ejemplo: el documento 3 claramente requiere "sin anormalidad en el análisis cromatográfico de petróleo después de la prueba de aislamiento" para garantizar que el estado del transformador y el estado del equipo entregado al usuario estén calificados.

 

4.4 Soporte de decisiones de mantenimiento

Según el resultado de DGA, se puede formular una estrategia de mantenimiento diferenciada:

Datos normales de DGA: realice mantenimiento de rutina según lo planeado;

Leve anormalidad (por ejemplo, traza ch₄): acortar el ciclo de monitoreo (por ejemplo, de una vez cada 3 meses a una vez al mes);

Anormalidad severa (por ejemplo, C₂H₂ excesivo): apague para mantener el mantenimiento inmediatamente para evitar daños al equipo o accidentes de red eléctrica.

 

5. Sistemas estándar nacionales e internacionales para la prueba DGA

La estandarización de la prueba DGA se basa en la guía de estándares autorizados. Diferentes países/regiones han formulado estándares adaptativos basados ​​en las características de sus redes eléctricas. Los sistemas estándar básicos se muestran en la tabla a continuación:

Nombre/método estándar	Organización de formulación/fuente	Contenido central	Escenario de la aplicación
IEC 60599	Comisión Electrotécnica Internacional (IEC)	Especifica los límites de concentración de gas y los métodos de relación, enfatizando el análisis de tendencias	Aplicable a nivel mundial, adecuado para varios transformadores inmersos de aceite -
IEEE C57.104-2019	Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE)	Establece valores de advertencia de gas, destacando el método de relación Rogers	Mercados norteamericanos e internacionales, centrándose en el monitoreo de tendencias
Método del triángulo de Duval	Hydro - Quebec, Canadá	Diagnóstico gráfico basado en CH₄/C₂H₄/C₂H₂	Clasificación precisa de fallas complejas (por ejemplo, fallas combinadas)
GB/T 7252-2017	Administración de estandarización de China	Integra los métodos IEC e IEEE, adaptándose a la red eléctrica de China	Transformadores en China, enfatizando el análisis de CO/Co₂ para el papel aislante
JEC-0101-2001	Instituto de Ingenieros Eléctricos de Japón (IEEJ)	Valores estrictos de alarma de gas, adaptándose a altos entornos de humedad -	Power Grid en Japón, centrándose en el juicio envejecimiento del documento aislante

Un requisito común de estos estándares esNo confíe en un solo método, sino para hacer un juicio integral combinando múltiples métodos de análisis y en - Condiciones de trabajo del sitio (por ejemplo, humedad ambiental, carga de equipos).

 

6.1 Non - detección intrusiva, no se requiere interrupción de potencia

El muestreo DGA solo requiere extraer 50 - 100 ml de muestra de aceite de la válvula de muestreo de aceite del transformador, sin desmontar el equipo o cortar la potencia (excepto los casos especiales). Se puede completar durante el funcionamiento normal del equipo, reduciendo en gran medida las pérdidas de interrupción de energía, esto es particularmente importante para los usuarios industriales y las compañías de redes eléctricas.

 

6.2 Advertencia de fallas tempranas, evitando los peligros por adelantado

Por lo general, tarda varias semanas o meses en desarrollarse de "potencial" a "brote". El DGA puede detectar gases característicos cuando la energía de falla es baja (p. Ej., H₂ generada por descarga parcial), que proporciona un período de alerta temprano varias veces más que la "monitorización de temperatura del petróleo" tradicional y la "observación del color del aceite", lo que permite el tiempo para el mantenimiento.

 

6.3 Cubriendo múltiples tipos de fallas, diagnóstico integral

Ya sea una falla eléctrica (ARC, descarga parcial), una falla térmica (baja - temperatura, alta -} sobrecalentamiento de temperatura) o incluso envejecimiento de aislamiento sólido, DGA puede lograr cobertura a través de combinaciones de gas características; Mientras que otras pruebas (p. Ej., Prueba de resistencia de aislamiento) solo pueden reflejar el estado general de aislamiento y no pueden localizar tipos de fallas específicos.

 

En el futuro, con el desarrollo del Internet de las cosas y la tecnología de inteligencia artificial, la prueba DGA avanzará hacia la dirección de "en línea real - monitoreo de tiempo + diagnóstico inteligente de AI": Real - Los datos de gas de tiempo se transmitirán a través de dispositivos de recolección de muestras de aceite en línea, y los modelos de aprendizaje automático se utilizarán para identificar automáticamente los tipos de fallas y las tendencias de desarrollo, mejorando aún más la eficiencia del diagnóstico y la precisión. Sin embargo, no importa cómo evolucione la tecnología, el" método de correlación de fallas, el método de correlación basado en los gases característicos "sigue siendo el núcleo de DGA, y domina el análisis tradicional de análisis tradicionales (EG, el método de ralio, el método de ralio, el método de la relación, el método de los gases característicos). Habilidad para el funcionamiento de energía y personal de mantenimiento.

Para la industria energética, adjuntar importancia a la prueba DGA, siguiendo los estándares internacionales/nacionales (por ejemplo, IEC 60599, GB/T 7252 - 2017), y establecer una base de datos de tendencias a largo plazo son medidas clave para garantizar la operación segura de los transformadores y reducir el riesgo de los accidentes de la cuadrícula de potencia.