Хроматографический анализ масла для чего нужно. Хроматографы и их использование в электроэнергетике. Механизм повреждения трансформаторов тока

Все документы, представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
РАО «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ДИАГНОСТИКЕ
РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ
ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ,
РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ

РД 153-34.0-46.302-00

МОСКВА, 2001

РАЗРАБОТАНО: Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России», Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (АО ВНИИЭ), раздел - совместно с ЗАО Московский завод «Изолятор» им. А. Баркова

ИСПОЛНИТЕЛИ: Ю.Н. Львов, Т.Е. Касаткина, Б.В. Ванин, М.Ю. Львов, В. С. Богомолов, Ю.М. Сапожников - (АО ВНИИЭ), С.Д. Кассихин, Б.П. Кокуркин, С.Г. Радковский, А.З. Славинский - (ЗАО «МОСИЗОЛЯТОР»), К.М. Антипов, В.В. Смекалов - (Департамент научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России»)

УТВЕРЖДАЮ: Начальник Департамента научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России»

Ю.Н. Кучеров

12.12.2000 г.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

М Ai - предел обнаружения в масле i-го газа, %об;

A 0 i - начальное значение концентрации i -г o газа, %об;

A i - измеренное значение концентрации i -г o газа, %об;

Агр i - граничная концентрация i -г o газа, %об;

a i - относительная концентрация i -г o газа;

a maxi - максимальная относительная концентрация i -г o газа;

F Li - интегральная функция распределения;

P Li - вероятность;

N- общее число трансформаторов;

L - интервал измерения концентрации i -г o газа;

n Li - число трансформаторов с концентрацией газа А (1-1) i < А 1i ;

V абс i - абсолютная скорость нарастания i -г o газа, %об/мес;

Am i , A (m -1) i - два последовательных измерения концентрации i -г o газа, %об;

Td - периодичность диагностики, мес.;

V отн i - относительная скорость нарастания i -г o газа, %/мес;

b - коэффициент кратности последовательных измерений (принимать b = 5);

T 1 d - минимальное время до повторного отбора пробы масла, мес.;

Аг i - концентрация i -г o газа в равновесии с газовой фазой, %об;

B i - коэффициент растворимости i -г o газа в масле

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ

РД 153-34.0-46.302-00

Срок действия установлен

с 01.01.2001 г.

до 01.01.2011 г.

Настоящие Методические указания составлены на основе накопленного в России опыта применения «Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» РД 34.46.302-89 (М: СПО Союзтехэнерго, 1989), с учетом рекомендаций публикации МЭК 599 и СИГРЭ и вводятся взамен упомянутого выше РД 34.46.302-89 и взамен противоаварийного циркуляра Ц-06-88(Э) «О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ» от 27.07.1988 г.

Настоящие Методические указания распространяются на трансформаторы напряжением 110 кВ и выше, блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд с любым видом защиты масла от атмосферы и высоковольтные герметичные вводы напряжением 110 кВ и выше, залитые трансформаторным маслом любой марки.

В Методических указаниях изложены: критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов (критерий ключевых газов, критерий граничных концентраций газов, критерий отношения концентраций пар газов для определения вида и характера дефекта, критерий скорости нарастания газов в масле); эксплуатационные факторы, влияющие на результаты АРГ; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ; основы диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам АРГ; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах по результатам анализа растворенных в масле газов.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в трансформаторах при использовании настоящих Методических указаний - 95 %.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится в соответствии с методикой «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» (РД 34.46.303-98), обеспечивающей:

1.1.1 Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода ( H 2 ), метана (СН 4), ацетилена ( C 2 H 2 ), этилена (C 2 H 4 ), этана (C 2 H 6 ), оксида углерода (СО), диоксида углерода ( CO 2 ).

Граничные концентрации растворенных в масле газов

	Концентрации газов, %об.
Оборудование	Н 2	СН 4	С 2 Н 2	С 2 Н 4	С 2 Н 6	СО	СО 2
Трансформаторы напряжением 110-500 кВ	0,01	0,01	0,001	0,01	0,005
Трансформаторы напряжением 750 кВ	0,003	0,002	0,001	0,002	0,001	0,05	0,40
Реакторы напряжением 750 кВ	0,01	0,003	0,001	0,001	0,002	0,05	0,40

* для СО - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием; для СО 2 - в числителе приведены значения для трансформато ров со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе - свыше 10 лет, в скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДА И ХАРАКТЕРА РАЗВИВАЮЩЕГОСЯ ДЕФЕКТА ПО КРИТЕРИЯМ ОТНОШЕНИЙ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПАР ГАЗОВ

Вид и характер развивающихся в трансформаторе повреждений определяется по отношению концентраций следующих газов: Н 2 , СН 4 , С 2 Н 2 , С 2 Н 4 и С 2 Н 6 .

Дефект

Основные хроматографические признаки дефекта

Механические примеси

Образование углеродосодержащих частиц вследствие разрядов - ацетилен. Появление незавершенных искровых разрядов - водород. Возможно отложение загрязнений по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен.

Острые края деталей в масле

Появление незавершенных искровых разрядов - водород. Накопление продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен.

Нарушение контактных соединений

Появление искрового разряда в масле - водород и ацетилен. Отложение продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен. Накопление продуктов деструкции масла - водород и ацетилен.

Ослабление контактных соединений верхней контактной шпильки

Термическая деструкция масла (осмоление) - метан, этан.

Локальные дефекты остова

Микроразряды в остове - ацетилен и водород.

Литература

Рассчитаем величины абсолютных скоростей нарастания концентраций каждого газа:

Так как максимальная абсолютная скорость нарастания у водорода, то Т 1 d определяем по ней:

T 1 d = 5 ´ 5 ´ 10 4 /0,0125 = 0,2 мес., т.е. 6 дней

Фактически следующий отбор пробы масла и АРГ были проведены через 7 дней и получены следующие концентрации газов:

4-й анализ СО 2 = 0,15; СО = 0,02; СН 4 = 0,018; С 2 Н 4 = 0,051; С 2 Н 2 = 0,0035; С 2 Н 6 = 0,0053; Н 2 = 0,01.

По данным этого анализа в трансформаторе подтвердилось наличие быстроразвивающегося дефекта термического характера, не затрагивающего твердую изоляцию - «термический дефект высокой температуры, > 700 °С» и относящегося к 1 группе дефектов «Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова».

Трансформатор был выведен в ремонт. Во время ремонта в нем было обнаружено выгорание меди отвода обмотки 330 кВ, что подтвердило правильность поставленного диагноза.

Пример 2 .

В трансформаторе ТДТГ - 10000/110 после срабатывания газовой защиты на отключение (отбор пробы масла был проведен из бака трансформатора) определен следующий состав растворенных в масле газов (концентрации в %об.):

СО 2 = 0,45; СО = 0,04; СН 4 = 0,021; С 2 Н 4 = 0,027; С 2 Н 2 = 0,134; С 2 Н 6 = 0,006; Н 2 = 0,20.

Изрезультатов анализа следует, что концентрации метана и этилена более, чем в 2 раза превышают соответствующие граничные значения (табл. РД), концентрация водорода в 20 раз превышает граничное значение, а ацетилена - более, чем в 100 раз.

Анализ условий эксплуатации за предшествующий период показал, что отсутствуют факторы, которые могли бы вызвать рост концентраций углеводородных газов (п. ).

По полученным концентрациям углеводородных газов определим характер развивающегося в трансформаторе дефекта по таблице текста РД:

На основании полученных данных прогнозируется дефект электрического характера - «разряды большой мощности».

Трансформатор был выведен в ремонт, в нем был обнаружен обрыв токопровода переключателя.

Пример 3.

В трансформаторе ТДТН-31500/110 газовая защита сработала на сигнал.

Отобрали пробу газа из газового реле и пробу масла из бака трансформатора. Определили концентрации растворенных в масле газов и газа из газового реле; результаты анализов приведены в таблице:

Характеристика пробы	Концентрации газов, %об.
	Н 2	СН 4	С 2 Н 4	С 2 Н 6	С 2 Н 2	СО 2	СО
Масло из бака	0,016	0,0024	0,015	0,0006	0,040	0,162	0,05
Газ из реле, (Ас i )	31,4	4,42	1,52	0,03	3,34	0,58	5,78
Расчетное значение газа из реле, ( Ari )	0,32	0,056	0,009	0,00025	0,033	0,15	0,42

1. По концентрациям углеводородных газов в масле из бака трансформатора определим характер развивающегося в нем дефекта по таблице текста РД:

По критерию отношения в трансформаторе прогнозируется дефект электрического характера - дуговой разряд, затрагивающий твердую изоляцию.

2. По концентрациям газов, растворенных в масле бака трансформатора, рассчитаем концентрации этих же газов, соответствующих равновесному состоянию с газовой фазой ( Ari ) по формуле РД и результаты расчета занесем в третью строку таблицы:

При сравнении концентраций Ari и Aci по каждому газу (строка 2 и 3 таблицы примера ) получаем неравенство: Ari < Aci , т.е. можно заключить, что газ в реле выделился в неравновесных условиях в результате быстро развивающегося дефекта (дуговой разряд, затрагивающий твердую изоляцию).

Было дано заключение о выводе трансформатора из работы. При осмотре был обнаружен пробой витковой изоляции.

Приложение 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАФИЧЕСКИМ СПОСОБОМ РАЗВИВАЮЩИХСЯ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ДЕФЕКТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ

Вид развивающихся в трансформаторах дефектов можно ориентировочно определить графически по основным газам: водороду, метану, этилену и ацетилену.

А. Построение графиков по относительным концентрациям.

Основной газ определяется по п. РД.

1. Для дефектов электрического характера основным газом может быть водород или ацетилен (п. текста РД).

На рис. - - изображены графики дефектов электрического характера.

2. Для дефектов термического характера (перегревы при плохих контактах, токах утечки, от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах и т.п.) основным газом является метан или этилен в зависимости от температуры нагрева в зоне развития дефекта (см. п. текста РД).

На рис. - изображены графики дефектов термического характера. Графики строятся следующим образом:

По результатам хроматографического анализа масла (А i ) по формуле настоящих РД рассчитать относительные концентрации ( a i ) водорода и углеводородных газов;

Определить основной газ в данном анализе (по расчетным относительным концентрациям максимальное значение a maxi соответствует основному газу);

Определить величину отношения a i / a maxi по углеводородным газам и водороду, причем для основного газа это отношение равно единице;

По оси X отложить пять равных отрезков и обозначить полученные точки соответствующими газами в следующей последовательности:

По оси Y отложить отрезок произвольной величины и обозначить его цифрой «1»;

Полученные точки соединить прямыми линиями;

Построенный график сравнить с графиками рис. - и определить характер дефекта.

При сравнении графиков необходимо учитывать модальность и основной газ.

Б. Построение графиков по абсолютным концентрациям

1. По результатам хроматографического анализа масла газ с максимальной концентрацией ( Amax i ) принимается за основной газ.

2. Определить величину отношения измеренной концентрации газового компонента к максимальной концентрации ( A i / Amax i ), причем для основного газа это отношение равно единице.

3. Далее для каждого газа на оси ординат отложить соответствующие величины отношения A i / Amax i для каждого газа, построить график в соответствии с п. А и определить характер дефекта.

Рекомендуется для построения графиков использовать только такие результаты АРГ, в которых концентрации водорода и углеводородных газов в несколько раз превышают соответствующие граничные значения (при этом возможно отсутствие в масле ацетилена и/или наличие низких концентраций водорода).

Пример 1

В трансформаторе ТРДЦН-63000/110 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,004 %об, СН 4 = 0,084 %об, С 2 Н 2 = 0 %об, С 2 Н 4 = 0,02 %об, С 2 Н 6 = 0,011 %об, СО = 0,05 %об, СО 2 = 0,48 %об.

I ) для каждого газа:

а Н2 = 0,004/0,01 = 0,4, а СН4 = 0,084/0,01 = 8,4, а С2Н2 = 0, а С2Н4 = 0,02/0,01 = 2,0, а С2Н6 = 0,011/0,005 = 2,2

8,4 = а СН4 > а С2Н6 > а С2Н4 > а Н2 , т.е. основной газ - метан

Y для каждого газа

СН 4 = 1, Н 2 = 0,4/8,4 = 0,05, С 2 Н 4 = 2/8,4 = 0,24, С 2 Н 2 = 0, С 2 Н 6 = 2,2/8,4 = 0,26

4. Строим график (рис. РД):

Рис. 4.1. График дефекта термического характера в диапазоне средних температур, вызванного подгаром контактов избирателя

Пример 2

В автотрансформаторе АТДЦТГ-240000/220 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,01 %об, СН 4 = 0,09 %об, С 2 Н 2 = 0,008 %об, С 2 Н 4 = 0,167 %об, С 2 Н 6 = 0,03 %об, СО = 0,019 %об, СО 2 = 0,24 %об.

а i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,01/0,01 = 1, а СН4 = 0,09/0,01 = 9, а С2Н2 = 0,008/0,001 = 8, а С2Н4 = 0,167/0,01 = 16,7, = 0,03/0,005 = 6,0

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

16,7 = а С2Н4 > а СН4 > а С2Н2 > а С2Н6 > а Н2 , т.е. основной газ - этилен.

3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа

С 2 Н 4 = 1, Н 2 = 1/16,7 = 0,06, СН 4 = 9/16,7 = 0,54, С 2 Н 2 = 8/16,7 = 0,45, С 2 Н 6 = 6,0/16,7 = 0,36

4. Строим график (рис. ).

5. По основному газу С 2 Н 4 находим график рис. , Приложение , похожий на построенный график (рис. ). Следовательно, в автотрансформаторе по данным АРГ прогнозируется дефект термического характера - высокотемпературный перегрев масла.

СО 2 /СО = 0,24/0,019 = 12,6, следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.

По результату этого анализа была дана рекомендация вывести автотрансформатор в ремонт в ближайшее время, но руководство системы оставило его в работе под контролем АРГ.

Автотрансформатор проработал еще 4 мес. и был выведен в ремонт.

Во время ремонта в нем было обнаружено замыкание прессующего кольца обмотки СН на прессующее кольцо обмотки НН через упавший стакан домкрата.

Рис. 4.2. График дефекта термического характера - высокотемпературный перегрев, вызванный короткозамкнутым контуром в остове

Пример 3

В автотрансформаторе АТДЦТН-250000/500 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,03 %об, СН 4 = 0,18 %об, С 2 Н 2 = 0 %об, С 2 Н 4 = 0,3 %об, С 2 Н 6 = 0,043 %об, СО = 0,016 %об, СО 2 = 0,19 %об.

1. Определяем относительные концентрации ( a i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,03/0,01 = 3, а СН4 = 0,18/0,01 = 18, а С2Н2 = 0, а С2Н4 = 0,3/0,01 = 30, а С2Н6 = 0,043/0,005 = 8,6

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

30 = а С2Н4 > а СН4 > а С2Н6 > а Н2 , т.е. основной газ - этилен.

3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа

С 2 Н 4 = 1, Н 2 = 3/30 = 0,1, СН 4 = 18/30 = 0,6, С 2 Н 2 = 0, С 2 Н 6 = 8,6/30 = 0,29

4. Строим график (рис. ).

5. По основному газу С 2 Н 4 находим график рис. , Приложение , похожий на построенный график (рис. ). Следовательно, в автотрансформаторе по данным АРГ прогнозируется дефект термического характера - высокотемпературный перегрев масла.

6. Для решения вопроса, затронута ли дефектом твердая изоляция, определим отношение концентраций СО 2 /СО:

СО 2 /СО = 0,19/0,016 = 11,9 < 13 (см. п. . РД), следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.

По результату этого анализа была дана рекомендация вывести автотрансформатор в ремонт. Во время ремонта в нем был обнаружен короткозамкнутый контур - касание нижней консоли с шипом.

Рис. 4.3. График дефекта термического характера - высокотемпературный нагрев (> 700 °С), вызванный касанием нижней консоли с шипом

Пример 4

В трансформаторе ТДТН-40000/110 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,011 %об, СН 4 = 0,036 %об, С 2 Н 2 = 0 %об, С 2 Н 4 = 0,152 %об, С 2 Н 6 = 0,039 %об, СО = 0,04 %об, СО 2 = 0,45 %об.

1. Определяем относительные концентрации (а i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,011/0,1 = 1,1, а СН4 = 0,036/0,01 = 3,6, а С2Н2 = 0, а С2Н4 = 0,152/0,01 = 15,2, а С2Н6 = 0,039/0,005 = 7,8

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

15,2 = а С2Н4 > а С2Н6 > а СН4 > а С2Н6 > а Н2 , т.е. основной газ - этилен.

3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа

С 2 Н 4 = 1, Н 2 = 1,1/15,2 = 0,072, СН 4 = 3,6/15,2 = 0,24, С 2 Н 2 = 0, С 2 Н 6 = 7,8/15,2 = 0,5

4. Строим график (рис. ).

5. По основному газу С 2 Н 4 находим график рис. , Приложение , похожий на построенный график (рис. ). Следовательно, в трансформаторе по данным АРГ прогнозируется дефект термического характера - высокотемпературный перегрев масла.

6. Для решения вопроса, затронута ли дефектом твердая изоляция, определим отношение концентраций СО 2 /СО:

СО 2 /СО = 0,45/0,04 = 11,25 < 13 (см. п. . РД), следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.

По результату этого анализа была дана рекомендация вывести трансформатор в ремонт. Во время ремонта в нем был обнаружен подгар контактов переключателя.

Рис. 4.4. График дефекта термического характера - высокотемпературный нагрев (> 700 °С), вызванный подгаром контактов переключателя

Пример 5

В автотрансформаторе ОДТГА-80000/220 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,097 %об, СН 4 = 0,019 %об, С 2 Н 2 = 0,013 %об, С 2 Н 4 = 0,024 %об, С 2 Н 6 = 0,0023 %об, СО = 0,064 %об, СО 2 = 0,27 %об.

1. Определяем относительные концентрации (а i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,097/0,01 = 9,7, а СН4 = 0,019/0,01 = 1,9, а С2Н2 = 0,013/0,001 = 13 , а С2Н4 = 0,024/0,01 = 2,4, а С2Н6 = 0,0023/0,005 = 0,46

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

5.3 . РД), следовательно, дефектом затронута твердая изоляция.

По результату этого анализа была дана рекомендация вывести автотрансформатор в ремонт в ближайшее время.

Автотрансформатор был выведен в ремонт. Во время ремонта в нем было обнаружено: выгорание изоляции шпилек, касание стягивающих шпилек консоли, выгорание металла шпильки.

Рис. 4.5. График дефекта электрического характера (дуга), вызванного короткозамкнутым контуром в остове

Пример 6 (см. Приложение , пример для случая, когда газовая защита сработала на отключение)

В трансформаторе ТДТГ-10000/110 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,20 %об, СН 4 = 0,021 %об, С 2 Н 2 = 0,134 %об, С 2 Н 4 = 0,027 %об, С 2 Н 6 = 0,0006 %об, СО = 0,04 %об, СО 2 = 0,45 %об.

1. Определяем относительные концентрации (а i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,20/0,01 = 20, а СН4 = 0,021/0,01 = 2,1, а С2Н2 = 0,134/0,001 = 134 , а С2Н4 = 0,027/0,01 = 2,7, а С2Н6 = 0,0006/0,005 = 0,12

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

134 = а С2Н2 > а Н2 > а С2Н4 > а СН4 > а С2Н6 , т.е. основной газ - ацетилен

3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа

С 2 Н 2 = 1, Н 2 = 20/134 = 0,15, СН 4 = 2,1/134 = 0,016, С 2 Н 6 = 0,12/134 = 0,12, С 2 Н 4 = 2,7/134 = 0,02

4. Строим график (рис. ).

5. По основному газу С 2 Н 2 находим график рис. , Приложение , похожий на построенный график (рис. ). Следовательно, в трансформаторе по данным АРГ прогнозируется дефект электрического характера - дефект, вызванный дугой.

6. Для решения вопроса, затронута ли дефектом твердая изоляция, определим отношение концентраций СО 2 /СО:

СО 2 /СО = 0,45/0,04 = 11,25 < 13 (см. п. . РД), следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.

По результату этого анализа была дана рекомендация вывести трансформатор в ремонт.

Во время ремонта в нем обнаружили обрыв токопровода переключателя.

Рис. 4.6. График дефекта электрического характера (дуга)

Пример 7

В трансформаторе ТДТН-63000/110 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,053 %об, СН 4 = 0,02 %об, С 2 Н 2 = 0,0013 %об, С 2 Н 4 = 0,049 %об, С 2 Н 6 = 0,009 %об (концентрации оксида и диоксида углерода не определялись).

1. Определяем относительные концентрации ( a i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,053/0,01 = 5,3, а СН4 = 0,02/0,01 = 2,0, а С2Н2 = 0,0013/0,001 = 1,3 , а С2Н4 = 0,049/0,01 = 4,9, а С2Н6 = 0,009/0,005 = 1,8

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

5,3 = а Н2 > а С2Н4 > а СН4 > а С2Н6 > а С2Н2 , т.е. основной газ - водород

3. Определяем величины отрезков по оси

Рис. 4.7. График дефекта электрического характера (искрение)

Пример 8

В трансформаторе ТДЦ-400000/330 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н 2 = 0,27 %об, СН 4 = 0,025 %об, С 2 Н 2 = 0,024 %об, С 2 Н 4 = 0,030 %об, С 2 Н 6 = 0,007 %об (концентрации оксида и диоксида углерода не определялись).

1. Определяем относительные концентрации ( a i ) для каждого газа:

а Н2 = 0,27/0,01 = 27,0, а СН4 = 0,025/0,01 = 2,5, а С2Н2 = 0,024/0,001 = 24,0 , а С2Н4 = 0,030/0,01 = 3,0, а С2Н6 = 0,007/0,005 = 1,4

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

27 = а Н2 > а С2Н2 > а С2Н4 > а СН4 > а С2Н62 , т.е. основной газ - водород

3. Определяем величины отрезков по оси

Непрерывный мониторинг технического состояния силовых трансформаторов по всем ключевым параметрам включает в себя контроль:

• нагрузки по току;
• уровня масла, а также его температуры;
• температуры обмотки;
• сигнализации и др.

Предлагаемые системы мониторинга трансформаторов могут работать как в автономном режиме, так и с интеграцией в АСУТП предприятия. Оперативная работа с архивами и динамический анализ данных позволяют оптимизировать нагрузку и продлить срок службы энергетического оборудования.

Мы предлагаем внедрение следующих систем мониторинга:

• Qualitrol 509 серии ITM (контроль состояния масляных трансформаторов);
• 118 ITM (непрерывное наблюдение за «сухими» силовыми установками);
• 506 VTM/507 ITM (дистанционная регистрация параметров фиксированного оборудования);
• T/Guard 408 (оптоволоконная система контроля температуры силовых установок посредством специальных датчиков).

Хроматографический анализ трансформаторного масла

Исследование трансформаторного масла на наличие растворенных газов также является одним из ключевых параметров контроля состояния силовых маслонаполненных трансформаторов. По присутствию растворенных опасных газов и их концентрации можно на ранней стадии выявить неисправности конструктивных узлов маслонаполненных трансформаторов и шунтирующих реакторов.

Наиболее востребованным методом непрерывной диагностики является хроматографический онлайн-анализ растворенных газов в трансформаторном масле. В линейке продукции «БО-ЭНЕРГО» представлены поточные онлайн-хроматографы «Серверон», контролирующие от 2 до 8 ключевых газов, изготовленные в соответствии с ТУ-4215-001-70110824-2014 и внесенные в Государственный реестр средств измерений (свидетельство № US.C.31.004.A №56677.

Какие дефекты выявляются хроматографическим анализом трансформаторного масла?

Состояние оборудования оценивается по наличию газов, их концентрации и по скорости ее роста. Если в исследуемой жидкости присутствует водород (H₂), то вероятны дефекты электрического характера, а именно - дуговые и искровые разряды.

Избыток этана (C₂H₆) свидетельствует о появлении термических неисправностей, например, о нагреве изоляции до +300…+400°C. Наличие метана (CH₄) в охлаждающей жидкости сигнализирует о более высокой температуре - до +600°C. Если по результатам мониторинга в трансформаторном масле обнаружен газ этилен (C₂H₄), то перегрев сильный, выше +600 °C.

Присутствие растворенного ацетилена (С₂Н₂) свидетельствует о регулярно возникающем искрении и проскакивающей электрической дуге. Причиной может быть нарушение изоляции стяжных шпилек, листов технической стали или некорректное заземление магнитопровода.

Если в исследуемой жидкости выявлено присутствие СО или СО₂, то это сигнал об ускоренном старении или увлажнении твердой электрической изоляции.

Для силовых агрегатов мощностью свыше 110 кВт хроматографический анализ трансформаторного масла рекомендуется проводить не реже 1 раза в полгода. Наличие специальных вводов дает возможность брать пробы без остановки оборудования.

Диагностика силовых трансформаторов

Рассматриваемые технологии, включая хроматографический анализ трансформаторного масла онлайн, являются неразрушающими методами контроля состояния энергетического оборудования.

Диагностика силовых трансформаторов по такой методике обеспечивает следующие преимущества:

• оценку технического состояния без вывода из эксплуатации;
• выявление неисправностей на ранних стадиях;
• наблюдение за всеми процессами внутри системы;
• определение оптимальных сроков ремонта.

На протяжении последних десятилетий при проведении диагностических исследований трансформаторов, обязательным становится использование хроматографического анализа масла. Прежде всего, это относится к определению наличия в нем растворенных газов.

Кто выполняет работу?

Крайне важно при этом провести правильный отбор проб, с последующей доставкой их в специализированные лаборатории для последующих испытаний. Наряду с персоналом, обслуживающим данное оборудование, такую процедуру (по забору проб) могут выполнять приглашенные специалисты. Тем более что сегодня, наряду с государственными структурами, данный вид услуг предлагают независимые компании.

Например, заключение договора на обслуживание с АНО «Центр химических экспертиз», позволит рассчитывать на своевременное проведение качественного хроматографического анализа масла.

Для чего проводятся испытания?

Это тем более важно, поскольку далеко не всегда удается получить полную и достоверную информацию путем обычных физико-химических испытаний. Зачастую только хроматография дает исчерпывающую информацию о степени и видах повреждений силового трансформатора:

• перегрев, как следствие ускорение процессов старения (относятся к дефектам твердой изоляции);
• перегревается металл, наблюдаются частичные разряды, др.

Избежать либо свести к минимуму возможность создания аварийной обстановки и призвано проведение дополнительного вида исследований хроматографического анализа масла. По его результатам станет гораздо проще выяснить причину появления дефектов, разработать своевременные, соответствующие обстановке, рекомендации по устранению.

Трансформаторы с экологически чистыми жидкими диэлектриками дороже традиционных масляных трансформаторов, но дешевле сухих трансформаторов и успешно конкурируют с последними в части пожарной безопасности в распределительных сетях 6…35 кВ.

9.7. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев .

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н2 , ацетилен С2 Н2 , этан С2 Н6 , метан СН4 , этилен С2 Н4 , окись СО и двуокись СО2 углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен – перегрев активных элементов; этан – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен – высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода – перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.

1 . Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции . Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение

СО2 /CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.

При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания - метан

и этилен. При этом отношение СО 2 /CO, как правило, меньше 5.

3. Электрические разряды в масле . Это частичные, искровые и дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными газами с малым содержанием - метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород

и ацетилен; характерными газами с любым содержанием - метан и этилен.

После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумятремя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора из работы прежде всего с дефектами группы 2. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и объем ремонтных работ.

Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по каким-то объективным причинам это невозможно осуществить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и хромотографическим анализом газов.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявлять не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее состояние изоляции его обмоток. Объективным показателем, позволяющим оценить степень износа изоляции обмоток трансформатора, является степень ее полимеризации, снижение которой

прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (деструкции) изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопутствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси углерода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммарной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции. Образование фурановых производных является прямым следствием старения бумажной изоляции.

Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и контролировать требуемое содержание в трансформаторном масле антиокислительных присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансформатора от старения.

9.8. Ремонт трансформаторов

Трансформаторы являются наиболее сложным оборудованием систем электроснабжения. Ремонт трансформатора, связанный с его разгерметизацией, выемкой и ремонтом активной части, требует высокой квалификации ремонтного персонала, больших материальных и временных затрат.

Вывод трансформатора в ремонт через определенный календарный промежуток времени не может считаться достаточно оправданным, поскольку в плановый ремонт может быть выведен вполне работоспособный трансформатор. Поэтому текущие и капитальные ремонты трансформаторов систем электроснабжения проводят в соответствии с их действительным техническим состоянием (система РТС).

Для оценки действительного состояния трансформатора при его техническом обслуживании периодически проводятся профилактические проверки, измерения, испытания, диагностирование. При обнаружении явных или прогнозировании развивающихся дефектов, которые могут привести к отказу трансформатора планируется вывод его в ремонт.

Предварительно проводится ряд организационно-технических мероприятий, обеспечивающих четкое выполнение ремонтных работ: подготовка помещения (площадки), грузоподъемных механизмов, оборудования, инструментов, материалов, запасных частей. Кроме того, составляются ведомость объема работ и смета, которые являются исходными документами для определения трудовых и денежных затрат, сроков ремонта, потребности в материалах.

Любой ремонт трансформатора, связанный с разгерметизацией и выемкой активной части относится к капитальному. В зависиости от состояния активной части различают:

капитальный ремонт без замены обмоток;

капитальный ремонт с частичной или полной заменой обмоток, но без ремонта магнитной системы;

капитальный ремонт с заменой обмоток и частичным или полным ремонтом магнитной системы.

Ремонт трансформаторов мощностью до 6300 кВ. А выполняется, как правило, на специализированных ремонтных предприятиях. Ремонт трансформаторов большей мощности, у которых затраты на транспортировку могут превосходить стоимость ремонта, выполняется непосредственно на подстанциях. В этом случае персонал специализированного ремонтного предприятия выезжает к месту установки трансформатора.

По завершению ремонта активная часть трансформатора промывается сухим трансформаторным маслом. Для старого электрооборудования со сроком службы более 25 лет следует использовать интенсивную промывку активной части, добавляя в промывочное масло специальные присадки, обладающие повышенной растворяющей способностью. Это позволяет интенсифицировать процесс выделения из изоляции и активной части трансформатора воды, механических примесей, продуктов старения масла и твердых изоляционных материалов, что положительно сказывается на характеристиках изоляции.

Твердая изоляция обмоток трансформатора обладает гигроскопичностью. В период выполнения ремонтных работ на открытой активной части изоляция обмоток впитывает влагу из окружающей среды. Поэтому по окончании ремонта возникает вопрос о необходимости сушки изоляции обмоток трансформатора.

Трансформаторы, у которых при ремонте выполнялась полная или частичная замена обмоток, подлежат обязательной сушке. Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток, могут быть включены в работу без сушки изоляции при условиях, что:

характеристики изоляции не выходят за пределы нормированных значений;

продолжительность пребывания активной части на открытом воздухе Т откр при определенной его влажности не превышает значений, приведенных в табл. 4.1.

Сушка изоляции существляется ее нагреванием в вакуумных шкафах, сухим горячим воздухом в специальных камерах, в собственном баке (без масла).

Вакуум ускоряет испарение влаги и облегчает условия ее выделения из изоляции. Предварительно нагретую активную часть трансформатора помещают в вакуумный шкаф. Выдерживая определенный режим температуры и вакуума, проводят сушку изоляции. Этот способ сушки достаточно сложный, требует значительных затрат и применяется, как

правило, на заводах-изготовителях трансформаторов и крупных ремонтных предприятиях.

При сушке изоляции сухим нагретым воздухом активную часть трансформатора помещают в теплоизолированную и защищенную изнутри от возгорания камеру. В нижнюю часть камеры с помощью воздуходувки подается нагретый сухой воздух, удаляемый через вытяжное отверстие в верхней части камеры.

Одним из наиболее распространенных в эксплуатации является способ сушки изоляции в собственном баке без масла с применением вакуума, допустимого для конструкции бака. На поверхности бака 1 (рис. 9.6) размещается намагничивающая обмотка 2, подключаемая к источнику переменного напряжения U . Между баком и обмоткой прокладывается слой теплоизоляции (асбест или стеклоткань).

При протекании по обмотке переменного тока в стальных конструкциях трансформатора возникает переменный магнитный поток. Токи, индуктируемые этим потоком, нагревают трансформатор. Влага из изоляции обмоток испаряется.

В отверстие в крышке бака трансформатора вставляется вытяжная труба 3, через которую пары влаги вытягиваются в приемник конденсата 5 вакуум-насосом 4. Этот насос создает внутри бака разряжение, допустимое для данной конструкции бака.

Рис. 9.6. Принципиальная схема сушки изоляции трансформатора

В приводятся аналитические выражения для расчета параметров намагничивающей обмотки.

При всех способах сушки с помощью термодатчиков

контролируется температура активной части трансформатора, которая должна быть в пределах 95…105о С.

В процессе сушки периодически измеряется сопротивление изоляции. При проведении измерений питание намагничивающей

Компания ООО НПФ «Мета-хром» производит оборудование «Кристаллюкс-4000 М», которое используется для качественного и точного хроматографического анализа трансформаторного масла. При установке оборудования и внедрении методики анализа, специалисты компании « Мета-хром» обучают сотрудников заказчика работе с хроматографическим оборудованием. Сроки доставки, комплектация и стоимость комплекса напрямую зависят от количества и вида предполагаемых исследований, а также от имеющихся в распоряжении заказчика приборов.

Хроматографический анализ
трансформаторного масла

Аварии в энергосистемах — явление неприятное и опасное. В целях предотвращения подобных ситуаций, необходимо производить комплекс мероприятий, направленных на своевременное выявление возможных проблем в работе масляного силового оборудования. Именно ранняя диагностика позволяет избежать аварий и свести все риски к минимуму. Использование разработки компании «Мета-хром» позволяет проводить комплексные исследования масла с применением разных хроматографических методов на предмет содержания в нем следующих элементов:

• Элегаз (РД-16.066-05).
• Полихлорбифенилы (ГОСТ Р МЭК 61619, ЕРА8082А).
• Производные фурана (МКХf 01-99, МИ-29.09.2011).
• Ионол (МИ-29.09.2011, МКХi 01-99).
• Воздух и вода (РД34.46.107-95).
• Растворенные газы (ASTM D 3216, CEI/IEC60567, РД34.46.502, РД34.46.303-98).

В среднем, на хроматографический анализ уходит около 30 минут. В зависимости от конкретной задачи, комплектация комплекса может быть изменена.

Оборудование

Хроматографический комплекс может состоять из одного или нескольких хроматографов, в зависимости от количества исследуемого вещества и перечня составляющих компонентов. В комплектацию хроматографического комплекса входят расходные материалы и вспомогательное оборудование. Необходимость нескольких дополнительных приборов обусловлена различием методов хроматографического анализа и обеспечением максимального удобства эксплуатации оборудования. Так, вспомогательные устройства значительно облегчают аналитический процесс, потому что не требуется переустанавливать детекторы и колонки, переключать газы, обеспечивать обязательную градуировку после перестановки и т. д. Для выхода комплекса на рабочий режим, с момента включения должно пройти всего 30 минут. Он практичен и надежен в использовании, поскольку его не нужно постоянно перенастраивать и как-либо менять, в зависимости от вида проводимого анализа.

Основные требования к лаборатории