Режим регулирования напряжения.

Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) должны работать, как правило, в автоматическом режиме. Допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления. На трансформаторах с переключением без возбуждения (ПБВ) правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться два раза в год - перед зимним максимумом и летним минимумом нагрузки.

Аварийные режимы.

При отключении трансформатора защитой, не связанной с его внутренними повреждениями, например, максимальной токовой защитой, трансформатор может быть вновь включен в работу.

При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной) этот трансформатор включается в работу только после осмотра, испытаний, анализа масла, анализа газа из газового реле и устранения выявленных дефектов.

При срабатывании газового реле на сигнал производится наружный осмотр трансформатора и отбор газа из газового реле для анализа. Если газ в реле негорючий, при наружном осмотре признаки повреждения не обнаружены, а отключение трансформатора вызывает недоотпуск электроэнергии, трансформатор может быть оставлен в работе до выяснения причин срабатывания газового реле на сигнал. После выяснения этих причин оценивается возможность дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора.

Аварийный вывод трансформатора из работы осуществляется:
при сильном и неравномерном шуме или потрескиваниях внутри бака трансформаторы;
ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке, не превышающей номинальную, и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла или уменьшении уровня масла ниже уровня масломерного стекла в расширителе.

23 ВОПРОС

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 Н 2 , ацетилен С 2 Н 2 , этан С 2 Н 6 , метан СН 4 , этилен С 2 Н 4 , окись СО и двуокись СО 2 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/СО, 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 /СО, 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 двумя-тремя 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.

24 ВОПРОС

При внешнем осмотре могут быть установлены некоторые неисправности трансформатора: поверхностное перекрытие; пробой или разрушение изоляторов, ввод, вздутие бака, образовавшееся вследствие механических усилий внутри трансформатора при его аварии; нарушение прочности швов бака или уплотнений, наличие и течи масла; неисправности работы маслоуказателя, сливного крана и другие дефекты.

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.

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 зависимости 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 Тоткр при определенной его влажности не превышает значений, приведенных в табл. 1.

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

Ремонт вводов. Основные неисправности вводов (рис.4) следующие: трещины и сколы изоляторов, разрушение изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы контактного зажима при неправильном навинчивании и затягивании гайки. При значительных сколах и трещинах ввод заменяется.

Армирование фарфоровых изоляторов начинают с изготовления зажима из медных или латунных прутков соответствующего диаметра и длины; на концах зажима нарезается резьба по размерам заменяемого. На зажим навинчивают стальной или бронзовый колпак и закрепляют его контргайкой. С внутренней стороны колпак с зажимом скрепляют газосваркой. Сварку производят латунью с применением в качестве флюса буры, предварительно прокаленной в течение 3 ч при 700 °С. Качество сварки должно быть проверено. После сварки зажим лудят гальваническим способом и подвергают вторичному испытанию.

Ремонт поврежденных контактных зажимов . Поврежденную резьбу зажимов отрезают ножовкой заподлицо с плоскостью колпачка. Зажим высверливают на толщину тела колпачка (3-4 мм), после чего его можно свободно вынуть и заменить новым. Новый зажим приваривают от верхней плоскости колпачка

Ремонт пробивного предохранителя. После каждого пробоя предохранителя устанавливают новую слюдяную пластинку толщиной 0,25 мм, а контактные поверхности предохранителя тщательно зачитают от образовавшегося нагара.

Ремонт бака. Сравнительно распространенными случаями повреждения бака, вызывающими его течь, являются нарушения сварных швов и недостаточная плотность прокладки между баком и крышкой. Пустой бак очищают от осадков, грязи, промывают и ополаскивают теплым маслом. Проверяют исправность работы спускного крана. Места течи заваривают, предварительно тщательно очистив место сварки от масла и краски и просушив его постепенным и равномерным нагревом паяльной лампой.

Ремонт прокладок. Пришедшие в негодность уплотняющие прокладки заменяют новыми, изготовленными из маслостойкой резины.

Разметку отверстий в прокладках для прохода болтов делают по крышке или фланцу бака. Отверстия выполняют просечкой. Во избежание перекоса крышки дополнительно прокладывают проволочный ограничитель 5 (рис.5).

Ремонт расширителя. Ремонт расширителя (рис.6) чаше всего сводится к промывке его маслом. Но иногда необходимо очищать внутреннюю поверхность расширите ля от ржавчины, которая может быть обнаружена при разборке трансформатора в виде большого скопления крупинок на плоскости верхнего ярма, под отверстием патрубка расширителя или чаще под отверстием выхлопной трубы.

25 ВОПРОС

ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
7.1. ОБСЛУЖИВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Электрические соединения в ЭЭС осуществляются в распределительных устройствах (РУ), включающих в себя схемы соединения; измерительные аппараты; устройства защиты от перенапряжения; аппараты, формирующие информационную сеть; коммутационные аппараты; электрические агрегаты; устройства защиты и автоматики. Схемы соединения РУ зависят от их назначения. Схемы подстанций сравнительно просты, а схемы соединения электростанций и объектов, выполняющих роль узловых пунктов сети ЭЭС, значительно сложнее. На таких объектах используются устройства защиты и автоматики, охватывающие большое число присоединений (дифференциальная защита шин, устройства резервирования отказа выключателей и т. п.).
Эксплуатацию РУ осуществляет персонал . Работы, проводимые в электрических установках, связаны с необходимостью выполнения операций с коммутационными аппаратами и вторичными аппаратами РУ и с подготовкой рабочих мест для ремонтов. В больших РУ эти операции весьма сложны. Учитывая высокие требования к точности оперативных переключений, их выполняет персонал, имеющий специальную подготовку, - оперативный персонал. Поддержание электрических устройств в состоянии, пригодном к эксплуатации, производится ремонтным персоналом.
При эксплуатации РУ обслуживаются:
централизованно выездными оперативными бригадами;
при помощи домашнего дежурства;
постоянным оперативным персоналом.
В первом случае объект работает без персонала. Сигнализация о событиях, требующих вмешательства, поступает на диспетчерский пункт. Для их устранения, а также для подготовки рабочих мест ремонтному персоналу на объект выезжает оперативная бригада. Преимущество такого обслуживания заключается в том, что требуется меньшее число работников. Недостатком является обязательное ожидание, так как требуется время на поездку, а иногда и на освобождение оперативной бригады от предыдущего задания.
Во втором случае персонал, живя поблизости от объекта, находится на пассивном дежурстве и прибывает на него при первой необходимости. Учитывая, что в этом случае, как и в первом, обслуживаются объекты, имеющие простую схему коммутации, для лучшего использования рабочего времени персонал выполняет и простые ремонтные работы. Подобное обслуживание имеет определенные достоинства, но вызывает необходимость расположения жилья поблизости от объекта.
В третьем случае, как правило, обслуживаются сложные РУ, являющиеся узловыми пунктами ЭС и определяющие надежность ее работы.
Надежность работы ЭЭС в значительной мере зависит от надежности РУ, которая обусловлена надежностью действия персонала и характеристиками надежности технических устройств.
Наиболее сложные аварии вызываются при обесточении части или всего РУ. Общая статистика причин обесточения РУ приведена в табл. 7.1.
Таблица 7.1. Причины обесточения РУ и их доля в общем числе аварий

Из табл. 7.1 видно, что в 60% всех случаев аварии происходят из-за неправильных действий персонала, а в 40% -из-за ненадежности технических устройств. Число ошибок персонала зависит от сложности и обозримости технических систем, т. е. чем они сложнее и менее наглядны, тем больше ошибок допускает персонал. Стремление к повышению технической надежности приводит к усложнению схем первичной и, главным образом, вторичной коммутации. В результате этого положительный технический эффект уменьшается из-за роста ошибок оперативного персонала. Поэтому проблема повышения надежности действия персонала требует серьезного внимания.

Похожая информация.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Российский государственный концерн по производству электрической

(КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА ОСНОВЕ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ (ХАРГ) В МАСЛЕ

РД ЭО

Дата введения 01.06.2006

СОГЛАСОВАНО
Технический директор НИЦ «ЗТЗ-Сервис»		Заместитель Технического директора - директор по научно-технической поддержке
		Руководитель Департамента научно-технической поддержки

РАЗРАБОТАНО
Начальник отдела
Начальник лаборатории
Нормоконтролер
ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ	Приказом

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие методические указания относятся к системе контроля и диагностики состояния трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией классов напряжения 110-750 кВ разных конструкций, установленных на объектах концерна. Особенности конструкций трансформаторов тока представлены в Приложении А.

РД вводится впервые.

ГОСТ 7746-89 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".

РД 34.45-51.300-97. "Объем и нормы испытаний электрооборудования".

РД 34.46.303-98. "Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов".

РД 153-34.0-46.302-00. "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования".

МЭК 60599:1999 "Эксплуатационное электрооборудование, заполненное минеральным маслом - руководство по интерпретации анализов растворенных и свободных газов".

МЭК 60422:2003 "Руководство по контролю и обслуживанию минеральных изоляционных масел в электрическом оборудовании".

2.2 Список методической литературы

Методические указания по контролю изоляции электрооборудования под рабочим напряжением. АО "Техносервис-электро". М. 1996 г.

Трансформатор тока серии ТФРМ классов напряжения 330-750 кВ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВЛИЕ.670105.002 ТО, 1986 г.

Трансформатор тока серии ТФУМ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 412.079 ТО, 1986 г.

Трансформаторы тока. Трансформатор тока ТФКН-330. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 412.079 ТО. 1971. Запорожский завод высоковольтной аппаратуры (ЗЗВА).

Трансформаторы тока серии ТФНД. Паспорт ОВЛ. 468.2ЗЗВА).

Трансформатор тока серии ТФЗМ 110-500. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВЛИЕ.670105.001 ТО. 1984. ЗЗВА.

Трансформаторы тока 750 кВ типа ТРН-750 У1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 140.148 ТО. 1974. ЗЗВА.

Программа комплексного обследования технического состояния трансформаторов тока типа ТФРМ-750, 1НИЦ. Д10.550.01, НИЦ "ЗТЗ-Сервис", 2000.

Опорные маслонаполненные трансформаторы тока. Методика отбраковки. ОАХ 119.463.050, 1994, ВИТ (Запорожье, Украина).

Документ СИГРЭ TF 15/ Последние разработки по интерпретации ХАРГ, 2004.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 Дефект

Несоответствие свойств и характеристик оборудования заданным, требуемым или ожидаемым его свойствам и характеристикам, определенным в технической документации. Такое несоответствие может приводить к ускоренному ухудшению состояния или отказу как самого оборудования, так и оборудования с ним связанного.

3.2 Дефектное состояние

Аномальное изменение состояния оборудования, приводящее к нарушению его функциональной работоспособности в заданных условиях эксплуатации.

3.3 Дефект, не обусловленный развивающимся повреждением

Несоответствие, приводящее к изменению состояния, при котором еще не происходит деструкция основных материалов и заметное образование продуктов деструкции (увлажнение, газонасыщение, окисление масла и др.) которые возможно восстановить посредством сушки, дегазации, регенерации и пр.

3.4 Развивающийся дефект (повреждение)

Отклонение, приводящее к необратимому изменению состояния (повреждению) с образованием газообразных, твердых и жидких продуктов деструкции, для устранения которого требуется частичный либо полный ремонт с заменой изоляции.

3.5 Развивающийся дефект, не приводящий непосредственно к нарушению функциональной работоспособности оборудования

Примером такого дефекта может быть возникновение аномального контура в магнитном потоке рассеяния и местный перегрев масла, старения масла и бумажно-масляной изоляции, не приводящее к значительному увеличению диэлектрических потерь в изоляционном остове.

3.6 Развивающийся дефект, приводящий к нарушению функциональной работоспособности оборудования

Примером такого дефекта могут быть разряды в конденсаторном остове.

3.7 Критическое дефектное состояние

Состояние оборудования, при котором неизбежен его отказ.

3.8 Критическое дефектное состояние, требующее немедленного вывода оборудования из работы

Состояние оборудования, при котором неизбежен его отказ с катастрофическими последствиями (взрывом и пожаром).

4 МЕХАНИЗМ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ.

КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ГАЗЫ

Разрушение изоляционных материалов в маслонаполненном аппарате происходит вследствие локального выделения аномальной энергии, которое сопровождается образованием продуктов деградации, в том числе и газообразных, определяемых методом ХАРГ.

4.1 Разложение масла

Минеральные изоляционные масла представляют собой смесь различных углеводородных молекул, содержащих химические группы СН3, СН2 и СН, соединенные молекулярными связями углерод-углерод (С-С). Воздействие повышенной температуры и разрядов приводит к разрыву химических связей между отдельными атомами этих молекул. Разрыв связей углерод - углерод (С-С) и углерод - водород (С-Н) происходит с образованием нестабильных фрагментов молекул в форме активных радикалов, таких как H*,СН3*, СН2*,СН* или С*, которые, в результате быстрых рекомбинаций (объединяясь), образуют молекулы газов, таких как водород (Н-Н), метан (СН3-Н), этан (СН3-СН3), этилен (СН2=СН2), ацетилен (СН=СН). Другими продуктами разложения масла являются углеводородные газы С3, С4, С5, жидкие продукты, твердые частицы, в том числе частицы углерода, а также X-воски.

Состав газов и его изменения определяются энергией, выделяющейся в зоне дефекта.

Наименьшая энергия требуется для разрыва наиболее слабой связи С-Н, что происходит, например, при воздействии частичных разрядов. В результате разрыва связи и рекомбинации образуется преимущественно водород.

Разрыв связей С-С приводит к образованию насыщенных углеводородных газов метана, этана, пропана.

Разрыв двойных связей С=С обуславливает образование этилена, что требует выделения более высокой энергии.

Образование ацетилена, газа с тройной связью между атомами углерода, требует воздействия температуры выше 800 °С либо разрядов большой мощности.

Выделение частиц углерода происходит при температуре 500-800 °С и особенно заметно при возникновении дугового разряда в масле.

4.2 Местный нагрев в масле

Состав газов и скорость выделения газов при местном нагреве металла и пиролиза масла, например, при перегреве плохого контакта, зависит от температуры в месте нагрева и нагреваемой площади. Соответственно, определенное температурное воздействие вызывает характерное распределение газов, что позволяет однозначно идентифицировать дефект.

4.3 Старение масла

Нагрев больших объемов масла до сравнительно невысоких температур приводит к его окислительному старению. При старении масла в нем образуются преимущественно окись (СО) и двуокись углерода (СО2), сопровождаемые поглощением кислорода и выделением незначительных количеств воды.

4.4 Газовыделение из новых масел

В некоторых новых маслах возможно заметное выделение газов при воздействии рабочих температур, что связано с наличием нестабильных молекул.

Выделение газов может быть результатом термической обработки, например, в процессе пропитки изоляции маслом. В большинстве случаев основным побочным газом является водород, но в некоторых маслах наблюдается преимущественное выделение метана и этана, а также окиси и двуокиси углерода. Другой причиной выделения газов может быть воздействие повышенной напряженности электрического поля, например, при испытаниях трансформаторов тока одноминутным напряжением и повышенная тенденция газовыделения масла в электрическом поле.

4.5 Разложение целлюлозных материалов

Старение целлюлозных материалов происходит под действием трех механизмов: окисления с выделением воды и кислот; гидролиза, вызывающего разрыв межмолекулярных связей (деполимеризацию) и выделение воды и фурановых соединений; и пиролиза, протекающего при температуре выше 120-130 °С, также вызывающего деполимеризацию изоляции и выделение воды, фурановых соединений, СО, СО2 и кислот.

5 КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ГАЗЫ

Обязательный спектр газов:

Ацетилен
Окись углерода
Двуокись углерода
Кислород

Хроматографический анализ растворенных газов в масле трансформаторов тока выполнять в соответствии с «Методическими указаниями по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов».

6 ТИПЫ ДЕФЕКТОВ В ТРАНСФОРМАТОРНОМ ОБОРУДОВАНИИ

Понятие бездефектного трансформатора определяется техническими требованиями в отношении предельно-допустимых термических и электрических воздействий, а также состоянием оборудования, при соблюдении которого газы в нем, кроме ацетилена, образуются на уровне не выше 2-3 кратного предела их обнаружения.

Дефектное состояние трансформатора может быть определено посредством измерения продуктов деградации, главным образом, газов которые являются результатом аномального рассеяния энергии. Вид аномального процесса: нагрев (пиролиз масла), частичные разряды, искрение или дуга обуславливает различные виды химической деградации молекул масла и соответственно характерно отличающийся состав газов.

Т1 - Термический дефект в диапазоне температур 150°С < Т < 300 °С

Преимущественно образуются насыщенные углеводородные газы, требующие минимальной энергии. Характерными газами являются пропан, метан, водород. Информативным газом, позволяющим выявить нагрев в таком диапазоне температур, может быть бутен-1, концентрация которого может достигать до 90% от всех образующихся газов. По мере роста температуры растет относительное количество этилена.

Т2А - Термический дефект в диапазоне температур 300 °С < Т < 500 °С

Скорость образования газов увеличивается. Концентрация этилена относительно насыщенных углеводородных газов - метана, этана и водорода, с ростом температуры растет быстрее и при температуре 400-500 °С и выше этот газ является характерным.

Т2Б - Термический дефект в диапазоне температур 500 °С < Т < 700 °С

Происходит увеличение скорости выделения газов, изменение состава газов (группа этилена), образование твердых продуктов деградации (углерод).

Т3 - Термический дефект в диапазоне температур Т > 700 °С

Увеличивается скорость образования этилена. Энергии при температуре выше 700 °С достаточно для образования незначительных количеств ацетилена. Относительная концентрация этана значительно снижается. При температуре выше 800 °С увеличивается скорость образования ацетилена. Возможно интенсивное выделение пузырьков газа.

ЧР - Частичные разряды в масле

Частичные разряды сопровождаются выделением водорода, который является характерным газом, и в значительно меньшем количестве метана. Этилен и этан при этом присутствуют в следовых количествах. Рост интенсивности частичных разрядов сопровождается увеличением относительной концентрации этилена и этана и появлением следов ацетилена. В маслах с высоким содержанием парафиновых углеводородов возможно образование x-восков - желеобразных продуктов разложения масла.

Р1 - Разряды в масле малой энергии

При интенсивном искрении, при заметном увеличении в первую очередь концентрации ацетилена и в меньшей степени этилена и этана, характерным газом остается водород.

Р2 - Разряды в масле большой энергии (дуговые разряды)

При дуговом разряде в масле образуются преимущественно водород (60-65 %) и ацетилен (25-28 %), а также некоторое количество этилена (5-6 %), метана (3-4 %) и этана (<0,5 %).

P и - разряд по поверхности и в толще изоляции (ползущий разряд)

Характеризуется заметно большим выделением энергии по сравнению с разрядом в масле и газовым составом электрического и термического характера с преимущественным выделением водорода, метана, а также этилена и ацетилена.

Разрушение изоляции сопровождается также образованием СО и СО2

ТИ - пиролиз (перегрев) целлюлозной изоляции

Нагрев целлюлозной изоляции до температуры 130-150 °С ведет к образованию газов СО и СО2 и при температуре 300 °С заканчивается полной карбонизацией.

7 ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

7.1 Характерные газы

Н2 - характеризует частичные разряды в масле.

СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н8 - характерные газы при пиролизе масла при 150-300 °С.

С2H4 - симптом перегрева масла от °С с возможным образованием углерода.

С2Н2 - возникновение перегрева с температурой °С (сопровождается выделением этилена и других углеводородов), образование пузырьков газа, сильные разряды или дуга в масле (сопровождается выделением водорода).

СО, СО2 - указывают на деструкцию целлюлозной изоляции или окислительного старения масла. Разрушение целлюлозы сопровождается выделением фурановых производных.

7.2 Характерные отношения газов

СН4/Н2 - частичные разряды

Для случаев, когда водород и метан являются ключевыми газами, это отношение указывает на наличие частичных разрядов. Величина отношения составляет 0,1 и менее. Как вспомогательное, это отношение используется при диагностировании термических дефектов, при которых оно больше 1.

С2Н2/С2Н4 - разряды, дуга

Отношение указывает на наличие разрядов средней и большой мощности, достаточной для образования ацетилена в заметных количествах. При таких дефектах величина отношения больше единицы и растет с ростом мощности разрядов. Для устойчивого дугового разряда значение отношения достигает пяти.

СО2/СО - разрушение целлюлозы

Отношение окислов углерода может быть индикатором разрушения целлюлозной изоляции. При термическом повреждении бумаги с температурой в зоне дефекта менее 150 °С это отношение превышает десять, а при температурах превышающих 250 °С, меньше трех. Отношение дает достоверные результаты при достаточно высоких концентрациях этих газов, не менее 5000 мкл/л СО2 и 500 мкл/л СО. При этом процесс сопровождается выделением фуранов.

Оба газа образуются не только в результате термического повреждения бумаги, но и при старении масла, особенно в негерметичном оборудовании со свободным доступом кислорода.

O 2 / N 2 - герметизация

Эти газы могут попадать в масло или в результате прямого контакта с воздухом в негерметичном оборудовании, или при нарушении герметичности в герметичном оборудовании.

При условии достижения равновесной растворимости кислорода и азота , отношение этих газов в масле отражает состав воздуха и приблизительно равно 0,5.

7.3 Скорость образования газов

Скорость образования газов определяется в мкл/л (объем)/час, сутки, месяц, год; мл/час, сутки, месяц, год.

Количество газов, образующихся при ЧР, искрении, скользящих и ползущих разрядах зависит от типа дефекта и типа масла. Ориентировочно на 1 кДж энергии при воздействии ЧР в масле выделяется 20-50 мл газа, а при ползущем разряде более 100 мл газа.

Скорость выделения газа при перегреве бумаги значительно повышается при температуре выше 130-140 °С.

8 МЕХАНИЗМ ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

С БУМАЖНО-МАСЛЯНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

Различаются два типичных механизма:

8.1 Ионизационный пробой

Возникает в ослабленном месте, чаще всего из-за наличия пузырьков воздуха, в виде критической ионизации. При наличии достаточно большой энергии происходит разрушение материалов, выделение газов. Потери на ионизацию обуславливают рост измеряемого тангенса угла диэлектрических потерь с увеличением испытательного напряжения. В то же время измерения при напряжении 10 кВ обычно не указывают на наличие дефекта. Пробой развивается в течение десятков (иногда нескольких сотен) часов.

Эффективные диагностические характеристики: величина кажущегося заряда ЧР, частота их повторения и особенно энергия ЧР при непрерывном контроле; ХАРГ, особенно пробы с верхней части трансформатора, а также измерение tgd и емкости изоляции остова при рабочем напряжении и прироста tgd при увеличении напряжения.

Этот вид повреждения оказывается более характерным для рымовидных конструкций.

8.2 Тепловой пробой

Возникает в зоне повышенных диэлектрических потерь из-за термической нестабильности бумажно-масляной массы, обусловленной наличием остаточной влаги или ее образованием, а также образованием полярных продуктов старения.

Процесс вызывает повышение диэлектрических потерь, особенно при повышении температуры, а также рост температуры.

Внутренняя температура 140-150 °С может рассматриваться как граница между работоспособным и опасным состояниями.

Повреждение может развиваться годами, но резко ускориться после изменения условий (например, повышения температуры) и затем развиться до пробоя в течение сотен (десятков) часов.

Развитие повреждения сопровождается выделением продуктов перегрева изоляции. Ионизация и сопутствующие явления (рост интенсивности ЧР, газовыделение) возникают преимущественно на завершающей стадии.

Соответственно, наиболее эффективными диагностическими характеристиками являются изменение тангенса угла потерь при рабочих условиях; увеличение температуры, а также продукты старения и пиролиза масла и перегрева изоляции.

Этот вид повреждения оказывается более характерным для U-образных конструкций ТТ.

9 ВЫЯВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ТОКА С ПОМОЩЬЮ ХАРГ

9.1 Характерные дефекты в трансформаторах тока, выявляемые ХАРГ представлены в таблице 1.

Таблица 1

Тип дефекта	Проявление и развитие
Повышенная остаточная влажность , увлажнение основной изоляции	Местное увеличение диэлектрических потерь, диэлектрический перегрев, развитие теплового пробоя. В сочетании с газовыделяющим маслом - возникновение начальной ионизации при низких температурах и образование X-восков.
Прямое проникновение воды (недостаточная или нарушенная герметизация).	Появление частичных разрядов с выделением газов; развитие скользящих разрядов с пробоем между обкладками.
Недопропитка маслом, оголение изоляции из-за низкого уровня масла; попадание воздуха; выделение пузырьков воздуха, например, из-за образования вакуума при резком снижении температуры; повышенная местная напряженность электрического поля из-за некачественного изготовления.	Появление частичных разрядов с выделением газов, развитие ионизационного пробоя.
Значительное старение масла и бумажно-масляной массы. Низкая стабильность масла.	Увеличение диэлектрических потерь, диэлектрический перегрев, развитие теплового пробоя.
Нарушение изоляции линейных выводов (ТФРМ).	Возникновение частичных разрядов в масле.
Перегрев контактных соединений (ТФУМ).	Выделение газов термического характера.

9.2 Диагностические сценарии развития дефектов

9.2.1 Тепловой пробой: увеличение tgd основной изоляции - увеличение tgd при повышении температуры, повышение tgd масла - повышение температуры поверхности - резкий рост tgd и температуры, выделение продуктов деструкции целлюлозы (СО, СО2, фурфурол) - саморазогрев - появление ЧР - выделение газов.

9.2.2 Ионизационный пробой: возникновение и прогрессирующий рост ЧР (до пКл) - приращение tgd основной изоляции с ростом испытательного напряжения - выделение газов (преимущественно Н2) - резкий рост интенсивности ЧР, сопровождающийся ростом tgd при пробое изоляции между обкладками и выделением газов.

Характерными газами являются Н2 (ключевой газ), СН4 и СО, сопутствующие повреждению изоляции.

Концентрации газов в пробах из верхней части трансформатора тока обычно существенно выше, чем в пробах их нижней части.

9.2.3 Старение масла и бумажно-масляной массы изоляции: характеризуется ростом СО2 и СО.

9.2.4 Повреждение изоляции линейного вывода разрядами: характеризуется появлением в масле ацетилена и сопровождается резким снижением сопротивления изоляции, а также возникновением высокочастотных колебаний напряжения, сопутствующих обычно коммутациям разъединителя.

10 ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

Выделение газов происходит на стадии рассеяния аномальной энергии, обусловленной возникновением разрядов или диэлектрического перегрева. Отсюда следует, что для трансформаторов тока анализ газов является, как правило, вторичной диагностической процедурой, подтверждающей опасность явления и распознающей его механизм.

В таблице 2 показаны наиболее чувствительные диагностические характеристики, определенные по данным ресурсных испытаний трансформаторов тока 330-500 кВ.

Таблица 2 - Симптомы развития характерных дефектов в трансформаторах тока по данным ресурсных испытаний

	Механизм развития повреждений
Тепловой (ТФУМ)	Ионизационный (ТФРМ)	Комбинация ионизационного и теплового (ТФРМ)
Начальное состояние	Рост tgdиз 10кВ = 0,48 - 1,6 %	Симптомы нарушения герметичности Низкий уровень масла Повышение общего газосодержания масла (SN2 и О2) до 8 - 10%	Повышение tgdиз 10 кВ до 0,46-0,5 %
Dtgdиз = (0,0% при повышении измерительного U с 10 кВ до U н. р.	Повышение температуры поверхности (термовизионное сканирование)
Рост tgd90°С масла до 5-10%	Dtgdиз = 0,15 % при повышении измерительного напряжения с 10 кВ до U н. р.
Опасное состояние	Прирост tgd с ростом температуры (a > 0,03)	Dtgdиз = 0,1 - 0,15 % при повышении U с 10 кВ до U н. p.	Прирост tgdиз 10кВ с ростом температуры (a = 0,032-0,041)
Прирост tgdиз 10кВ со временем, Dtgdиз > 0,03%/год	Рост tgdиз 10кВ со временем более 0,15%	Повышение температуры изоляции на 9-20 °С (термовизионное сканирование)
Снижение tgdиз с повышением измерительного U с 10 кВ до U н. р.	Рост емкости
Рост tgdиз до 10%	ЧР > пКл
Появление газов в масле		Газообразование
Перед пробоем	Рост tgdиз	Быстрый рост tgdиз до 4 %
Прирост DС/С = %	Прирост емкости (за счет к. з. между слоями	Рост температуры изоляции (термическая нестабильность)
Появление ЧР пКл	Быстрый рост ЧР>1000пКл	Появление ЧР пКл

11 БЕЗДЕФЕКТНЫЙ ТРАНСФОРМАТОР ТОКА

Бездефектное состояние трансформатора тока при расчетных условиях работы характеризуется уровнем частичных разрядов не более 10 пКл, а tgd основной изоляции - не более 0,35% при температурах 20-60° С. Уровень газов в бездефектном трансформаторе тока как правило не превышает значений, приведенных в таблице 3.

Таблица 3 - Типичный уровень концентраций газов в бездефектном трансформаторе тока

Концентрация, мкл/л

12 ДОПУСТИМОЕ СОДЕРЖАНИЕ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Граничные концентрации устанавливаются на базе опыта эксплуатации оборудования. Граничные значения концентраций газов в ТТ получают путем статистического анализа результатов профилактического контроля. В качестве граничного значения характеристики аппарата, сохраняющего функциональную работоспособность в эксплуатации без отказов и повреждений, принимают значение характеристики по интегральной функции распределения при F = 0,9 (т. е. у 90 % всех работающих аппаратов рассмотренной группы значения характеристики более низкие). Предполагается, что аппараты, в которых концентрации газов выше граничных значений, могут характеризоваться повышенным риском повреждения и требуют дополнительного обследования. Граничные концентрации газов для трансформаторов тока в эксплуатации приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Граничные концентрации растворенных в масле газов в трансформаторах тока, находящихся в эксплуатации

Граничные концентрации газов, мкл/л

13 ВЛИЯНИЕ РАЗНЫХ ФАКТОРОВ НА УРОВЕНЬ КОНЦЕНТРАЦИЙ И СОСТАВ ГАЗОВ

13.1 Тип масла

Большая часть трансформаторов тока серии ТРН залита маслом ТКп. Трансформаторы тока серии ТФРМ до 1986 года заливались преимущественно маслом Т-750, а после 1986 года маслом ГК. Масла с повышенным составом ароматических углеводородов (ТКп, Т-750) характеризуются склонностью к ускоренному окислению в условиях влияния электрического поля более высокой напряженности, чем в силовых трансформаторах. Соответственно, развитие процессов, связанных с прогрессирующим ростом диэлектрических потерь в трансформаторах тока, которые залиты такими маслами, является более вероятным. Масло ГК более стойко к окислительному старению, но имеет тенденцию к образованию большего количества газов, особенно Н2.

13.2 Тип оборудования

В трансформаторах тока серии ТФЗМ вероятные повреждения связаны в основном с развитием частичных разрядов в масле, а также с нагревом контактов. Коды дефектов ЧР, Р1, Т1.

В трансформаторах тока серии ТФУМ более вероятными являются дефекты, связанные с диэлектрическим нагревом, особенно в зоне установки магнитопровода. Код дефекта Т1. Ионизационные процессы в трансформаторах тока серии ТФУМ могут иметь место при резком снижении электрической прочности изоляционной системы, например при повышении влагосодержания, при попадании воздуха, или при загрязнении поверхности проводящими частицами. Коды дефектов ЧР, Р1, Р2.

В трансформаторах тока серии ТФРМ более вероятными являются дефекты, связанные с ионизационными процессами.

13.3 Срок службы

Зависимость роста концентрации газов от времени эксплуатации существует и для трансформаторов тока. Одной из причин роста концентрации газов в процессе эксплуатации трансформаторов тока является нормальное окислительное старение масла. При нормальном окислительном старении масла скорость нарастания газов незначительна и превышение предельно допустимых концентраций, приведенных в таблице 4, менее, чем за 5 лет эксплуатации, означает возникновение локального дефекта в оборудовании.

13.4 Периодичность контроля

После введения в работу (по согласованию с заводом изготовителем);

После длительного (более 3 лет) хранения с целью оценки проникновения воздуха. Выполняется для герметичного оборудования;

После 1 года эксплуатации (по согласованию с заводом изготовителем);

Один раз в 5 лет для нормально работающего оборудования;

Для идентификации дефекта при росте тангенса угла диэлектрических потерь изоляции остова или масла выше установленных норм;

При снижении сопротивления изоляции линейных выводов ниже установленных норм;

При обнаружении относительного повышения температуры при тепловизионном обследовании;

При комплексном обследовании оборудования, а также при решении вопроса о продлении эксплуатации по истечении установленного срока службы.

14 ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ХАРГ

14.1 Концентрации отдельных газов для полученного результата ХАРГ сравнить с концентрациями, приведенными в таблице 4. Если концентрации ни одного из газов не превышают граничные концентрации, продолжить нормальную эксплуатацию. Если концентрация хотя бы одного из газов или нескольких газов превышает предельно допустимые концентрации, выполнить повторный анализ для подтверждения наличия дефекта в трансформаторе тока.

14.2 При подтверждении превышения граничных концентраций установить характер дефекта при помощи характерных газов и характерных отношений газов. Для уточнения характера дефекта использовать графический метод (РД 153-34.0-46.302-00, Приложение 3).

14.3 Сравнить полученные результаты с предыдущими данными, а также сданными, полученными на однотипном оборудовании.

14.4 Выполнить измерения диэлектрических и изоляционных характеристик изоляционной системы трансформатора тока. По результатам таких измерений и результатам ХАРГ оценить симптомы дефектного состояния. Определить влагосодержание масла и степень его старения.

14.5 Решение о возможности продолжения эксплуатации или выведения трансформатора тока из эксплуатации принимать на основании анализа всех результатов проведенных испытаний и измерений, а также конструктивных особенностей трансформаторов тока.

14.6 Обратиться за консультацией на завод изготовитель или в специализированную сервисную организацию.

Приложение А

(справочное)

ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

С учетом конструктивных особенностей трансформаторов тока диагностические подходы могут отличаться в зависимости от вида конструкции. Среди конструкций отечественного производства имеются три основных вида:

Звеньевая конструкция с изоляцией обмоток бумажно-масляного типа, рисунок А.1.

100%" style="width:100.0%;border-collapse:collapse">

Класс напряжения, кВ

Емкость основной изоляции С1, пФ

U -образная конструкция с изолированной первичной обмоткой, рисунок А.2.

Алюминий" href="/text/category/alyuminij/" rel="bookmark">алюминиевой фольги на 14 основных слоев по 3,6 мм каждый. Поверх 14-й обкладки наложены тонкий слой кабельной бумаги и заземляемая конденсаторная обкладка (15-я обкладка). Последняя и предпоследняя обкладки в необходимых случаях могут быть использованы для измерения напряжения, в противном случае они заземляются.

Состояние изоляции ТФКН контролируется на трех изоляционных промежутках: С1 - основная изоляция между первичной обмоткой и предпоследней измерительной обкладкой, С2 - изоляция между предпоследней и последней обкладками (измерительный конденсатор) и С3 - изоляция между последней обкладкой и цоколем, включая масляный промежуток (наружные слои). На ТФУМ выводится только последняя обкладка, т. е., кроме С1, можно контролировать промежуток С3.

Расположение первичной изолированной обмотки по высоте трансформатора тока позволяет эффективно использовать термовизионный контроль при выявлении дефектов, связанных с ростом диэлектрических потерь.

Хорошие диагностические возможности конструкции позволяют эффективно контролировать состояние трансформатора тока непосредственно под напряжением.

ХАРГ для этой конструкции в большинстве случаев является дополнительным средством для идентификации опасности дефектов, выявленных, например, по результатам контроля диэлектрических потерь.

Рымовидная конструкция с изолированной вторичной обмоткой, рисунок А.3.

0" обкладкой - промежуток С1, а также промежуток "0"-обкладка - цоколь", заземляемый при работе.

Кольцевая часть изоляции и обмотки располагаются в маслорасширителе.

ТФРМ изготавливают в герметичном исполнении. Герметизирующее устройство расположено в верхней части.

Конструкции трансформаторов тока имеют существенно отличающиеся узлы герметизации:

До 1976 г. (ТФРМ-330) и до 1978 г. (ТФРМ-500) защита масла осуществлялась с помощью силикагелевого осушителя. Соответственно, воздушные газы могли свободно проникать внутрь.

До 1983г. применялся узел герметизации в виде "мешка" из фторолоновой лакоткани в металлическом баке (Тип I). В этой конструкции доступ кислорода ограничен, однако наличие воздушной подушки обуславливает высокое содержание азота.

До 1987-88 гг. применялась "мембрана" (диафрагма) из фторолоновой лакоткани или литой резины, "лежащей" на масле (Тип II).

До 1992 г. устанавливалась "резиновая диафрагма" между верхним и нижним баками узла герметизации, причем масло под и над диафрагмой сообщалось через патрубки (Тип III).

С 1992 был увеличен объем расширителя, а также значительно расширены отверстия, через которые сообщалось масло между расширителем и баками узла герметизации.

Имеются также отличия в конструкции маслоотборных устройств.

Идентификация узла герметизации существенна для определения уровня надежности и может осуществляться по номеру и году выпуска трансформатора тока.

Особенности конструкции предопределяют неравномерное распределение газов по высоте трансформатора тока. В наиболее частом случае развития повреждения в изоляции трансформатора тока концентрация газов в верхней части значительно выше, чем в нижней.

Парк трансформаторов тока на блоках АЭС

В таблице А.2 дана информация о составе парка трансформаторов тока, установленных на блоках АЭС.

Таблица А.2

Место установки	Типы конструкций
Смоленская АЭС
Курская АЭС
Балаковская АЭС
Нововоронежская АЭС
Ленинградская АЭС
Волгодонская АЭС
Кольская АЭС
Калининская АЭС
Костромская АЭС

* Работают в классе напряжения 220 кВ.

Основу парка составляют ТТ серии ТФРМ. Звеньевая конструкция эксплуатируется в основном на Ново-Воронежской АЭС. Две группы ТФЗН-500 установлены на Балаковской АЭС взамен ТФРМ-500. Трансформаторы тока U-образной конструкции установлены на Кольской АЭС.

Метод дефектоскопии, основанный на хроматографическом анализе растворенных в масле газов (ХАРГ)

Этот метод позволяет выявить дефекты в силовых трансформаторах, а также во вводах на ранней стадии развития.

Лабораторные исследования, проведенные в ряде стран, а также анализ спектра газов в трансформаторах и вводах позволили установить характеристические газы, специфичные для того или иного вида повреждения: водород (Н 2), углеводородные газы: метан (СН 4); этилен (С 2 Н 4); этан (С 2 Н 6), двуокись углерода (СО 2) и окись углерода (СО), ацетилен (С 2 Н 2). Таким образом, по характеристическим газам можно предположить вид развивающегося дефекта. Газоадсорбционная хроматография основана на разделении компонентов газовой смеси при помощи различных адсорбентов - пористых веществ с сильно развитой поверхностью.

Выделенные из масла газы обычно анализируются газовым хроматографом с детектором по теплопроводности.

Структурная схема хроматографической установки приведена на рис.3.4.

Рис.4.

1 - баллон с газом-носителем; 2 - устройство для введения пробы (дозатор); 3 - разделительная колонка; 4 - детектор; 5 - регистратор; 6 - устройство для извлечения газа из масла.

Процесс газовой хроматографии состоит из двух этапов: разделение анализируемой смеси на компоненты (качественный анализ) и определение их концентраций (количественный анализ).

Анализируемая смесь газов (проба) вводится в поток газа-носителя, который с постоянной скоростью пропускается через разделительную колонку, содержащую адсорбент. Различия в физико-химических свойствах отдельных газов смеси вызывают различия в скорости их продвижения через адсорбент (пористое вещество с сильно развитой поверхностью). Поэтому на выходе разделительной колонки будут последовательно появляться составляющие анализируемой пробы (в смеси с газом-носителем). Эти составляющие имеют различную теплопроводность, что позволяет, детектором формировать соответствующие сигналы, регистрируемые специальным устройством (обычно самопишущим потенциометром).

Последовательность (время) выхода из разделительной колонки конкретных газов известна (для данных условий анализа). Это дает информацию о составе анализируемой смеси. Для получения количественных данных интегратором определяется площадь пиков хроматограммы, которая на основании данных калибровки приводится к значениям концентрации соответствующих газов. Возможности разделения компонентов газовой смеси определяются характеристиками разделительной колонки: ее наполнителем (адсорбентом), длиной и температурным режимом.

Газ-носитель должен быть инертным по отношению к анализируемым веществам и примененным адсорбентам. Он также должен обеспечивать нормальную работу детектора.

Назначение детектора состоит в преобразовании поступающих на его вход отдельных компонентов газовой смеси в электрические сигналы, которые регистрируются на ленте электронного потенциометра в виде последовательно расположенных импульсов напряжения, получивших название хроматограммы.

Принцип действия часто применяемого детектора-катарометра основан на индикации изменения теплопроводности проходящих сквозь него газов (детектор по теплопроводности). Чувствительные элементы катарометра - резисторы расположены в камерах, по которым проходит поток газов. Два рабочих резистора обтекаются газом, выходящим из разделительной колонки; два других резистора - чистым газом-носителем. Резисторы включены в мостовую измерительную схему и нагреваются протекающим по ним током. При появлении в рабочей камере компонента анализируемой смеси, который изменяет теплопроводность газа в камере, изменяются условия теплопередачи от рабочих резисторов к ее стенке. При этом изменяются сопротивления рабочих резисторов и измерительный мост разбалансируется. Напряжение на диагонали моста, соответствующее концентрации данного компонента смеси, записывается регистратором.

Анализ извлеченной смеси газов производится по методике, определяемой типом примененного хроматографа и составом контролируемых газов. Результаты анализа регистрируются на диаграммной ленте. Состав анализируемой смеси определяется по времени и последовательности появления пиков на хроматограмме. Калибровка производится или эталонной смесью газов с известной концентрацией компонентов, или по одному газу (обычно азоту или воздуху) с соответствующим пересчетом по коэффициентам чувствительности.

Методика диагностики повреждений по хроматографическому анализу растворенных в масле газов является многокритериальной:

Если анализ газов показал состояние "опасности" или "повреждений", чаще проводится хроматографический контроль;

по характеристическим газам определяют вид развивающего дефекта;

по отношению концентраций газов этот дефект уточняется;

по скорости нарастания концентрации газов за определенный промежуток времени оценивается степень опасности развивающегося дефекта и даются рекомендации.

Преимущества метода ХАРГ: позволяет обнаружить довольно широкий класс дефектов, высокая вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов. В настоящее время применяют ХАРГ вместе с измерением tgд изоляции как основные методы диагностики вводов в процессе эксплуатации.

Недостатки: отбор масла под рабочим напряжением вводов невозможен вследствие особенностей конструкций их маслоотборных устройств. Необходимость частого отбора пробы масла неприемлема, особенно для герметичных конструкций.

Малый объем масла во вводах 110-220 кВ существенно затрудняет регулярный контроль путем отбора и анализа проб масла. Полная отдача сильфонов, компенсирующих температурное изменение объема масла в конструкциях серийных вводов 110-150 кВ, составляет 1,5-2,0 л, так что после отбора пробы (0,5 л) возникает необходимость последующего трудоемкого долива масла и соответствующего дорогостоящего приспособления. Характеристика пробы масла не всегда соответствует его фактическому состоянию в оборудовании, поскольку часть примесей может не попадать в пробу.

Методика выделения газов существенно влияет на точность определения концентраций контролируемых газов. Расхождения в методике выделения нередко являются причиной значительных расхождений в результатах анализа, проведенных в разных лабораториях. Кроме того, газосодержание масла конкретного ввода и скорость его изменения зависят от большого количества факторов. К ним относятся различия конструктивных материалов, режимы нагрузки, класс напряжения и т.п. Поэтому к граничным нормам следует относиться как к величине, отражающей компромисс между желанием выявить дефекты и затратами на контроль. Высокая чувствительность метода ХАРГ увеличивает вероятность ложной отбраковки, т.к. с учетом сравнительно небольшого объема масла во вводе, позволяет обнаружить дефект, который из-за малого его развития может и не приводить к аварийному повреждению ввода.

Эффективность контроля при этом в значительной мере определяется опытом персонала. Так, в частности, нормальное состояние ввода можно констатировать и в случае превышения нормы концентрации ряда газов, если скорости изменения этих концентраций малы. Однако при скорости изменения концентрации, превышающей нормированную предельную, малое абсолютное превышение концентрации не может быть признаком отсутствия дефекта.

Необходимо также отметить о сложности и высокой стоимости хроматогра-фической установки и трудности ее наладки и освоения.

Страница 5 из 13

5. ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

В последнее десятилетие для диагностики состояния трансформатора получил широкое распространение и показал удовлетворительные результаты хроматографический анализ растворенных в масле газов. От электротехнического персонала и электромонтеров требуется правильно отобрать пробу масла и доставить ее в лабораторию, а после выполнения анализа правильно истолковать его результаты и принять решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Рисунок 7. Отбор пробы масла в шприц

Анализ выполняется на хроматографе, как правило, специально подготовленными работниками химической службы.
Существует несколько способов выделения газов из масла, каждому из которых соответствуют свои способы отбора пробы масла. Рассмотрим два наиболее распространенных способа.
Отбор пробы масла в стеклянные шприцы применяется в случае выделения растворенных в масле газов с помощью вакуума. Отбор проб производится в медицинские шприцы объемом 5 или 10 мл. Предварительно шприц проверяют на герметичность. Для этого оттягивают поршень до предела и затем конец иглы шприца вводят в резиновую пробку, не протыкая ее насквозь. Надавливают на шток, перемещая поршень примерно на половину его входа. В таком состоянии шприц вместе с пробкой опускают в воду. Отсутствие пузырьков выделяемого воздуха свидетельствует о достаточной герметичности.
Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений. При отборе нужно слить некоторое количество масла, застоявшегося в патрубке, промыть маслом шприц и маслоотборное приспособление. Лучше всего пользоваться схемой, рекомендованной методическими указаниями . Тройник 5 (рис. 7) с резиновой пробкой 7 с помощью резиновой трубки 2 и переходника соединяют с патрубком 1 трансформатора, а трубкой 3 - с трехходовым или иным краном 4. Вся система должна быть герметичной. Длина трубки 2 выбирается такой, чтобы было удобно оперировать с тройником 5 и шприцем 6. Открывают вентиль на трансформаторе. Открывают кран 4 и сливают 1-2 л масла. Закрывают кран 4, вводят иглу шприца в тройник 5, протыкая насквозь пробку 7. Заполняют шприц маслом. Под избыточным давлением масла поршень шприца должен перемещаться свободно. Открывают (не полностью) кран 4. Для промывки шприца нажимают на его поршень и выдавливают из него масло. Операцию повторяют 2 раза. Затем, набрав масло в шприц, вынимают его из тройника и вводят конец иглы в заранее подготовленную резиновую пробку (как при проверке герметичности шприца). Закрывают вентиль на трансформаторе и отсоединяют систему отбора. Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную (лучше деревянную) тару с гнездами для шприцев, маркируют пробу и отправляют в лабораторию.

Рисунок 8. Схема маслоотборного устройства

При маркировке пробы следует фиксировать объект (электростанция или подстанция), местную маркировку трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора пробы и кем выполнен отбор. Часто на шприце ставят краткое условное обозначение, которое расшифровывается в журнале.

Отбор пробы масла в маслоотборник производится при так называемом частичном выделении растворенных в масле газов. Точность результатов анализа здесь значительно выше, чем в предыдущем случае, однако требуемый объем масла велик (несколько литров), что усложняет отбор и транспортировку пробы. Обычно пользуются маслоотборником вместимостью 2,5-3 л, схема которого приведена на рис. 8, В нормальном положении поршень 1 опущен на дно, барботер* 2 с датчиком температуры 3 и закрытым вентилем 4 ввернут в отверстие 5. Вентиль б закрыт. Отверстие 7 в дне маслоотборника закрыто заглушкой 8.
* Приспособление, используемое при выделении из масла растворенных газов

Пробы масла отбирают из патрубка 9, расположенного в поддоне трансформатора и нормально закрытого пробкой. К патрубку присоединяется резиновая трубка диаметром 5-8 мм, имеющая на конце штуцер с накидной гайкой 10. Сливают 1,5-2 л масла. Штуцер 10 переворачивают накидной гайкой вверх (как показано на рис. 8) и регулируют расход масла (примерно 1 мл/с). При таком расходе масло заполняет накидную гайку и медленно стекает по ее краям.
Из маслоотборника вывертывают барботер 2-4 и, нажимая штоком 11 на хвостовик поршня, переводят поршень вверх. Шток вводят через отверстие 7. Переворачивают маслоотборник кверху дном и навертывают накидную гайку 10 на отверстие 5 настолько, чтобы масло перестало подтекать из штуцера. Происходит заполнение маслоотборника. Расход масла при этом должен быть примерно 0,5 л/мин. Когда из отверстия 7 показывается хвостовик поршня 72, следует завернуть на место заглушку 8.

Прекратив подачу масла, но не отсоединяя шланг 9-10 переворачивают маслоотборник дном вниз. Отвернув штуцер 10 и убедившись, что масло полностью заполняет патрубок 5, ввертывают на место барботер 2 с закрытым вентилем 4. Маслоотборник, заполненный маслом, доставляют в лабораторию для анализа.
Во всех случаях главное требование при отборе и доставке пробы масла в лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла. Время хранения пробы до проведения анализа должно быть минимальным (не более суток).
Проведя анализ, лаборатория выдает результаты и, как правило, указывает на отклонение от нормы содержания тех или иных растворенных газов. Однако решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора принимает электротехническая служба.
При анализе определяют содержание углекислого газа СО 2 , окиси углерода СО, водорода Н 2 и углеводородов - метана СН 4 , ацетилена С 2 Н 2 , этилена С 2 Н 4 , этана С 2 Н 6 , а также кислорода О 2 и азота N 2 . Однако чаще производится анализ не по всем перечисленным газам, а по части из них, например углекислому газу, ацетилену и этилену. Естественно, чем меньшая номенклатура газов учитывается, тем меньше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение трансформатора.
В настоящее время с помощью хроматографического анализа можно определить две группы повреждений силовых трансформаторов:
1) дефекты твердой изоляции (перегревы и ускоренное старение твердой электрической изоляции, частичные разряды в бумажно-масляной изоляции), 2) перегревы металла и частичные разряды в масле (дефекты токоведущих частей, особенно контактных соединений, магнитопровода и конструкционных частей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров и др.).
Для дефектов первой группы характерно выделение углекислого газа и окиси углерода. Для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла в качестве критерия оценки состояния используется концентрация углекислого газа. Установлено, что опасные дефекты первой группы имеют место при концентрациях СО2, превышающих указанные в табл. 3.
О критериях оценки состояния трансформаторов с пленочной защитой масла будет сказано ниже.
Для второй группы дефектов характерно выделение этилена или ацетилена. Могут присутствовать оба этих газа одновременно, а также сопутствующие газы метан и водород. Опасные концентрации приведены в табл.3.
Как следует подходить к решению вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора? Наибольшую опасность представляют те повреждения первой группы, которые связаны с повреждением твердой изоляции обмоток или отводов. Достаточно какого-либо дополнительного действия, чтобы трансформатор получил повреждение.
Возникающие даже при не очень близком КЗ механические воздействия могут привести к повреждению изоляции в месте возникшего дефекта, образованию дуги и аварийному отключению. Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь.

Чтобы более правильно решить вопрос о степени срочности вывода трансформатора в ремонт, нужно учитывать ряд дополнительных обстоятельств. Углекислый газ может образоваться и по причинам, не связанным с изоляцией обмоток или отводов. К такому эффекту может привести умеренно повышенный нагрев большой площади металла или сильное старение масла, а также частые перегрузки, перевозбуждения, отказы системы охлаждения. В эксплуатации имели место ошибочные подключения баллона с углекислым газом вместо азота к системе азотной защиты. В этих случаях следует учитывать данные электрических испытаний и химического анализа масла (см. § 4), также рекомендации завода-изготовителя, связанные с конструктивными особенностями и данными о повреждаемости данного типа трансформаторов. Можно провести сравнительный анализ на содержание углекислого газа в трансформаторе того же типа, работающего то же самое время в тех же условиях в аналогичном режиме.

Таблица 3. Предельные концентрации растворенных в масле газов для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла

При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции имеет черно-коричневый цвет и отчетливо выделяется на фоне остальной части изоляции. На ней могут быть видны ветвистые побеги, представляющие собой следы разряда.
Дефекты второй группы наиболее опасны в том случае, если они расположены в непосредственной близости от твердой изоляции, также при неисправности токоведущих соединений. Если повреждение затронуло твердую изоляцию, это может быть установлено по росту концентрации углекислого газа, особенно при сравнении с данными анализа для соседнего такого же трансформатора. Опасная неисправность токоведущих частей определяется измерением электрического сопротивления обмоток постоянному току.
Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь, как и при повреждениях первой группы. В общем случае повышенное содержание этилена и ацетилена при нормальном содержании углекислого газа указывает на перегревы конструкционных частей или магнитопровода. В этом случае капитальный ремонт следует провести в ближайшие 6 мес. Естественно, при решении вопроса о выводе в ремонт нужно учитывать возможность появления газов по иным причинам, не связанным с дефектом самого трансформатора, повреждение двигателей электронасосов системы охлаждения, проникновение газов из контактора устройства РПН и др.
При выводе в ремонт трансформаторов с повреждениями второй группы в месте повреждения находят вязкие или твердые продукты разложения масла черного цвета.
При вводе в работу трансформатора после капитального ремонта хроматографический анализ в течение первого месяца может показать наличие ранее обнаруженных газов. Если дефекты при ремонте были устранены, то концентрация характерных газов (кроме углекислого) в дальнейшем уменьшается, а углекислого газа - не изменяется. Увеличение концентрации свидетельствует о том, что дефект при ремонте не был устранен.
Для трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, а также для других трансформаторов, в которых на основании анализа предполагалось повреждение твердой изоляции, но оно не было выявлено при капитальном ремонте, проводится расширенный анализ растворенных и масле газов. Оценка степени опасности предполагаемого повреждения производится по отношениям концентрации газов в соответствии с данными табл. 4.
Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоляции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предположить его наличие можно в том случае, если на него указывают не менее двух отношений в приведенной таблице. Эксплуатация таких трансформаторов допускается только с согласия завода-изготовителя.
Если обнаружены частичные разряды в масле, нужно убедиться, что возникший дефект не затрагивает твердую изоляцию. Для этого хроматографический анализ растворенных в масле газов следует повторять через каждые две недели. Если в течение 3 месяцев отношения не изменяются, то твердая изоляция не затронута.
Дополнительным подтверждением повреждений, выявленных по указанным отношениям, является скорость изменения концентрации газов. Свидетельством наличия опасного дефекта является увеличение концентрации ацетилена при частичных разрядах в масле на 0,004 -0,01 % в месяц и более, при частичных разрядах в твердой изоляции 0,02-0,03 % в месяц. Для перегревов (последняя колонка таблицы) характерно снижение скорости нарастания концентрации газов в первую очередь метана и ацетилена, при этом рекомендуется провести дегазацию масла в баке трансформатора с последующим отбором проб 1 раз в 2 недели.
В общем случае периодичность отбора проб для хроматографического анализа растворенных в масле газов - 1 раз в 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ дополнительно производится отбор пробы через 2 недели после включения.
Благодаря высокой эффективности диагностики состояния трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов в ряде энергосистем (на Украине, в Мосэнерго и др.) уменьшен объем работ по традиционным измерениям характеристик изоляции трансформаторов, требующим их отключения.

Таблица 4. Опасные отношения концентраций растворенных в масле газов в трансформаторах с пленочной защитой масла

Отношение концентраций газов	Отношение концентрации при наличии
	частичных разрядов		перегревов токоведущих соединений и элементов конструкции
		в твердой изоляции
	Основные показатели
	Дополнительные показатели

Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220 - 500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раз в 6 мес.

Трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

Периодичность ХАРГ для трансформаторов с развивающимися дефектами определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития дефектов. Все дефекты в зависимости от продолжительности развития можно подразделить на:

мгновенно развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут,

быстро развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель,

медленно развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет.

Методом хроматографического анализа растворенных в масле газов обнаруживаются медленно развивающиеся дефекты, возможно - быстро развивающиеся дефекты и нельзя определить мгновенно развивающиеся дефекты.

В случае выявления дефекта (A i >A г pi . и/или V отн i > 10% в мес.) необходимо выполнить 2-3 повторных анализа растворенных газов (с периодичностью анализов, указанных в Разделе 3) для подтверждения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и/или выводе его из работы. Где A г pi .- граничная концентрация i -го газа, %об; A i - измеренное значение концентрации i -го газа, %об;

Минимальное время повторного отбора пробы масла (T id) для проведения анализа можно рассчитать по формуле:

Т id = β * М А i / V абс i (9)

Где β -коэффициент кратности последовательных измерений (принимать b = 5); М А i - предел обнаружения в масле i -го газа, %об;

Предел обнаружения определяемых в масле газов (М А i) должен быть не выше:

Для водорода - 0,0005 %об.

Для метана, этилена, этана - 0,0001 %об.

Для ацетилена - 0,00005 %об.

Для оксида и диоксида углерода - 0,002 %об.

(Методические указания для проведения лабораторных и контрольных работ по ХАРГ)

5.1. Если в результате анализа А i

5.2. Если в результате анализа A i >A г pi и V отн i < 10%в месяц, то провести повторный отбор пробы масла и хроматографический анализ растворенных в нем газов для подтверждения результатов измерения и соответственно:

Проанализировать условия предшествующей эксплуатации трансформатора с учетом факторов, влияющих на изменение концентраций газов в нормально работающих трансформаторах

По критериям отношений концентраций пар характерных газов (Раздел 2, Таблица 3) установить вид и характер дефекта.

Определить время повторного отбора пробы масла (Раздел 4, формула 9) и провести ХАРГ.

5.3 Если в результате выполнения операций по п. 5.2 скорость V отн i растет, то трансформатор оставить на учащенном контроле с периодичностью ХАРГ, определяемой по формуле (9).

По данным последующих результатов ХАРГ выполнить мероприятия п.п. 5.1- 5.2 и определить V отн i .

5.4 Если при выполнении анализа следующего отбора получается неравенство

A i >A г pi и V отн i > 10% в месяц, а скорость V отн i продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект), то планировать вывод трансформатора из работы.

5.5.Если же при выполнении анализа сохраняется неравенствоA i >A г pi , aV отн i остается постоянной и меньше 10% в мес., то для выяснения наличия повреждения рекомендуется провести дегазацию масла и выполнить несколько последовательных анализов.

5.6. Если после проведения дегазации концентрации газов меньше соответствующих граничных значений и не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии повреждения. Такой трансформатор снимается с контроля, и дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мес.

5.7. Если же после проведения дегазации масла вновь наблюдается рост концентрации растворенных газов при повторных ХАРГ со скоростью:

V отн i >10% в месяц, то следует планировать вывод трансформатора из работы;

V отн i <10% в месяц, то трансформатор остается в работе на учащённом контроле по АРГ.

5.8 Если A i >A rpi и V отн i ≤ 0, то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно Раздела 4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается "вглубь" (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода, металлических шпилек и т.д.). В этом случае необходимо планировать вывод трансформатора из работы.

Для РПН в навесных баках в целях определения возможного перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать одновременно пробу масла из баков контактора и трансформатора. Примеры решения задач по результатам ХАРГ представлены в Приложении 1.