В состав газов растворенных в масле нормально работающих силовых трансформаторов входят

Обновлено: 26.01.2025

В процессе эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды. Но у трансформаторного масла есть еще одна важная функция - оно является диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов, приводящих в дальнейшем к повреждению оборудования, может быть своевременно выявлено контролем состояния трансформаторного масла. Развитие таких дефектов, как локальные перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова, разряды в масле, искрение в контактных соединениях, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции в различной мере сказываются на изменении свойств трансформаторного масла. Таким образом не вскрывая силового трансформатора можно чётко определить его техническое состояние. К физико - химическим показателям трансформаторногомасла, которые используются для оценки состояния трансформаторов в эксплуатации относятся: кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, газосодержание масла

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ), обладает высокой чувствительностью к развивающимся дефектам в трансформаторе, связанных с такими факторами, как электрические разряды в изоляции и локальные перегревы. Применение анализа растворенных в масле газов основано на том, что при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:

Дефекты электрического характера:

водород(H₂), - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен(C₂H₂), - электрическая дуга, искровые разряды;

Дефекты термического характера:

этилен (C₂H₄), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

метан(CH₄), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

этан(C₂H₆), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

оксид и диоксид углерода(CO; СO₂) - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода (СO₂)- нагрев твердой изоляции.

Содержание фурановых производныхявляется показателем, который косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции, вызывая частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.

Следует отметить, что такие физико-химические показатели, как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание и газосодержание масла являются традиционными в практике эксплуатации силовых трансформаторов на протяжении многих лет, а различные аспекты их применения достаточно подробно описаны в многочисленной литературе. Поэтому в дальнейшем остановимся на более подробном рассмотрении применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции маслонаполненного оборудования. В таблице № 1 приведены основные методики ХАРГ.

Таблица 1. Отношения пар характерных газов основных существующих методик ХАРГ.

Методика	Используемые отношения пар характерных газов
Дорненбурга	СН₂/Н₂,С₂Н₂/ С₂Н₄, С₂Н₆/ С₂Н₂, С₂Н_2// СН₄
Мюллера	СН₄/Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆, СО/СО₂, С₂Н₆/С₂Н₂
Роджерса	СН4/Н2, С₂Н₂/С₂Н4, С2Н₄/С₂Н₆, С₂Н₆/СН4
МЭК	CH₄/H₂,C₂H₂/C₂H₄,C₂H₄ /C₂H₆
ВЭИ	СН₄/Н₂, С₂Н₄/СН₄, С₂Н₆/СН4, С₂Н₂/С₂Н₄, С₂Н₆/С₂Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆

- перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова,

- электрические разряды в масле

Для диагностики развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:

1. критерий граничных концентраций;

2. критерий отношения пар характерных газов.

3. критерий скорости нарастания газов;

Таблица № 2. Граничные концентрации растворенных в масле газов.

Для СО - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием. Для С0₂ - в числителе приведены значения для трансформаторов 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.

Лабораторная работа № 7.

Теория вопроса:

Введение

Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:

Дефекты электрического характера:

водород(H₂), - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен(C₂H₂), - электрическая дуга, искровые разряды;

Дефекты термического характера:

этилен (C₂H₄), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

этан(C₂H₆), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

оксид и диоксид углерода(CO; СO₂) - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода (СO₂)- нагрев твердой изоляции.

Таблица 1. Отношения пар характерных газов основных существующих методик ХАРГ.

Методика	Используемые отношения пар характерных газов
Дорненбурга	СН₂/Н₂,С₂Н₂/ С₂Н₄, С₂Н₆/ С₂Н₂, С₂Н_2// СН₄
Мюллера	СН₄/Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆, СО/СО₂, С₂Н₆/С₂Н₂
Роджерса	СН4/Н2, С₂Н₂/С₂Н4, С2Н₄/С₂Н₆, С₂Н₆/СН4
МЭК	CH₄/H₂,C₂H₂/C₂H₄,C₂H₄ /C₂H₆
ВЭИ	СН₄/Н₂, С₂Н₄/СН₄, С₂Н₆/СН4, С₂Н₂/С₂Н₄, С₂Н₆/С₂Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆

- перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова,

- электрические разряды в масле

1. критерий граничных концентраций;

2. критерий отношения пар характерных газов.

3. критерий скорости нарастания газов;

Таблица № 2. Граничные концентрации растворенных в масле газов.

Раздел 2.Определение характера дефекта в силовом трансформаторе по отношению концентраций пар газов.

Вид и характер развивающихся в трансформаторе дефектов определяется по отношению концентраций следующих газов: Н₂, CH₄, C₂H₂, С₂Н₄ и С₂Н₆.

При этом рекомендуется выполнять повторные измерения при получении результатов ХАРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти, перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1,5 раза.

Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: Н₂, CH₄, C₂H₂, С₂Н₄.

Условия прогнозирования "разряда":

Условия прогнозирования "перегрева":

Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

или

Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется в соответствии с таблицей 3 по отношению концентраций пар из пяти газов: Н₂, CH₄, C₂H₂, С₂Н₄ и С₂Н_6. Отношение СО₂/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в таблице 3:

- если повреждением не затронута твердая изоляция, то

- если повреждением затронута твердая изоляция, то

При интерпретации полученных значений отношений СO₂/СО необходимо учитывать влияние эксплуатационных факторов.

Следует иметь в виду, чтоСО₂ и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.

Таблица 3. Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов.

№ п/п	Характер прогнозируемого	Отношение концентраций характерных газов	Типичные примеры
дефекта	С₂Н₂ С₂Н₄	СН₄ Н₂	С₂Н₄ С₂Н₆
1.	Нормально		0,1-1	1	Нормальное старение
2.	Частичные разряды с низкой плотностью энергии			1	Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции.
3.	Частичные разряды с высокой плотностью энергии	0,1-3		1	То же, что и в п.2, но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.
4.	Разряды малой мощности	>0,1	0,1-1	1-3	Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.
5.	Разряды большой мощности	0,1-3	0,1-1	>3	Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.
6.	Термический дефект низкой температуры ( <150°С)		0,1-1	1-3	Перегрев изолированного проводника.
7.	Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С)		>1		Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры "горячей точки".
8.	Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700°С)		>1	1-3	То же, что и в п.7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки".
9.	Термический дефект высокой температуры (>700°С )		>1	>3	Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.

Содержание СО₂ в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления. В трансформаторах со "свободным дыханием" СO₂ может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03%об.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

© cyberpedia.su 2017-2020 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

В начальной стадии развития дефектов количество выделяющихся газов невелико и не превышает уровня растворимости их в масле. Они длительное время могут сохраняться в масле. Для извлечения данных газов и их идентификации применяется ХАРГ.

Итак, вводим следующие понятия:

Хроматография — метод разделения и анализа смесей веществ, а также изучения физико-химических свойств веществ. Основан на распределении веществ между двумя фазами — неподвижной (твёрдая фаза или жидкость, связанная на инертном носителе) и подвижной (газовая или жидкая фаза, элюент).
Хроматографический анализ - диагностический метод, который заключается в принудительном извлечении газов из масла (хроматографии), определении их качественного состава и количественного анализа.

Для целей диагностики в настоящее время в эксплуатации по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов, проводимого в соответствии с методикой [2], определяются концентрации следующих газов, растворенных в масле: водорода (H₂), метана (CH₄), ацетилена (C₂H₂), этилена (C₂H₄), этана (C₂H₆), оксида углерода (CO), диоксида углерода (CO₂).

Граничные концентрации определяемых в масле газов (Arpi):

Наименование параметра	H₂	CH₄	C₂H₄	C₂H₆	C₂H₂	CO₂	CO
Наименование параметра	Водород	Метан	Этилен	Этан	Ацетилен	Диоксид углерода	Оксид углерода
Норма, % об.	0,01	0,01	0,01	0,005	0,001	0,2	0,5

Дефекты, выявляемые ХАРГом

С помощью ХАРГ в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

Группа 1. Дефекты термического характера.

Основные (ключевые), наиболее характерные газы:

Этилен (C₂H₄): в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С;
Метан (CH₄): нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 400. 600 °С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
Этан (C₂H₆): нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 300. 400 °С;
Окись и двуокись углерода (CO и CO₂): при старении бумажно-масляной изоляции, масла и, как следствие, их увлажнение.

Группа 2. Дефекты электрического характера.

Характерным для данного типа дефектов является наличие следующих растворенных газов:

Водород (H₂): при частичных, искровых или дуговых разрядах;
Ацетилен (C₂H₂): при возникновении электрической дуги, искрения.

Суммируя вышесказанное, можно выделить три группы дефектов, обнаруживаемые с помощью ХАРГ:

Перегревы токоведущих соединений, износ и обгорание контактов ПУ, ослабление контактного нажатия в переключателях, нагрев мест соединений обмоток и элементов конструкции остова (повышенный нагрев от электромагнитных полей рассеяния и от образования короткозамкнутых контуров);
Дефекты твердой изоляции, вызванные диэлектрическими потерями и электрическими разрядами, старение твердой изоляции;
Электрические разряды в масле (ЧР, искровые и дуговые разряды)

Примеры типичных дефектов в силовых трансформаторах и реакторах, а также соответствующие им характерные и основные газы приведены в Таблице 1.

Таблица 1. Типичные дефекты в силовых трансформаторах и реакторах

№	Состав газов	Вид дефекта	Причины появления газов
1	H₂ - основной газ; CH₄ - характерный газ	ЧР	Замыкания: - обмотки НН на землю; - между обмотками; - высоковольтными вводами и баком; - отводом и баком; - обмотками и остовом трансформатора; - межвитковые.
2	H₂ или C₂H₂ - основные газы; CH₄- характерный газ с низким содержанием	Разряды низкой энергии	Искрение или дуговые разряды в плохих контактных соединениях элементов конструкции с различным или плавающим потенциалом в местах: - крепления электростатического экрана; - смыкания параллельных и элементарных проводников обмотки; - нарушений паяных соединений токоведущих цепей; - прохождения цепей заземления; - расположения пластин магнитной системы с нарушенной изоляцией при циркуляции вихревых токов. Разряды между конструктивными элементами остова трансформатора, отводами обмотки ВН и баком, обмоткой ВН и заземлением. Разряды в масле при переключениях контактов.
3	C₂H₂ или H₂ - основные газы; CH₄, C₂H₄, СO - характерные газы с высоким содержанием	Разряды высокой энергии, дуга	Замыкания: - обмотки НН на землю; - между обмотками; - высоковольтными вводами и баком; - отводом и баком; - обмотками и остовом трансформатора; - межвитковые.
4	C₂H₆ - основной газ; CH₄, СO - характерные газы с высоким содержанием	Термический дефект, T 700 °C	Нарушение контактных соединений. Нарушение изоляции пластин магнитной системы с образованием короткозамкнутых контуров. Перегрев металлических элементов конструкции потерями от полей рассеяния.
7	CO₂ - основной газ; СО - характерный газ	Деструкция целлюлозной изоляции	Перегрузка трансформатора. Высокая влажность масла. Снижение эффективности системы охлаждения.

Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов

Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется согласно Таблице 2 по отношению концентраций пар из пяти газов: H₂, CH₄, C₂H₂, C₂H₄ и C₂H₆.

Ознакомиться с периодичностью проведения испытаний можно в разделе Таблица периодичности физико-химических испытаний.

Влияние эксплуатационных факторов на содержание газов в масле

При анализе результатов ХАРГ необходимо учитывать эксплуатационные факторы, не связанные с развитием дефектов активной части, но вызывающие изменение концентраций растворенных в масле газов.

Среди таких эксплуатационных факторов можно назвать следующие:

изменения нагрузки;
доливка другим маслом;
воздействие токов короткого замыкания;
сезонные изменения интенсивности процессов старения;

В целом, метод является эффективным, как при выявлении развивающихся дефектов, так и при оценке общего состояния оборудования, и может применяться для всех видов маслонаполненного оборудования.

Газовый хроматограф

Принцип работы газового хроматографа состоит в переносе газовых компонентов газом-носителем через разделительную колонку хроматографа и удерживание сорбентом колонки газовых компонентов с разными временными промежутками (рис. 1).

Рисунок 1. Блок-схема газового хроматографа.

Элементы газового хроматографа:

баллон с газом-носителем;
регулятор расхода газа-носителя;
устройство ввода пробы;
разделительная колонка;
детектор;
регистрирующий прибор (самописец, компьютер);
расходомер.

На выходе разделительной колонки каждый газ в смеси имеет строго определенное время выхода и фиксируется в виде индивидуального пика на графике, называемом хроматограммой. Интегрирование пиков проводится автоматически и обеспечивает определение концентраций извлеченных из пробы газов.

Нормативно-техническая документация

Список литературы, регламентирующей оценку состояния трансформаторного масла:

Заказать анализ

Заказать проведение хроматографического анализа расстворенных газов в масле Вы можете в нашей компании. Для того, чтобы получить консультативную помощь, полную информацию о возможностях проведения ХАРГ, пожалуйста, оставьте заявку и мы с Вами свяжемся.

Обращаем Ваше внимание, что ознакомиться с остальными способами оценки состояния трансформаторного масла, которые проводит наша лаборатория, Вы можете в разделе Анализ трансформаторного масла.

Аннотация: Основная функция трансформаторного масла заключается в обеспечении изоляции, охлаждения и гашении дуг в баке трансформатора. Из-за электрических и термических неисправностей, вызванных неблагоприятными условиями работы трансформаторов, происходит образование газа в трансформаторном масле. Наряду со старением при нормальных режимах работы трансформаторов, такие эксплуатационные факторы, как перегревы, сильные электрические поля, электрические разряды, механические напряжения, разрушение изоляции и загрязняющие вещества, увеличивают физический износ и риск необратимого повреждения активной части трансформаторов. Во всем мире электроэнергетические предприятия используют хорошо зарекомендовавшие себя и широко используемые методы для анализа растворенных в трансформаторном масле газов (DGA). Это обеспечивает своевременную и правильную диагностику электрических и термических неисправностей, возникающих в трансформаторах, чтобы сэкономить время, оборудование и расходы. Соотношения Дорненбурга, соотношения Роджерса, треугольники Дюваля, методы стандартов МЭК и предельные уровни ключевых газов являются одними из классических инструментов, используемых для определения неисправностей трансформатора. Большинство указанных инструментов используют ручные вычисления для определения условий отказа, которые требуют больших усилий и времени. Основной целью данной статьи является получение результатов DGA с помощью различных методов, их сопоставление и оценка эффективности их применения в автоматизированном программном обеспечении.

1. ВВЕДЕНИЕ

В передаче и распределении электрической энергии силовые трансформаторы играют очень важную роль. Электроэнергетика ставит перед собой широкий круг целей и задач чтобы удовлетворить постоянно растущие мировые потребности в потреблении энергии. Однако принцип работы маслонаполненных трансформаторов практически не изменился на протяжении почти столетия. В настоящее время во многих энергоузлах большее количество трансформаторов подвержены различным типам перегрузок и находятся под угрозой недостижения ожидаемого срока службы. Следовательно, чтобы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей некоторые из таких трансформаторов должны быть вовремя заменены или отремонтированы,. Также очень трудно эксплуатировать трансформаторы возрастом свыше 30 лет в условиях системных перегрузок, которые приводят к увеличению количества отказов трансформаторов. Кроме того, бывает трудно устранить последствия аварийных отказов трансформаторов. Следовательно, обнаружение возникающих неисправностей очень важно в трансформаторе. Газы, преимущественно углеводородные соединения, такие как водород, метан, этан, этилена ацетилен вместе с окисью углерода и двуокисью углерода действуют как индикаторы неисправности. Экспериментальные результаты изменения концентрации различных горючих газов и их уровней в изоляционном масле указывают на развитие неисправностей и вероятный характер неисправности на ранних стадиях, что позволяет избежать внезапного отказа. Также это даёт полезные сведения о текущем состоянии масла и трансформатора. Частота отбора и анализа зависит от степени развития и характера неисправности, возникающей в трансформаторе. Недостаточно просто знать концентрацию газов в трансформаторном масле, но также важно правильно интерпретировать результаты, используя различные аналитические методы.

2. Анализ растворенного газа (DGA)

Как было сказано выше, в процессе эксплуатации разрушение изоляционных материалов в трансформаторе происходит из-за теплового воздействия и электрического напряжения. Важной частью силового трансформатора является изоляция в целом — твердая и жидкая. Путем раннего вычета любых внутренних неисправностей, возникающих в силовых трансформаторах, расходы на внеплановые отключения силовых трансформаторов часто снижаются. Газы появляются в трансформаторном масле во время работы трансформатора. Эти газы развивались в результате неисправностей в баке трансформатора, таких как искрение, корона (частичные разряды), перегрев масла трансформатора или перегрев бумажной изоляции (целлюлозы). Различные типы газов будут выделяются в разной концентрации в зависимости от характера неисправностей. Среди растворенных газов горючие газы (углеводородные газы) очень важны, и любой скачок уровней концентрации таких газов может свидетельствовать о серьезном/ разрушительном типе внутреннего дефекта. Горючие газы, такие как H2 (водород), C2H6 (этан), C2H4 (этилен) и C2H2 (ацетилен), обычно появляются в трансформаторном масле в очень низких концентрациях в нормальных условиях и легко обнаруживаются в ppm-уровнях с помощью анализа растворенных газов (DGA). Соотношение газов в пропорциях используется для определения типа неисправности. DGA выполняется в соответствии с IS-10593 или ASTM D3612 или IEC 60567 и IEC IEC-60599.

А. Методы обнаружения растворенных газов

В этом методе газы в миллионных объемных долях (ppm) обнаруживаются в масле с использованием блока экстракции газа и газового хроматографа. Методика состоит из последовательных этапов:

Отбор проб масла
Извлечение газа из собранного образца
Обнаружение газа

Следующие два метода используются для обнаружения газов, растворенных в масле.

Газовая хроматография (ГХ)
Оптическое обнаружение газа

B. Типы неисправностей, обнаруживаемых DGA

Различные типы неисправностей, которые возникают в трансформаторе, могут быть обнаружены с помощью DGA. Основные недостатки, которые могут быть идентифицированы методами DGA:

Частичный разряд (с низкой энергией)
Термические неисправности (перегревы различной степени)
Электрическая дуга (разряд с высоким уровнем энергии)
Старение бумажной изоляции (для уточнения необходимо провести еще несколько дополнительных измерений, таких как анализ на основе фурана и степень полимеризации).

C. DGA Рекомендуемые значения уровней газов по DGA

Таблица 1 — Допустимые уровни растворенных газов в работающем трансформаторе

Газ	Менее 4 лет в работе, (ppm)	Менее 10 лет в работе, (ppm)	Более 10 лет в работе, (ppm)
Водород (H2)	150	300	300
Метан (CH4)	70	150	300
Ацетилен (C2H2)	30	50	150
Этилен (C2H4)	150	200	400
Этан (C2H6)	50	150	1000
Двуокись углерода (СО2)	3500	5000	12000
Монооксид углерода (СО)	300	500	700

Приведенная выше таблица показывает нормальные безопасные уровни растворенных газов в масле трансформатора, основанные на статистических данных, накопленных за годы эксплуатации. Однако стоит онимать, что вышеупомянутые пределы не могут быть приняты в качестве предельно допустимых, а должны приниматься только как ориентировочные усреднённые значения. DGA — это скорее метод мониторинга тренда, чем определение предельных значениях. Нормальные значения растворенного газа в минеральном масле не указывают на зарождающуюся неисправность в трансформаторе. Однако, если в трансформаторе наблюдается значительное повышение уровня газа (между предыдущим отбором проб и последующим отбором проб), это может указывать на возникновение некоторой неисправности. Прежде чем неисправность станет критической и приобретет аварийный характер, необходимо предпринять восстановительные мероприятия, что позволит избежать внезапного отказа трансформатора. Регламент действий включает незамедлительный повторный анализ масла, постановку оборудования на учащенный контроль, определение периодичности последующих отборов, предложение других диагностических работ и т.д. Любой скачок уровней концентрации растворенных газов должен интерпретироваться для дальнейшего хода корректирующих действий, поэтому в таких случаях возникает потребность в непрерывном мониторинге параметров масла.

3. Методы анализа растворённых газов

Существуют различные методы интерпретации DGA для диагностики неисправности в трансформаторе. Используются как методы, основанные на соотношениях газов, так и методы оценки концентрации газов по заданным допустимым пределам. Стандарт IEEE C57.104-2008 описывает следующие методы:

Метод ключевых газов
Метод соотношений Дорненбурга
Метод соотношений Роджерса.

Стандарт IEC 60599 и IS 10593 предлагают следующее методы.

Три основных газовых коэффициента
Метод двойного треугольника.

А. Метод ключевых газов

Метод ключевых газов использует критические концентрации газа для определения характера неисправности. Различная комбинация концентрации среди углеводородных газов будет определять различные типы неисправностей. В этом методе типы неисправностей идентифицируются с использованием относительного процента выбранного отпечатка газа. В этом методе используются четыре характеристические диаграммы, которые представляют типичные относительные концентрации газа для четырех основных типов неисправностей, а именно: перегрев целлюлозы, перегрев масла, частичный разряд или искрение, корона. При разложении масла и бумажной изоляции образуются следующие характерные газы: водород (H2), метан (CH4), этан (C2H6), этилен (C2H4), ацетилен (C2H2), окись углерода (CO) и кислород (O2). В результате разложения масла образуются все указанные газы, кроме окиси углерода и кислорода. Разложение целлюлозной (бумажной) изоляции образует угарный газ, углекислый газ (CO2) и кислород. Типы газов и их значения зависят от вида и степени развития дефекта в баке трансформатора.

B. Метод соотношений Дорненбурга

Метод Дорненбурга определяет конкретный тип неисправности из трех возможных типов неисправностей из расчёта соотношений газа. Эта процедура требует достаточно высоких уровней газов для правильной диагностики. Четыре соотношения и их диагностические значения приведены Таблице 2. В методе Дорненбурга используются пять отдельных газов или четыре основных соотношения газа:

Таблица 2 — Соотношения ключевых газов по методу Дорненбурга

Тип дефекта	Основное соотношение		Основное соотношение
Тип дефекта	CH4/H2	C2H2/C2H4	C2H2/CH4	C2H6/C2H2
Термическое разложение	>1			>0.4
Корона (слабые ЧР)		—		>0.4
Искрение (интенсивные ЧР)	0.1	>0.75	>0.3

C. Метод соотношений Роджерса

В этом методе для диагностики используются четыре пары соотношения горючих газов CH4/H2, C2H6/CH4, C2H4/C2H6 и C2H2/C2H4. В таблице 3 приведены значения соотношений газов и диагностические заключения, согласно методике Роджерса. Данный метод широко используется в производственной практике. Однако в некоторых случаях это этого метода недостаточно.

Таблица 3 — Соотношения ключевых газов по методу Роджерса

D. Метод трех основных газовых отношений по МЭК

В этом методе используются три соотношения газа: метан / водород (CH4 / H2), ацетилен / этилен (C2H2 / C2H4) и этилен / этан (C2H4 / C2H6). Начальные сбои изначально начинались как сбои с низким энергопотреблением и перерастали в более серьезные сбои с высоким энергопотреблением или высокой температурой. Важно следить за скоростью увеличения газа при обнаружении неисправности. Повышение значений газа более чем на 10% в месяц по сравнению с нормальными значениями контрольных линий следует серьезно рассматривать как активную неисправность. Следовательно, очень важно изучить тенденцию возникновения различных типов неисправностей. Соотношение CO2/CO иногда используется в качестве показателя термического разложения целлюлозы.

Таблица 4 Метод трех основных газовых отношений

Область	Описание дефекта	C2H2/ C2H4	CH4/H2	C2H4/ C2H6
PD	Частичные разряды	—
D1	Коронирование	>1.0	0.1 – 0.5	>1.0
D2	Интенсивные ЧР, искрение	0.6 – 2.5	0.1 – 1.0	>2.0
T1	Слабый перегрев	—	>1.0
T2	Умеренный перегрев		>1.0	1.0 – 4.0
T3	Сильный перегрев		>1.0	>4.0

E. Новый подход к диагностике неисправностей силовых трансформаторов на основе DGA

Четыре классических метода диагностики неисправностей трансформатора, такие как метод ключевых газов, метод Дерненбурга, метод Роджера и метод трех основных соотношений газов, должны использоваться совместно для более точного определения характера неисправности в трансформаторе. Они могут быть прописаны в листе Excel для оценки технического состояния оборудования по мере накопления диагностических данных, а так же использованы в расчётных моделях в случае применения систем непрерывного контроля и автоматической диагностики.

4. Примеры определения неисправностей в силовых трансформаторах

Несколько примеров из практики представлены в Таблице 5, где трансформаторы были выведены из эксплуатации из-за высокого уровня образования газов. Диагностические заключения для этих трансформаторов выполнены программным обеспечением, использующим различные методологии интерпретации.

Таблица 5 — Практические исследования

5. Итоги исследования

В таблице 5 показаны концентрации газа в масле четырёх разных трансформаторов, а также результаты лабораторных анализов с использованием рассмотренных методик и специально разработанного программного алгоритма. Из приведенной выше таблицы видно, что каждая методология интерпретации указывает на схожие результаты для одного и того же набора результатов DGA, но окончательное заключение должно учитывать совокупность всех доступных методик.

6. Вывод

Результаты различных случаев показывают, что использование различных методик анализа растворённых газов в программном обеспечении является удобным и надежным диагностическим инструментом. Автоматизация вычислений экономит время, позволяя избегать ручной работы и повышая точность диагностических заключений. Кроме того, из практических исследований можно сделать вывод, что даже при том, что для одного и того же набора уровней газа DGA использовалась различная методология интерпретации, конечный результат совпадает с ручными вычислениями, проведенными химической лабораторией. Однако в некоторых случаях интерпретация по каждой методологии может немного отличаться, что может быть связано с тем, что каждая методология имеет в своей основе определение различных типов дефектов с использованием одного или двух конкретных газов для расчета. При таких обстоятельствах пользователь, основываясь на своем опыте, должен выбрать подходящую методологию для правильной диагностики неисправности. Выбор методов интерпретации DGA может быть полезен при оценке технического состояния трансформаторов и расстановке приоритетов планирования технического обслуживания.

Рекомендуется производить ХАРГ в масле силовых трансформаторов со следующей периодичностью:

- 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:

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.

Раздел 5. Рекомендуемый порядок выполнения диагностики состояния трансформаторов по результатам ХАРГ.

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

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_iпродолжает 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_iостается 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;

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.

Задание:

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Первые исследования трансформаторных масел при помощи хроматографического метода провели англичане в начале 70-х годов 20 века. Первый опыт был успешным. Этот способ прогнозирования и оценки состояния маслонаполненного оборудования особенно прогрессивно развивается в последнее десятилетие.

Что означает ХАРГ трансформаторного масла?

ХАРГ — хроматографический анализ растворенных газов, в данном случае, в трансформаторных маслах. Метод основан на принудительном извлечении газов, их разделении для последующего определения концентрации каждого. Термоокислительное старение любой марки масла и изоляции — основная причина снижения эксплуатационных качеств трансформаторного масла, но есть и другие, не менее важные. В любом случае, скорость деградации свойств масла, в определенной мере, зависит от его изначального качества.

Чтобы оценить состояние силовых трансформаторов надо знать, как отличается от нормы содержание в масле воды и, по крайней мере, семи хорошо известных газов: Н2, CH4, C2H6, C2H4, С2Н2, CO и CO2 (водород, метан, этан, ацетилен, угарный и углекислый газы). Причины их появления в масле достаточно хорошо изучены. Как правило, газы образуются из самого масла, целлюлозосодержащей бумажной и картонной изоляции. Причиной газообразования являются частичные и дуговые разряды. Кроме этого, дают о себе знать азот и кислород. Их содержание повышается при нарушении герметичности корпуса. Пропан (С3Н8), бутен (бутилен-1, С4Н8) и бутан (С4Н10), часто присутствующие в масле, не получили широкого распространения для диагностических целей, возможно, только к настоящему времени.

Вода — наиболее опасная примесь. Даже малое её присутствие в виде раствора или эмульсии снижает пробивное напряжение масла до недопустимых значений. Самое заметное влияние влаги выражается в увеличении диэлектрических потерь применяемых масел, причем, истинный раствор, как выяснилось, практически не оказывает влияния на численные значения концентрации. Если вода находится в эмульгированном, то есть, дисперсном состоянии, с очень малыми размерами капель, то диэлектрические потери, возникающие по этой причине, становятся на первое место.

Хроматографический анализ масла трансформаторов

Микроскопический снимок включений воды в трансформаторном масле, которые содержат еще более мелкие капли масла

Если сопоставить данные о концентрации газов, полученных при анализе, с граничными значениями их концентраций, то можно сделать однозначные, полезные и интересные выводы. Предельно допустимое содержание газов в трансформаторном масле было установлено в результате многолетнего анализа численных значений процентного содержания конкретных газов и выявленных позже причин аварий.

Наблюдение за скоростью роста концентрации конкретного газа служит важным инструментом, позволяющим обнаружить дефекты заблаговременно и предотвратить аварии.

Вот таким может быть цвет трансформаторного масла, вплоть до темно-коричневого

У хроматографического анализа трансформаторных масел есть несомненные преимущества:

возможность исследования процентного содержания газов без отключения напряжения на трансформаторе;
возможность автоматизации контроля, при которой вероятность ошибки оператора минимизируется или вовсе исключается;
отслеживание развития нежелательных процессов в оборудовании;
раннее выявление дефектов, не поддающихся обнаружению при помощи традиционных способов;
определение предполагаемого характера дефекта и степень уже имеющегося повреждения.

Сложности ХАРГ трансформаторного масла

Для лучшей оценки возможностей метода ХАРГ следует сказать и о минусах хроматографического анализа масла трансформаторов:

Анализ появляющихся в масле газов предполагает их извлечение из масла при помощи хроматографа, которое осложняется различными коэффициентами растворимости газов.
Растворенные газы не извлекаются полностью, даже при технических способах минимизации проблемы.
Невозможность включения хроматографического анализа в группу экспресс-анализов, по причине относительного большого времени, которое занимает каждое измерение.
Необходимость применения специфических химических реактивов.
Относительно высокая стоимость хроматографии масел.
Для повышения достоверности результатов отбор проб должен выполняться исключительно корректно.
Для более точного анализа требуется знать процентное содержание максимального числа газов, растворенных в масле. Это обуславливает высокую стоимость измерительных приборов.
При большом количестве проб, подлежащих анализу, требуется учитывать время, которое понадобится для их хранения в определенных условиях.
Необходимость транспортировки проб от места их взятия до лаборатории, в случае, если возможности мобильного прибора окажутся недостаточными.

Перед хроматографическим анализом масла трансформаторов (ХАРГ) надо проделать действия, зависящие от марки прибора

Основные и характерные газы, выделяющиеся при определенных дефектах

Для того, чтобы лучше понимать возможности хроматографии, следует ознакомиться с самым простым её этапом — обнаружением преимущественного содержания конкретных газов. Основными газами, подлежащими пристальному анализу, являются:

Ацетилен образуется при нагреве масла, пропитывающего бумажную изоляцию, до температуры выше, чем 600°С. Также он образуется в результате излишнего нагрева и выгорания контактов всевозможных переключателей. Этот газ выделяется в результате ослабления мест фиксации электростатических экранов из-за их чрезмерного нагрева.
Водород. Явное превосходство концентрации водорода, при сопутствующих малых концентрациях метана и ацетилена, однозначно свидетельствует о частичных и искровых разрядах внутри трансформатора.
Комбинация водорода с ацетиленом, в любых пропорциях, говорит о наличии дуговых разрядов.
Углекислый газ свидетельствует о перегреве твердой изоляции.
Угарный и углекислый газ, появляющиеся совместно, указывают на ускоренное старение или одновременное и увлажнение твердой изоляции.
Этилен свидетельствует о дуговом разряде под винтами компенсаторов отводов, шпилек проходных изоляторов, в местах лопнувшей пайки обмотки и между витками обмотки. Причиной увеличения концентрации этого газа может стать плохая изоляция стальных листов и стяжных шпилек. Диагностика по повышенной концентрации этилена сложнее, чем по другим газам, так как число причин его появления достаточно велико. Образованию этилена могут способствовать местные перегревы, вызванные магнитными полями рассеяния в бандажах, ярмовых балках и др.

Для более точной идентификации дефектов, приводящих к появлению этилена, применяется анализ сопутствующих газов, в частности, особое внимание уделяется метану. Кроме этого, на помощь приходят более тонкие способы дифференциации, о которых будет сказано ниже. Следует учитывать, что чем меньшее количество газов подвергается анализу, тем менее точно определяется дефект.

Подробная информация по интерпретации результатов ХАРГ содержится в методических указаниях к диагностике дефектов трансформаторов при помощи хроматографического анализа газов, содержащихся в масле (РД 153-34.0-46.302-00). Методика подготовки и проведения анализа масла силовых трансформаторов рассмотрена в РД 34.46.303-98.

Для того, чтобы диагностика было максимально ранней, следует применять мобильные приборы и проводить мониторинг значительно чаще, чем требуется по регламенту. Современные средства для хроматографического анализа не требуют доставки проб в лабораторию и позволяют отслеживать динамику неполадок, столь необходимую для принятия соответствующих мер, гораздо более оперативно.

Лабораторная установка для детального анализа содержания газов в трансформаторном масле

Увеличение точности диагностики ХАРГ при помощи графиков

Для того, чтобы максимально точно идентифицировать дефект, применяется графический метод, при котором строится график распределения содержания газов в зависимости от газа. Последовательность расположения газов на координатной плоскости остается неизменной:

Вид ломаной линии на графике присущ только конкретному дефекту

Специализированное ПО уточняет диагностику

Современные устройства для проведения хроматографического анализа способны провести анализ на месте и обеспечивают полностью автоматический режим измерений.

Возможности приборов последнего поколения таковы, что они могут обеспечивать онлайн-мониторинг с заданной периодичностью.

Погрешность измерений не превышает 5%. Интервал забора проб автоматически уменьшается, если скорость роста концентрации какого-либо газа начинает подозрительно расти. Калибровка прибора осуществляется автоматически.

Благодаря возможностям фирменного программного обеспечения, фактически не нуждающегося в обслуживании, на экране автоматически строится треугольник или пятиугольник Дюваля, с учётом коэффициентов Роджерса:

Все приборы для проведения анализа при помощи хроматографии сертифицированы в соответствии с отраслевыми требованиями РФ. При этом, визуализация и точная интерпретация результатов анализа может производиться без сторонних специалистов. ПО поставляется в комплекте с прибором.

Состояние масла однозначно определяет состояние всего трансформатора

Хроматографический анализ масла трансформаторов, несомненно, эффективен, как для обнаружения дефектов, находящихся на стадии развития, так и для наблюдения за текущим состоянием трансформаторов и другого маслонаполненного оборудования, весьма развит, но имеет направления для еще большего совершенствования.

Читайте также: