Наличие каких газов в трансформаторном масле может служить признаком дугового пробоя с большим током

Обновлено: 28.01.2025

СОГЛАСОВАНО с Всесоюзным теплотехническим институтом им.Ф.Э.Дзержинского 05.12.88 г.

Заместитель директора В.Б.Рубин,

с Всесоюзным институтом трансформаторо-строения 08.12.88 г.,

Заместитель директора Ю.В.Карпенко,

с Производственным объединением "Запорожтрансформатор" им. В.И.Ленина 08.12.88 г.

Главный инженер Э.Г.Троян

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 21.12.88 г.

Заместитель начальника К.М.Антипов

Настоящие Методические указания рекомендуются для применения в энергосистемах в дополнение к "Методическим указаниям по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

Настоящие Методические указания распространяются на силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы (в дальнейшем трансформаторы) общего назначения класса напряжения 35 кВ и выше с любым видом защиты масла от увлажнения и устанавливают возможность оценки эксплуатационного состояния трансформаторного оборудования (без его отключения) по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов (APГ).

Настоящие Методические указания разработаны с учетом публикаций в периодической печати, рекомендаций МЭК и СИГРЭ.

При разработке Методических указаний были использованы результаты хроматографического анализа газов выведенных в ремонт трансформаторов по данным энергосистем, а также опыт диагностирования эксплуатационного состояния трансформаторов Донбассэнерго, Ленэнерго, Мосэнерго, Свердловэнерго, ВИТ, ПО "Запорожтрансформатор" и ВЭИ им.В.И.Ленина.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов при использовании настоящих Методических указаний - 95%, а при использовании только Методических указаний 1979 г. - 54%.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Методика и аппаратура проведения APГ должна обеспечить:

1.1.1. Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода (H), метана (CH), ацетилена (CH
), этилена (CH), этана (CH), окислы углерода (CO) и двуокиси углерода (CO), азота (N) и кислорода (O).

1.1.2. Пороговую чувствительность (M) по водороду и углеводородным газам (кроме ацетилена) - 5 · 10% об.; по ацетилену - 5 · 10% об.; по окислам углерода - 5 · 10% об.; по кислороду и азоту - 5 · 10 % об.

1.2. Появлением газов в масле трансформатора (следы i-го газа) считается значение концентрации, превышающее пороговую чувствительность.

1.3. Измеренные в результате APГ концентрации газов могут быть использованы для расчета отношений пар газов и скорости их нарастания, если их значения по крайней мере в 5-10 раз превышают пороговую чувствительность по принятой методике APГ.

2. СОСТАВ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ВОЗМОЖНЫМИ РАЗВИВАЩИМИСЯ ДЕФЕКТАМИ

2.1. Газы, наиболее характерные для определенного вида дефекта:

водород - дефекты электрического характера (частичные разряды, искровые и дуговые разряды);

ацетилен - искрение, электрическая дуга, нагрев выше 700 °С;

этан - термический нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур до 300°С;

этилен - высокотемпературный (выше 300 °С) нагрев масла и бумажно-масляной изоляции.

2.2. Состав растворенных в масле газов зависит от характера развивающегося в трансформаторе повреждения, по полученным данным APГ можно ориентировочно предположить вид развивающегося дефекта.

В табл.1 приведены характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов, а в табл.2 - вероятные причины появления растворенных газов в масле дефектных трансформаторов.

Характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов

при электрическом разряде

св.300 до 700 °С вкл.

Условные обозначения: а - основной газ для данного дефекта; б - характерный газ с высоким содержанием; в - характерный газ с малым содержанием; г - нехарактерный газ; д - только при высокой плотности выделяемой энергии.

Состав газов и вероятные причины их появления в масле дефектных трансформаторов

Состав растворенных в масле газов

Вероятные причины появления газов

1. CO, CO+ СО
(CO - основной газ,
CO - характерный газ с любым содержанием)

Трансформатор перегружен; высокая влажность масла; термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию

2. H, CH
(H - основной газ, CH - характерный газ с малым содержанием)

Частичные разряды в масле

3. H, CH, CH , CH , CO
(H и CH - основные газы;
C H и CH - характерные газы с высоким содержанием;
CO - нехарактерный газ)

Дуговой разряд высокой энергии, вызывающий разложение масла

4. То же, что и в п.3, но отсутствует ацетилен

Высокотемпературный нагрев масла

5. H, CH, CH , CH , CH,
СО и CO
(H и CH - основные газы;
C H и CH - характерные газы с высоким содержанием;
CO - характерный газ с малым содержанием;
CH, - нехарактерный газ)

Высокотемпературное дугообразование, затрагивающее твердую изоляцию

6. CH, CH, CO, СО и H
(CO и CH - основные газы;
CH - характерный газ с малым содержанием;
СО - характерный газ с любым содержанием;
H - нехарактерный газ)

Термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию. Температура в зоне нагрева до 300°С

Определение основного и характерных газов по результатам APГ производится следующим образом:

2.2.1. Рассчитываются относительные концентрации газов по формуле

где А - измеренное значение концентрации i-го газа;

А - граничные концентрации i-го газа (согласно разд.3 настоящих Методических указаний).

2.2.2. По расчетным относительным концентрациям максимальное значение соответствует основному газу (кроме CO; CO - основной газ, если 1);

1 - характерный газ с высоким содержанием;

0,11 - характерный газ с малым содержанием;

1 - нехарактерный газ.

2.3. Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов () и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.

При этом, если измеренные концентрации превышают пороговую чувствительность (. см. п.1.1.2), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.

2.4. При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформатора необходимо учитывать условия его эксплуатации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава растворенных в масле газов нормально работающих трансформаторов.

2.4.1. Эксплуатационные факторы, вызывающие увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов :

увеличение нагрузки трансформатора;

перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителя и т.д.;

доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;

проведение сварочных работ на баке;

повреждения масляного насоса с неэкранированным статором;

перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.);

перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках;

переток газов из бака контактора РПН в бак трансформатора, имеющего РПН типов РС-3 и РС-4;

сезонные изменения интенсивности процесса старения и т.п.

2.4.2. Эксплуатационные факторы, вызывающие уменьшение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла;

уменьшение нагрузки трансформатора;

доливка дегазированным маслом;

частичная или полная замена масла в баке трансформатора;

заливка маслом под вакуумом, в том числе - частичным вакуумом;

замена масла в маслопроводах, навесных баках, избирателе устройств РПН, расширителе и др.

В приложении 1 приведены примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.

3. КРИТЕРИЙ ГРАНИЧНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1. Критерий граничных концентраций позволяет вьделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами; такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением АРГ.

Чем меньше принятое значение граничных концентраций, тем большее количество трансформаторов будет взято под учащенный контроль и наоборот.

3.2. За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа анализов обследованных трансформаторов принятой группы (не менее 50).

3.3. Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения () следующим образом:

3.3.1. Измеренные концентрации i -го газа от 0 до по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам AРГ, следует разбить на интервалов (можно принять = 1015).

Вероятность приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от A(-1) до .

3.3.2. На каждом интервале определяем вероятность

где - число анализов с концентрацией газа A(-1);

N - общее число анализов по i -му газу.

3.3.3. Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся как

3.3.4. Граничная концентрация i-го газа () определяется при 0,9 наиболее просто - графически (рис.1).

Рис.1. Определение граничной концентрации по интегральной функции распределения

3.4. Значения граничных концентраций газов, учитывая различные условия их эксплуатации в разных регионах, следует определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, с одним сроком эксплуатации, одного класса напряжения и т.д.).

3.5. При отсутствии фактически измеренных значений (например, на начальной стадии внедрения диагностики развивающихся дефектов по AРГ) можно пользоваться данными табл.3.

Граничные концентрации растворенных в масле газов

Концентрация газов, % об.

Трансформаторы напряжением 110-500 кВ

Трансформаторы напряжением
750 кВ

Реакторы напряжением 750 кВ

*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 азотной или пленочной защитой.

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

4.1. Вид развивающихся в трансформаторах повреждений (тепловой или электрической) можно ориентировочно определить по составу измеренных растворенных газов (см. п.2.2).

Для уточнения диагноза необходимо определить отношение концентраций пар из четырех газов: , , и .

При этом следует учитывать только такие отношения, в которых концентрация хотя бы одного из газов была выше граничной концентрации.

4.1.1. Условия прогнозирования "разряда":

Если при этом концентрация 0,03% об., то прогнозируется перегрев масла, а если CO>0,03% об. - перегрев твердой изоляции.

4.1.3. Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами

5. Разряды большой мощности

Силовые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю

6. Термический дефект низкой температуры
( 700 °С)

10% в мес.) необходимо выполнить два-три повторных анализа растворенных газов для уточнения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и (или) выводе его из работы. Минимальное время повторного отбора пробы масла () для проведения анализа можно рассчитать по формуле

где - коэффициент кратности последовательных измерений (можно принимать =5);

- пороговая чувствительность определения i-го газа по принятой методике АРГ (% об.);

- скорость нарастания i-го газа в соответствии с п.5.4 (% об/мес).

На рис.2 приведена зависимость от скорости нарастания газов для значения = 5.

Рис.2. Зависимость минимальной периодичности диагностики от скорости нарастания газов в масле

7. ДЕФЕКТЫ, ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ В ТРАНСФОРМАТОРАХ С ПОМОЩЬЮ AРГ

С помощью APГ в трансформаторах можно обнаружить три группы дефектов.

7.1. Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова. Основные газы: или в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом. Характерные газы: , , и . Если дефектом затронута твердая изоляция, то заметно возрастают концентрации CO и CO

7.1.1. Перегрев токоведущих соединений может определяться нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением и нагревом места крепления электростатического экрана; обрывом электростатического экрана; ослаблением винтов компенсаторов отводов НН; ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

7.1.2. Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием КЗ контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах; неправильным заземлением магнитопровода; нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.

7.2. Группа 2. Дефекты твердой изоляции могут быть вызваны перегревом и электрическими разрядами.

7.2.1. При перегреве твердой изоляции основными газами являются CO и CO и их отношение (CO/CO) как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются, , , и ; , как правило, отсутствует.

Для того, чтобы отделить старение масла от дефектов твердой изоляции, необходимо учитывать рекомендации п.4.3 и произвести сокращенный химический анализ.

7.2.2. При разрядах в твердой изоляции (ползущий разряд) основными газами являются и , а характерными газами любого содержания - и . При этом отношение CO/CO, как правило, меньше 5.

7.3. Группа 3. Электрические разряды в масле определяются частичными разрядами, искровыми и дуговыми разрядами.

7.3.1. При частичных разрядах основным газом является ; характерными газами с малым содержанием - и .

7.3.2. При искровом и дуговом разрядах основными газами являются и ; характерными газами с любым содержанием - и .

7.4. 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.

7.5. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и меньше объем ремонтных работ.

7.6. Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по объективным причинам это невозможно осуществить (по распоряжению руководства системы с учетом требований завода-изготовителя), трансформатор остается включенным и его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и проводить APГ с ранее принятой периодичностью ().

8. ДИАГНОСТИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ APГ

8.1. Периодичность проведения APГ для нормально работающих трансформаторов устанавливается один раз в 6 мес.

8.2. Для вновь вводимых в работу трансформаторов или прошедших капитальный ремонт с полным или частичным сливом масла анализ проводится перед вводом в эксплуатацию, в течение первых 3 сут работы, через неделю, две недели, месяц, 3 мес., 6 мес. и далее через каждые 6 мес.

8.3. Для трансформаторов с предполагаемым дефектом периодичность отбора проб масла устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов, скорости их нарастания согласно п.6.4.

8.4. Если в результате анализа и 10% в месяц, то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль газов производится по графику один раз в 6 мес.

8.5. Если в результате анализа , но >> 10% в месяц, то трансформатор следует взять под учащенный контроль с периодичностью APГ, определенной по п.6.4.

По способу охлаждения трансформаторы делятся на сухие и масляные. У сухих трансформаторов обмотки и сердечник охлаждаются окружающим воздухом. Эти трансформаторы менее пожароопасны, чем масляные, так как в них горючим материалом является лишь твердая изоляция — бумажно-бакелитовые цилиндры, а также бумажная и хлопчатобумажная изоляция обмоток, пропитанная лаками.

Современные мощные трансформаторы имеют преимущественно масляное охлаждение: естественное или искусственное. С введением в трансформатор минерального масла увеличивается пожарная опасность, так как масло горит, а пары его в смеси с воздухом воспламеняются под действием электрической дуги, искр и т. п.
Минеральное изоляционное масло (трансформаторное) является продуктом дробной перегонки нефти. Масло обладает хорошими электроизоляционными свойствами. Благодаря своей малой вязкости и высокой текучести оно глубоко проникает в поры волокнистой изоляции (бумага, картон и др.), повышая ее электрическую прочность. Одновременно масло является хорошим переносчиком тепла и используется для охлаждения трансформаторов. Благодаря хорошим электроизолирующим свойствам и доступности масла оно широко применяется не только в трансформаторах, но также в выключателях, реакторах, реостатах, конденсаторах и кабелях.

Когда и чем опасен трансформатор

Горючими материалами в масляных трансформаторах являются: изоляционное масло, применяемое в больших количествах, деревянные детали (планки для крепления отводов, клинья, ярмовые балки — у трансформаторов малых габаритов), а также бумажная и хлопчатобумажная изоляция обмоток. В сухих трансформаторах минеральное масло отсутствует, а остальные горючие материалы аналогичны применяемым в масляных трансформаторах.

Эксплуатация трансформаторов протекает в большинстве случаев в таких условиях, при которых возможно воспламенение и горение изоляции. Так, в сухих трансформаторах при сильных перегревах обмоток хлопчатобумажная изоляция, пропитанная лаками, может воспламениться и гореть под воздействием кислорода окружающего воздуха.

В масляных трансформаторах при перегреве обмоток и магнитопровода или при образовании электрических дуг изоляционное масло может воспламениться, причем вероятность его воспламенения возрастает при перегреве масла, например, вследствие перегрузки трансформаторов. Так как в масле постоянно содержится некоторое количество растворенного кислорода и в него все время проникает воздух через отверстие в дыхательной пробке, то при работе трансформаторов всегда имеются условия для воспламенения масла. Газы, образующиеся при термическом распаде масла, могут прорвать стенку или крышку бака, и тогда горение масла получает полное развитие, превращаясь в пожар.

Перегрев и воспламенение изоляции трансформаторов возникают при различных аварийных явлениях, к которым относятся и различные короткие замыкания: межвитковые, между фазами, между фазой и корпусом, между обмотками высшего и низшего напряжения. Причинами коротких замыканий могут служить: плохое выполнение изоляции катушек заводом-изготовителем, например, повреждение ее во время запрессовки катушек, длительные перегрузки трансформаторов, при которых изоляция быстро стареет и становится хрупкой, замыкание отводов-проводов, отходящих от обмоток к выключателям, и др.

Большие переходные сопротивления в местах соединения в трансформаторе образуются на участках с плохо выполненными соединениями обмоток или обмоток и кабелей, идущих к выключателю, а также в других местах. В сухих трансформаторах участки с плохим контактом между токоведущими элементами (провода, стержни, шины) начинают дымить и могут вызвать обугливание изоляции обмоток и ее воспламенение. В масляных трансформаторах вокруг мест с большими переходными сопротивлениями начинается термическое разложение масла на газообразные части. На это обычно реагирует газовое реле. В трансформаторах без газового реле и других сигнальных и защитных устройств разложение масла приводит к тяжелым авариям.

Пожар в стали магнитопровода
Это явление заключается в чрезмерном нагреве вихревыми токами какой-либо части магнитопровода вследствие нарушения изоляции между листами стали или между магнитопроводом и стягивающими его шпильками. Перегрев магнитопровода может привести к разложению масла и к его воспламенению.

Внутренние разряды (перекрытия) с образованием электрической дуги в масле
Перекрытия могут возникать между обмотками высшего и низшего напряжения, между обмоткой высшего напряжения и стенкой бака трансформатора, а также по поверхностям фарфоровых изоляторов. Они образуются вследствие снижения электрической прочности масла при его увлажнении и загрязнении либо вследствие возникновения перенапряжений, вызываемых атмосферным электричеством или коммутационными процессами в системе нескольких включенных трансформаторов. В загрязненном и увлажненном масле, как правило, происходит длительный искровой разряд, который может перейти в дугу, вызывающую термическое разложение масла и даже его воспламенение. При перенапряжениях искровые разряды образуются даже в чистом масле.

На возникновение перекрытий также реагирует газовое реле, которое своевременно отключает трансформатор от сети. При отсутствии или несрабатывания газового реле и других приборов защиты длительно горящая электрическая дуга может вызвать сильный перегрев масла и его воспламенение. В сухих трансформаторах перенапряжения приводят к пробою твердой изоляции, а при длительно горящей дуге — к воспламенению изоляции. Из других причин, вызывающих опасные нагревы и воспламенения изоляции в трансформаторах, следует отметить понижение уровня масла в баках в результате утечки.

Опасность масляных выключателей

Масляные выключатели служат для отключения цепей переменного тока высокого напряжения и большей мощности под нагрузкой. Различают масляные выключатели с большим объемом масла (более 60 кг) — баковые и с малым объемом масла — горшковые.

В многообъемных масляных выключателях масло используется не только для гашения дуги, но и для изоляции токоведущих частей от стенок заземленного бака и друг от друга. В малообъемных масляных выключателях масло служит исключительно для гашения дуги, а токоведущие части от стенок бака изолируют при помощи твердых электроизоляционных материалов, а также воздуха.

Малообъемные масляные выключатели надежнее, чем многообъемные. Опасность взрыва или пожара от них значительно меньше, чем от баковых, так как масло применяется в небольших количествах, не превышающих 10–25 кг. Они применяются при напряжении в установках до 10 кВ и токе до 1000 А. Металлические горшки выключателей находятся под напряжением. В момент разрыва цепи между неподвижным розеточным контактом и подвижным стержнем возникает электрическая дуга, которая разлагает масло. Продукты разложения масла (водород, ацетилен, метан, этилен и др.) создают давление в дугогасительной камере. Возникает дутье масла и газов через щели камеры (поперечное) и продольное вслед за подвижным стержнем. Дуга деионизируется и гасится. Продукты разложения масла (газы с воздухом) взрывоопасны. В этом их пожарная опасность.

Причинами пожаров и взрывов масляных выключателей могут быть:

1. Недостаточный слой масла над контактами. Газовые пузыри, возникающие при гашении дуги, прорывают этот слой и образуют с воздухом взрывчатую смесь, которая может взорваться. Такая опасность создается в тех случаях, когда температура прорвавшихся газов и концентрация газовой смеси достаточны для самовоспламенения.
2.Наличие очень толстого слоя масла над контактами. Газовые пузыри при горении дуги энергично вытесняют масло. Оно быстро поднимается вверх и ударяет в крышку выключателя. Удар в крышку может быть такой силы, что она оторвется, а масло выплеснется из выключателя. Продолжающая гореть электрическая дуга может вызвать воспламенение оставшегося в выключателе масла.
3.Образование мощных электрических дугпри весьма больших токах короткого замыкания. Такие дуги масляный выключатель не всегда способен погасить. При длительном горении дуги выделяется из масла большое количество газов, вызывая быстрое повышение давления в выключателе. Давление может достигнуть такого предела, при котором выключатель взрывается. Взрыв, как правило, сопровождается воспламенением масла.
4. Неисправность выключающего устройства в масляном выключателе. В этом случае дуга может длительно гореть, вызывая бурное образование газов и быстрое повышение давления внутри выключателя. Непрерывно увеличивающиеся в объеме газовые пузыри могут прорваться через слой масла, не рассчитанный на такое большое давление. Кроме того, масло может быстро подняться и ударить в крышку выключателя, что приведет к таким же последствиям, как при наличии очень толстого слоя масла над контактами.
5. Образование внутренних искровых перекрытий, которые часто переходят в дуги. Перекрытия могут возникать между контактными устройствами, принадлежащими различным фазам, а также между контактными устройствами и стенкой бака выключателя. Причиной образования перекрытий может служить низкая электрическая прочность масла, связанная с его увлажнением и загрязнением продуктами старения и термического распада, образующимися при многократных выключениях.

В автогазовых безмасляных выключателях дуга гасится газами, обильно выделяемыми стенками газогенерирующих изоляционных материалов, к которым относятся фибра, органическое стекло и полихлорвинил. Автогазовые выключатели неопасные в пожарном отношении, но могут успешно работать при небольших мощностях. Существуют также воздушные выключатели, в которых дуга гасится сжатым воздухом. Они рассчитаны на большие мощности, чем масляные выключатели, и безопасны в пожарном отношении, но имеют сложную конструкцию.

Противопожарные мероприятия

Мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность трансформаторов, можно разделить на две группы. К первой относится мероприятие, связанное с оборудованием трансформаторов аппаратами защиты и различными предохранительными устройствами. Во вторую группу входят мероприятия, связаны с рациональным размещением трансформаторов и масляных выключателей, размещением соответствующего оборудования, а также планировкой помещения и открытых площадок и выбором средств тушения пожаров. На трансформаторах в общем случае должна предусматриваться релейная защита от повреждений и ненормальных режимов следующих видов:
— всех видов КЗ, включая и витковые, в обмотках и на выводах;
— замыканий внутри бака маслонаполненных трансформаторов, сопровождающихся выделением газа;
— междуфазных КЗ на ошиновках выводах ВН и НН;
— замыканий на землю на ошиновках выводов ВН и НН;
— токов внешних КЗ; перегрузок обмоток;
— повышения напряжения на выводах;
— нарушений в системе охлаждения;
— возгорания (пожара) масла.

Специальные способы релейной защиты здесь не рассматриваются. К простейшим предохранительным устройствам относятся: газовое реле, выхлопная труба, приборы теплового контроля, плавкие предохранители.

Газовое реле устанавливают на трубе, соединяющей бак трансформатора с расширительным бачком. Оно состоит из корпуса с двумя фланцами. Внутри корпуса расположены друг над другом два латунных поплавка с ртутными контактами. В нормальном состоянии поплавки плавают в масле, и ртуть не замыкает контакты. В аварийном состоянии внутри трансформатора, например, при КЗ, сопровождающихся разложением масла и выделением газов, пузырьки газов, поднимаясь вверх к крышке бака, заполняют корпус реле, вытесняя из него масло в расширительный бачок. С понижением уровня масла поплавки опускаются, и ртутные контакты замыкают сначала верхнего поплавка, а затем нижнего. Контакты верхнего поплавка включают световой и звуковой сигналы, предупреждая обслуживающий персонал, а нижнего — дают сигнал на отключение трансформатора через масляный выключатель. Газовое реле является действенной защитой трансформаторов от внутренних КЗ. Реле срабатывает также при утечке масла из трансформатора. Газовое реле устанавливают на всех трансформаторах мощностью от 560 кВ·А, а в цеховых — мощности 360 кВ·А и выше.
Выхлопная предохранительная трубаимеется на всех трансформаторах мощностью 1000 кВ·А и выше. Она предотвращает разрушение бака при резком повышении давления в трансформаторе в результате выделения газов при термическом разложении масла. Труба сообщается с баком трансформатора и расположена на его крышке несколько наклонно по отношению к горизонту. Верхний торец трубы плотно закрыт стеклянной пластинкой. При значительном увеличении давления внутри бака трансформатора масло и газы поднимаются вверх по трубе и разрушив стекло, выбрасываются наружу, в сторону и вниз.

Приборы теплового контроля (ртутный и ртутноконтактный термометры, дистанционный термометр сопротивления и термометрический сигнализатор) служат для определения температуры верхних, наиболее нагретых слоев масла. При мощности трансформатора более 1000 кВ·А устанавливают терморегуляторы. Увеличение температуры масла выше 95° С свидетельствует о повреждении внутри трансформатора или его перегрузке. Поэтому установка на трансформаторах приборов, контролирующих температуру масла, обязательна.

Сергей Семичаевский, научный сотрудник научно-испытательного центра УкрНИИ гражданской защиты

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.

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:

1. 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).
2. 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
	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:

1. Этилен (C₂H₄): в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С;
2. Метан (CH₄): нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 400. 600 °С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
3. Этан (C₂H₆): нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 300. 400 °С;
4. 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:

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

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

1. 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);
2. Дефекты твердой изоляции, вызванные диэлектрическими потерями и электрическими разрядами, старение твердой изоляции;
3. 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:

1. баллон с газом-носителем;
2. регулятор расхода газа-носителя;
3. устройство ввода пробы;
4. разделительная колонка;
5. детектор;
6. регистрирую­щий прибор (самописец, компьютер);
7. 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.

Читайте также:

  
• Ошибка дмрв бмв е39
  
• Как удалить с диска разделы производителя
  
• Шкода рапид как отключить ходовые огни
  
• Профилактика тормозов киа рио 3
  
• Нужна ли справка об отсутствии судимости при приеме на работу водителем автобуса