В состав газов растворенных в масле нормально работающих силовых трансформаторов входят

Хроматографический анализ трансформаторного масла

Методики определения и оценки характера развивающихся дефектов трансформатора по концентрации растворенных газов

Причины возникновения и измерения водорода в масле

Анализатор водорода и влажности для трансформатора

Образующиеся газы и их обозначение.

2. Особенности газовыделения в масле шунтирующих реакторов

3. Ключевые газы, наиболее характерные для определенного вида дефекта

4. Допустимые уровни концентраций газов, растворенных в масле реакторов

5. Определение вида и характера развивающегося дефекта по критериям отношений концентраций пар газов

7. Периодичность контроля

8. Эксплуатационные факторы, влияющие на результаты анализа растворенных газов в масле реактора

9. Основы диагностики технического состояния реактора в эксплуатации по результатам хроматографического анализа растворенных газов в масле

Обновлено: 29.01.2025

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.

Если трансформатор работает нормально и бездефектно, то в масле через некоторый промежуток времени в небольших количествах появятся только двуокись и окись углерода, иногда метан, а также кислород и азот. Наличие других газов свидетельствует о протекании в трансформаторе нежелательных процессов, например, разложения масла и бумажной изоляции. Суть метода хроматографического анализа заключается в измерении концентраций растворенных в масле газов. Эти концентрации в дальнейшем используются для определения типа развивающихся дефектов.

Приведем перечень ключевых газов, появление которых в масле наиболее характерно для дефектов трансформатора:

водород – частичные разряды, искровые и дуговые разряды;
ацетилен – электрическая дуга, искровые разряды;
этилен – нагрев масла и твердой изоляции до температуры, превышающей 600 °С;
метан – масло и твердая изоляция греются до температур 400-600 °С, нагрев изоляции сопровождается разрядами;
этан – масло и бумага греются до температур 300-400 °С;
оксид и диоксид углерода – увлажнение изоляции, возможно старение масла и (или) бумаги;
диоксид углерода – нагревается бумажная изоляция.

Методики определения и оценки характера дефектов в трансформаторе в большинстве случаев основаны на расчете соотношения разных пар газов. Основная разница заключается в количестве исследуемых газов и комбинациях пар этих газов. Например, в методике Роджерса используется три соотношения пяти газов, методике Дорненбурга – четыре соотношения пяти газов, методике МЭК (IEC 60599) – три соотношения пяти газов и т.д. Для измерения концентраций газов используется DGA-тестер (анализатор растворенных газов).

Точка строится следующим образом. Полученные концентрации газов С₂Н₂, С₂Н₄, СН₄ переводятся в процентные содержания, каждое из которых откладывается на соответствующей стороне треугольника. Из каждой точки на стороне треугольника проводятся три линии параллельно отстающей стороне и их пересечение даст искомую точку для диагностики дефекта.

Возникает вопрос: а существует ли более простая альтернатива треугольника Дюваля? Для получения первичной информации о состоянии трансформатора можно использовать измерение концентрации и динамику ее изменения для одного газа – водорода. Обычно этой информации достаточно как минимум для того, чтобы принять обоснованное решение о проведении более глубокой диагностики на основе большего количества газов.

Водород появляется в трансформаторном масле в качестве рекомбинационного газа при разрыве самых слабых С-Н-связей под действием частичных разрядов в результате реакции ионизации.

Почему для получения первичной информации о состоянии трансформатора удобно использовать водород? Существует несколько причин. Во-первых, водород – это один из первых газов, образующихся при возникновении проблем в трансформаторе. Он начинает выделяться уже при температуре 150 °С. Во-вторых, измерение водорода в масле удобно проводить в силу того, что этот газ характеризуется низкой растворимостью в масле и высокой способностью к диффузии, поэтому его легче обнаружить даже в небольших концентрациях, диагностировав таким образом возможный дефект еще на начальном этапе.

Быстрое определение водорода в трансформаторе дает запас времени на проведение полного хроматографического анализа растворенных газов (если это необходимо).

Экспресс-измерения водорода выполняются с помощью специальных приборов. Один из таких приборов разработан специалистами компании GlobeCore. Он получил название TOR-2.

Прибор для измерения уровня водорода в масле TOR-2 имеет компактные размеры и небольшую массу, поэтому легко переносится и транспортируется к месту эксплуатации трансформатора для анализа отобранных проб. ТOR-2 предоставляет самый нужный набор параметров для оперативной диагностики дефектов трансформатора. С его помощью определяется водород в трансформаторном масле и содержание воды в минеральных маслах и маслах на эфирной основе.

Основные преимущества прибора TOR-2:

обучение работе с прибором занимает всего несколько часов, а тестирование масла выполняется одним человеком просто и быстро;
высокая скорость измерений. После отбора пробы необходимо включить прибор и запустить процесс измерений. Первые результаты будут доступны на LCD-панели уже через десять минут;
для удобства эксплуатации и обработки данных в прибор встроен мини-принтер, с помощью которого всегда можно распечатать чек с результатами испытаний;
высокая точность измерений, которая достигается за счет конструктивных особенностей датчиков и их прямого контакта с маслом. На работу емкостного датчика влагосодержания не влияют загрязнения, которые содержаться в пробе масла. А датчик водорода обнаруживает только водород и не чувствителен к другим газам;
прибор универсален и может использоваться для диагностики и предупреждения развития дефектов не только в трансформаторах, но и в маслонаполненных кабелях, высоковольтных вводах, шунтирующих реакторах и устройствах РПН.
Таким образом, электроэнергетические компании получают простое решение, которое обеспечивает безаварийную работу электротехнического оборудования.

Для получения дополнительной информации воспользуйтесь одним из контактов, который вы можете найти в соответствующем разделе сайта.

Методика анализа растворенных в трансформаторном масле газов начала применяться в конце 60-х начале 70-х годов прошлого столетия. В настоящее время она позволяет успешно предупреждать и определять причины коротких замыканий в маслонаполенном оборудовании (силовых и измерительных трансформаторах, масляных выключателях).

Этот метод, выполняемый в соответствии со стандартами ASTM D3612 или IEC 60567, на сегодняшний день является наиболее востребованным и самым важным диагностическим тестом для анализа трансформаторного масла, поскольку изоляция трансформатора разрушается как от чрезмерного перегрева или перегрузки. Газ, как побочный продукт подобных ситуаций, может указать на причины и условия возникновения повреждений.
Растворенные газы могут быть обнаружены в низких концентрациях (на уровне миллионных долей), которые обычно позволяют раннее вмешательство до отказа электрооборудования, в том числе и во время планового технического обслуживания.
Методика DGA предусматривает извлечение или поглощение (абсорбцию) газов из масла, и впрыскивание их в газовый хроматограф (GC).
Для определения концентрации газа, как правило, применяется пламенно-ионизационный детектор (FID) и детектор теплопроводности (ДТП).
Большинство систем также использует метанайзер (methanizer), который преобразовав любую окись углерода и двуокись углерода в метан, после сжигания выявляет газ при помощи очень чувствительного сенсорного датчика FID.
Извлечение газа из масла является одной из наиболее сложных и ответственных этапов процедуры.
При анализе оригинальным методом - ASTM D3612A, для извлечения наибольшей части газа, требуется, чтобы обработка проб масла происходила в условиях высокого вакуума, в стеклянной герметичной системе.
Газ собирается и измеряется в специально градуированной трубке.
Далее газ извлекается из градуированной колонки через перегородку газонепроницаемым шприцем и сразу вводится в GC.
Однако в данном измерительном приборе применяется ртуть. А так, как в настоящее время в современных лабораториях, ртуть не применяется из-за опасности для жизни людей. По этой причине были разработаны два дополнительных метода извлечения газа, исключающие применение ртути.
Один из них - это метод прямой инъекции ASTM D3612B.
При этом методе извлечение газов из масла и анализ газов происходит внутри газового хроматографа.
Первоначально разработанный в середине 1980-х годов для этих целей, метод предполагает впрыскивание образца масла в контур хроматографа.
При запуске хроматографа, образец масла с контура переходит через серию клапанов к металлической сфере испарителя.
Газ-носитель, проходя через испаритель, извлекает растворенные газы из масла, которые затем переносятся в хроматографическую колонку, где происходит их разделение и затем проходит через датчик.
Масло смывается с поверхности сферы и выдувается из системы до ввода следующей пробы.
Еще один, новейший метод, который был одобрен около года назад, называется методом парофазы (методом свободного пространства) ASTM D3612C.
Эта технология использовалась для анализа растворенных газов в течение почти десятилетия. Тем не менее, технология стала надежным стандартным методом только несколько лет назад, когда Джоселин Жальбер (Jocelyn Jalbert) из Hydro-Quebec усовершенствовала метод парофазы с использованием инструментов Hewlett Packard (теперь Agilent Technologies).
Второй метод предполагает введение определенного объема масла в очищенную и герметичную (вакуумированную) емкость. Затем проба масла подогревается и перемешивается до установления равновесия между жидкой и газовой фазами.
После определенного времени, автоматическим пробоотборником часть газа удаляется из испытательной емкости и впрыскивается в газовый хроматограф.
Хотя метод ASTM D3612A известен давно, он до сих пор широко используется и сегодня.
Преимуществом этого метода является то, что он может быть автоматизирован, что снижает риск ошибки оператора при обработке образца в процессе подготовки и инъекции.
Конечно, у каждого метода есть свои преимущества и недостатки. Ни один из методов не обеспечивает полное извлечение всех газов из масла. Это связано с коэффициентом растворимости каждого газа, которые должны учитываться при заключительном определении концентрации.
Преимущество в том, что из большинства оборудования, образцы масла можно брать в любое время без остановки оборудования для технического обслуживания, что помогает при диагностике и определении потенциальных неисправностей.
Тем не менее, альтернативные методы, которые более легко автоматизировать, получают все больше признание, так как они доказали свою надежность.
Лаборатории должны также работать с коммерческими поставщиками, разработка газовых и в масле стандартов или они должны быть готовы сами стандарты, так как они не являются в настоящее время из национальных органов по стандартизации, таких как NIST.
Для развития стандартов исследований газа и газа в масле, лаборатории должны сотрудничать с коммерческими поставщиками, или же готовить стандарты самостоятельно, так как в настоящее время он не согласованы национальными органами по стандартизации, таких как NIST.
Повторяемость и точность испытаний также имеют огромное значение, так как небольшие изменения, даже несколько ppm в некоторых случаях может означать разницу между активно развивающимися предпосылками повреждения, что требует немедленного вмешательства или тот, который является стабильной и не требует внимания.
Так же, как с промышленным анализом масла, эффективная практика отбора проб имеет большое значение для получения точных данных DGA.
Основные газы, такие как водород и угарный газ легко могут легко испариться из образца из-за их низкой растворимости в масле.
Для того чтобы свести к минимуму потери газов, ASTM D3613 требует чтобы образцы проб содержались в газонепроницаемых стеклянных шприцах или металлических колбах.

К типичным газам, образующимся из минерального масло и целлюлозы (бумаги и картона) в трансформаторах, относятся:
• водород Н2;
• метан CH4;
• этан C2H6;
• этилен C2H4;
• ацетилен С2Н2;
• угарный газ CO;
• углекислый газ CO2.

Дополнительно, всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформаторе.
Кроме того, также могут выделяться такие газы как пропан, бутан, бутен и другие, но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.
Концентрации различных газов предоставляет информацию о типе зарождающейся неисправности, а также серьезности повреждения.
Например, четыре категории общих повреждений были описаны и охарактеризованы в таблице 1.

1.1. В течение многих лет метод АРГ в масле используется для диагностики трансформаторного оборудования 3, в том числе и мощных шунтирующих реакторов. Данный метод применяется для обнаружения зарождающихся дефектов, контроля развивающих дефектов и объяснения возможных причин уже произошедших аварий или нарушений.

Важнейшим показателем при оценке растворенных газов в масле реактора является скорость их нарастания, которая определяет временной интервал работоспособности реактора.

Использование АРГ основывается на том, что в масле маслонаполненного реактора, в котором имеется и целлюлозная изоляция, как при нормальном старении изоляции, так и при возникновении или наличии дефекта выделяются газы, указанные в табл. 1.

Таблица 1

Газ	Обозначение	Примечание
Водород	H2
Метан	CH4
Этилен	C2H4
Этан	C2H6
Ацетилен	C2H2
Пропилен	С2H6	Факультативно
Пропан	С2Н8	Факультативно
Оксид углерода	СО
Диоксид углерода	СO2
Кислород	O2
Азот	N2
Неполный объем	НОРГГ	(=H2+СH4+C2H4+C2H6+C2H2)
растворенных горючих газов

Наиболее достоверные оценки дает диагностика путем сравнительной оценки значений контролируемых параметров для выделения реакторов с отклоняющимся поведением параметров.

Для реакторов с отклоняющимся поведением параметров оценка степени опасности и принятия рекомендаций по дальнейшей эксплуатации (повторный контроль через определенный период или выполнение ревизии) проводится на основании сравнительных оценок, учитывающих как абсолютные значения, так и скорости нарастания растворенных в масле газов.

1.2. Хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) в масле выполняется в соответствии с Методическими указаниями по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов (РД 34.46.303-98) (устройство для отбора проб масла в реакторе идентично устройству в силовых трансформаторах), обеспечивающий:

Определение концентраций газов, указанных в табл. 1.
Предел обнаружения, применяемая аппаратура и появление газов в масле в соответствии с пп. 1.1.2, 1.1.3 и 1.2 РД 153-34.0-46.302-00.

пространственная бронестержневая магнитная система;
наличие немагнитных вставок и, как следствие, наличие зон касания разнородных материалов (металла и фарфора);
большое число проводящих активных (электротехническая стать магнитопровода, медь обмотки, магнитные и электростатические экраны) и неактивных (детали стяжки и прессовки) элементов конструкции, находящихся в области сильного электромагнитного поля;
система амортизации колебаний активной части и др. Указанные особенности приводят к повышенным, по сравнению с трансформаторами, вибрациям активной части и бака реактора, образованию мест локальных потерь и нагревов, появлению точек вероятных низкоэнергетических разрядов.

Условия эксплуатации реакторов, как правило, более тяжелые, чем у трансформаторов, вследствие:

частых коммутаций;
частых перенапряжений;
постоянства полной нагрузки (реактор всегда работает в режиме максимальной мощности).

Все сказанное приводит к иным по интенсивности, чем в трансформаторах, физическим и химическим процессам, которые иначе воздействуют на масло и соответственно приводят к другому характеру газообразования в реакторах.

Дефекты электрического характера:
- водород - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;
- ацетилен - электрическая дуга, искрение.
Дефекты термического характера:
- этилен - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С;
- метан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 400-600 °С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
- этан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 300-400 °С;
- оксид и диоксид углерода - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;
- диоксид углерода - нагрев твердой изоляции.

Определение ключевого и характерных газов.

Ключевой и характерные газы определяются из газов H2, СH4, C2H2,C2H4, C2H6.
За ключевой газ принимается газ, имеющий наибольшую величину по абсолютному значению. При делении абсолютного значения самого на себя ключевой газ принимается за единицу.
Характерные газы определяются в долях делением абсолютного значения каждого газа на абсолютное значение ключевого газа.

Вид дефекта и возможные последствия.

Выше было указано, что каждый ключевой газ может быть идентифицирован по определенному виду дефекта. Существуют четыре основных вида дефекта, которые приведены в табл. 2. Все остальные дефекты являются производными от них.

Ключевой газ преобладает в составе газов, но иногда и другой газ может иметь высокую концентрацию. Это связано с тем, что в широком диапазоне температур каждый газ при определенной температуре достигает максимального уровня выделения [6].

Необходимо отметить, такие газы, как H2, СH4; CO2 и СО выделяются и при естественном старении изоляции.

Таблица 2

Вид дефекта	Ключевой газ	Характерные газы	Возможные причины
Перегрев проводника	C2H4	СH4 и H2, C2H6 в меньших концентрациях	Дефекты контактов в отводах, дефекты пайки и проводов в обмотках, замыкание листов стали в магнитных шунтах и др.
Перегрев масла	СH4	C2H4 и H2, C2H6 в малых концентрациях	Образование паразитных контуров, дефекты маслонасосов, перегревы поверхности бака, плохие контакты в магнитных шунтах и др.
Частичные разряды	H2	СH4, C2H6 и C2H2 в малых концентрациях	Изоляция активной части, высоковольтные вводы
Дуговые и искровые разряды	H2 и C2H2	СH4 и C2H4 в меньших концентрациях	Витковые замыкания в обмотке, замыкание параллелей, нарушение контактов в цепи заземления и др.

4.1. Критерий граничных концентраций позволяет выявлять реакторы с развивающимися дефектами. Такие реакторы обязательно берутся под контроль, соответственно производится учащенный отбор проб масла с выполнением АРГ, пока не будет ясно его техническое состояние.

4.2. Значения граничных концентраций газов определены по результатам статистической обработки ХАРГ масла из более чем 70 реакторов со сроком наработки от 1 года до 5 лет с последующим пересчетом на 25 лет эксплуатации, исходя из скорости износа изоляции 7.

4.3. На базе полученных результатов была разработана трехуровневая классификация граничных концентраций газов:

уровень 1 - средние значения плюс среднеквадратичное отклонение (ст)
индивидуальных газов и НОРГГ;
уровень 2 - средние значения плюс 2 ст индивидуальных газов и НОРГГ;
уровень 3 - средние значения плюс 3 ст индивидуальных газов и НОРГГ.

4.4 Введение уровневой методики основывается на комбинациях индивидуальных газов и НОРГГ.

уровень 1: если НОРГГ не превышает первый уровень, то реактор работает в нормальном режиме, а его техническое состояние удовлетворительное.
уровень 2: НОРГГ в пределах этого уровня указывает на то, что он выше нормального. В реакторе проявляется какая-то неисправность или зарождается дефект. Требуется взять реактор под наблюдение, определить ключевой и характерные газы, а также определить скорость роста концентраций газов. Частота отбора проб масла - в табл. 4.
Уровень 3: НОРГГ в этих пределах указывает на то, что в реакторе, возможно, имеются один иди несколько развивающихся дефектов, как правило первоначально на периферии (вне обмоток) в масле, но возможно затронута и твердая изоляция. Это определяется по составу растущих газов (если наблюдается). В этих случаях необходимо производить отбор проб масла на АРГ в соответствии с табл. 4 с целью определения скорости роста концентраций индивидуальных газов и НОРГГ, а также ключевого и характерных газов.

Таблица 3

Уровень	H2	СH4	C2H2	C2H4	C2H6	СО	CO2	НОРГГ	Общее газосодержание, %
1	150	300	15	100	100	800	2500	665	2
2	250	600	30	300	200	1000	4000	1380	3
3	500	800	50	500	300	1200	6000	2150	4

Таблица 4

Примечания:

Уровень состояния реактора определяется либо по НОРГГ, либо по индивидуальному газу. Например, если НОРГГ между 666-1380 ррт, это указывает на уровень 2. Если метан выше 800 ррт, то состояние реактора соответствует уровню 3.
Зависимость от режимов работы определяется в том случае, если имеются частые и нечастые отключения и включения по режимам сети.

При достижении уровня 3 важнее определить скорости ключевого и характерных газов, чем их количество. На основании роста газов и их количества определяется техническое состояние реактора. Единственное исключение составляет появление в масле ацетилена (C2H2), который (как правило) всегда связан с дуговым разрядом в реакторе. Небольшое количество ацетилена в масле может быть вызвано разовым дуговым разрядом в реакторе, который мог произойти от воздействия волны от близкого грозового разряда или других перенапряжений. Однако если при проведении АРГ роста ацетилена не наблюдается и его величина не превышает уровня 3, эксплуатацию реактора можно продолжать. Если наблюдается интенсивный рост C2H2, то это указывает на наличие в реакторе дугового разряда и соответственно на то, что дальше использовать его в работе нельзя.

4.5. Возникновение в масле реактора только одного газа - водорода.

В ряде случаев причиной интенсивного газообразования в масле марки ГК могут быть не внутренние дефекты, а особенности химических реакций между различными материалами. Так, возрастание концентрации только одного водорода без заметного роста других газов (СH4, C2H2, C2Hi и C2H6) является показателем именно его химического генерирования. В этом случае диагностика реактора только по содержанию водорода неверна. Лишь комплексный хромато- графический анализ дает объективную картину состояния изоляции реактора.
Водород, возникший в результате указанной химической реакции, имеет тенденцию к медленному снижению (от одного года до нескольких лет). Диагностику состояния реактора по газосодержанию в этих обстоятельствах необходимо осуществлять с учетом данного факта.

Для определения вида и характера повреждений в реакторе повреждений используются отношения концентраций следующих газов: водорода (H2), предельных углеводородов - метана (СH4) и этана (C2H6) и непредельных - ацетилена (C2H2) и этилена (C2H4).

Рекомендуется использовать отношения концентраций газов с уровня 2 (табл. 3) состояния масла в реакторе.

Вид развивающихся в реакторах дефектов (тепловой или электрический) ориентировочно определяется по отношению концентраций пар из четырех газов: H2, СH4, C2H2 и C2H4.
Условия нагревных процессов в реакторе:
C2H2/C2H4 0,5.
Условия электрических процессов в реакторе:
C2H2/C2H4>0,1 и СH4/H2 > 0,5.
Условия нагревных и электрических процессов в реакторе:
C2H2/C2H4>0,1 и СH4/H2 > 0,5.
или
C2H2/C2H4 30,0 ppm/мес. - предполагается наличие дефекта в реакторе.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле реактора, должен осуществляться перед включением в работу и далее после включения:
в течение первой недели;
через 1 месяц;
через 3 месяца;
через 6 месяцев;
далее после 6 месяцев наработки в соответствии с табл. 4.

Отсчет срока выполнения ХАРГ ведется от даты включения реактора в постоянную эксплуатацию.

Периодичность АРГ для реакторов с развивающимися дефектами определяется динамикой изменения концентраций газов.

Все дефекты можно подразделить

на мгновенно развивающиеся (от долей секунды до нескольких часов);
быстро развивающиеся (от недель до месяцев);
медленно развивающиеся (годы).

Как правило, в реакторах шла РОМБСМ-60000/500 случаи стремительного развития дефектов и соответственно аварийных процессов не наблюдаются, что связано с конструкцией данного реактора. Поэтому методом ХАРГ в масле обнаруживаются медленно и быстро развивающиеся дефекты.

В случае выявления факта роста концентрации газов в масле реактора выше уровня 1 табл. 3 периодичность отбора проб производится в соответствии с табл. 4.

8.1. На результаты АРГ в масле реакторов влияют следующие эксплуатационные факторы:

сроки наработки;
постоянство или работа с отключениями и включениями в зависимости от режима сети (режим работы реактора);
воздействие близких токов короткого замыкания;
воздействие грозовых импульсов от близких ударов молний в линию электропередач;
перегревы из-за дефектов системы охлаждения;
проведение сварочных работ на баке;
повреждение маслонасосов;
замена силикагеля;
слив и долив масла;
дегазация масла;
время, температура и нагрузка реактора при отборе пробы масла;
ошибки при взятии проб масла;
сезонные колебания.

8.2. Техническое состояние реактора в ряде случаев может влиять на результаты АРГ масла. В частности, при эксплуатации могут произойти нарушение прессовки обмоток и магнитопровода, изменение состояния подшипников маслонасосов, повышение вибрации локального места стенки или всего бака в целом. Это приводит, как правило, к повышенным нагревным процессам. Поэтому в процессе осмотра реакторов во время эксплуатации надо определять на слух акустический уровень шума конкретного реактора относительно остальных. Если имеются изменения, то необходимо выполнить вибрационное обследование реактора с целью подтверждения изменений и определить уровень вибрации и ХАРГ.

Нормально допустимый уровень виброперемещения стенки бака реактора в эксплуатации должен быть не более 60 мкм, а системы охлаждения - 85 мкм.

Уровень НОРГГ, мкл/л (ррт)

Скорость роста НОРГГ,
% в месяц (ррт в месяц)

Периодичность контроля

Рекомендации

1381- 2150 и более

При обследовании группы реакторов, эксплуатирующихся в одинаковых условиях, на ХАРГ масла необходимо определить, имеется ли в данной группе реактор с отклоняющимися параметрами, если да, то ему должно быть уделено повышенное внимание.
Признаки удовлетворительного состояния реакторов:
Концентрация НОРГГ не превышает уровня 1 табл. 3.
Один из всех индивидуальных газов не более абсолютных величин уровня 3.
Относительная скорость увеличения концентрации НОРГГ не более 10 %/мес.
При превышении относительной скорости 10 %/мес. (с учетом п. 6.6) руководствоваться требованиями табл. 4, уровень 1.
При превышении концентрации НОРГГ, уровень 1, руководствоваться требованиями табл. 4, уровни 2 и 3. Провести анализ индивидуальных газов и определить ключевые и характерные газы.
При CO2 > 2500 ррт провести контроль общего газосодержания масла из реактора.
При превышении концентрации НОРГГ и индивидуальных газов уровня 3 и величины относительной скорости более 30 ppm/мес. провести консультации с заводом-изготовителем и запланировать отключение.

9.6. В данной диагностике соотношения CO2/CO не рассматриваются, поэтому при диагностике состояния реактора надо ориентироваться на абсолютные величины, указанные в табл. 3.

Читайте также: