Диагностика трансформаторов по хроматографическому анализу

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

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев [1, 14].

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н 2 , ацетилен С 2 Н 2 , этан С 2 Н 6 , метан СН 4 , этилен С 2 Н 4 , окись СО и двуокись СО 2 углерода.

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

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

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

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

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

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

СО 2 /CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан , этилен и этан; ацетилен , как правило, отсутствует.

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

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

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

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

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

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

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

прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (деструкции) изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопутствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси углерода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммарной концентрации СО и СО 2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции. Образование фурановых производных является прямым следствием старения бумажной изоляции.

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

9.8. Ремонт трансформаторов

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

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

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

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

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

капитальный ремонт без замены обмоток;

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

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

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

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

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

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

характеристики изоляции не выходят за пределы нормированных значений;

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 9.6. Принципиальная схема сушки изоляции трансформатора

В [9, 10] приводятся аналитические выражения для расчета параметров намагничивающей обмотки.

При всех способах сушки с помощью термодатчиков

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

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

При полном или сокращенном хроматографическом анализе трансформаторного масла исследуются его химические и физические свойства, степень окисления под воздействием внешних катализаторов, концентрация растворенных газов. Этот способ позволяет выявить дефекты, повреждения в твердой изоляции электрооборудования, отдельных конструктивных узлах.

Необходимость проведения испытаний

Со временем трансформаторное масло изнашивается, утрачивает свои качества, перестает соответствовать установленным нормативам по ГОСТу. Диагностика рабочей жидкости необходима, ведь во избежание поломки агрегата важно вовремя обнаружить и устранить имеющиеся неполадки, определить эксплуатационные характеристики самого нефтепродукта.

Испытаниям подлежат следующие показатели масла:

1. Цвет, прозрачность, запах.
2. Наличие газовых фракций, вкраплений воды.
3. Диэлектрическая проницаемость.
4. Тангенс угла диэлектрических потерь.
5. Степень кислотности, вязкости.
6. Способность к окислительным реакциям.
7. Электрическая прочность.
8. Глубина полимеризации.
9. Износ металла.
10. Выявление мелкодисперсных абразивных загрязнителей, полихлорированных бифенилов.

Изменение физических свойств

Физические данные трансформаторного масла, при отклонении от нормы которых электрическое оборудование не будет исправно функционировать:

1. Плотность. В норме при t +20 градусов по Цельсию – 870кг/м 3 .
2. Показатель удельного веса. При нагреве – повышается, при охлаждении – уменьшается. Однако должен уступать льду, чтобы при формировании на дне бака в системе масляного охлаждения не создавалось препятствий для свободной циркуляции.
3. Температура вспышки. В норме – до +135 гр., но не ниже +125 гр. во избежание возгорания или сильного перегрева трансформатора при работе в режиме перегрузки. Следует заметить, что перегрев прибора – частое явление, когда показатель температуры вспышки резко снижается и масло начинает разлагаться.
4. Кислотное число. В ходе испытаний выявляется показатель окисления KOH (гидроксид калия) в 1 г масла. При его наличии изоляционная обмотка трансформатора неизбежно повреждается.

Изменение электрических свойств

Электрические показатели трансформаторной жидкости должны соответствовать нормативам, хотя в процессе эксплуатации изменяются и также нуждаются в проверке. Для определения качества масла учитываются:

1. Изоляционные данные.
2. Диэлектрическая прочность и потери в изоляции.
3. Пробивное напряжение с учетом класса электрооборудования. При работе агрегата под напряжением 15кВ пробивное должно быть в 2 раза выше – 30кВ. Если напряжение – 220-500кВ, то пробивное – 60кВ.
4. Содержание механических примесей воды (%).

Как проводить анализ

Исследование масла проводится поэтапно:

1. Берутся образцы на пробу.
2. Подбирается оптимальная методика для испытаний, определяется проходимость электрического тока в условиях определенной температуры.
3. Подводятся итоги. Составляется протокол с указанием результатов проведенных тестов. Выдается заключение о степени соответствия испытуемого масла нормативам.

Получение образцов

Образцы рабочей жидкости можно получить только в тепличных условиях, т.е. техническим персоналом в специальной лаборатории. Например, забор растворенных газов производится специальным стеклянным шприцем. Перед отбором образцов в учет берется множество факторов:

• осадки;
• температура;
• экологические переменные.

Для получения более точных результатов проверок подбирается безветренная погода, чтобы случайно не попал мусор или пыль. Относительная влажность воздуха – не более 70%.

Свежие

Свежее масло поступает с завода-изготовителя. Подлежит проверке, если выявлены или подмечены отклонения от нормативов по содержанию газов и влаги.

Свежие, подготовленные к заливке

Проверки проводятся перед заливкой в оборудование.

Важно, чтобы масло соответствовало свежему и всем нормируемым показателям.

Регенерированные

Трансформаторное топливо считается пригодным к использованию, если:

• прошло регенерацию и восстановлено;
• соответствует нормативно-технической документации.

Эксплуатационное масло

Жидкость подлежит испытаниям на соответствие уже после того, как уже залито в оборудование и эксплуатируется.

Проверка

Обслуживающий персонал с навыками работы на персональном компьютере и любыми видами проверочного оборудования проводит различные анализы.

Важно! Своевременная проверка масла предотвратит аварии в энергосистемах. Именно так удается снизить ремонтные и непредвиденные расходы на предприятиях, избежать ненужных финансовых потерь.

Подведение итогов

По итогам проверок специалисты выдают заключение о степени пригодности трансформаторной жидкости к эксплуатации или необходимости ее замены на свежую.

Методики анализа

Для проведения качественной диагностики, состояния трансформаторов проводится анализ:

• полный;
• химический сокращенный;
• химический хроматографический.

Сокращенный химический

Масло служит смазкой в роторных и силовых агрегатах. Сокращенный анализ имеет некоторые отличия от лабораторного, но незаменим если топливо:

• свежее с завода, но каустобиолитового происхождения;
• регенерированное, но не соответствует эксплуатационным нормам и требует восстановления.

Хим. анализ выявляет следующие показатели:

• пробивное напряжение, хотя проводимость масла от него не зависит;
• наличие воды и шлаков по внешнему виду горючего;
• кислотное число с выявлением показателя в специальной лаборатории;
• определение температуры вспышки с помощью автоматических приборов, фиксирующих температуру воспламенения жидкости при достижении свыше 300 градусов;
• реакция водной вытяжки.

Если изоляционное масло хорошего качества, то реакция по итогам теста должна оказаться нейтральной.

Полный химический

Данный анализ позволяет выявить причины при старении масла, сопоставить срок технической эксплуатации. Проводится в случае подмеченных критичных показателей. При полном химическом:

1. Определяется количество примесей гравиметрическим способом, провоцирующих снижение коэффициента диэлектрической прочности.
2. Проверяется уровень диэлектрических потерь с учетом тангенса угла по итогам теста. Так удается выявить: насколько масло загрязнено или устарело.
3. Выявляется коэффициент влажности для получения информации о допустимом сроке эксплуатации масла. Вода в масле может указывать на работу трансформатора в перегруженном режиме или степень разгерметизации бака.
4. Изучается состав растворенных газов для отражения диэлектрической плотности. Помощью мобильного газоанализатора удается определить степень абсорбции горючего топлива.

Совет! Выявить точное количественное содержание примесей в лабораториях позволяют ультразвуковые приборы.

Даже при небольшом количестве примесей масло подлежит регенерации либо замене. Устойчивость к окислению определяется путем добавления в масло специального катализатора или обработки пробы воздушной смесью.

Определение электрической прочности

Масло в трансформаторе – жидкий диэлектрик, поэтому его электрическая изоляционная прочность – главный параметр. Рассчитывается по формуле E= Uпр/h, h – зазор между электродами, Uпр – величина напряжения пробоя.

Стоит знать! Если в ходе проверки все вышеописанные показатели не соответствуют допустимым значениям, то снижается электрическая прочность масла или повышается проводимость.

Хроматографический

Хроматографический анализ – популярный на рынке масляных технологий. Он не может охарактеризовать состояние и качество масла, но дает возможность:

• проанализировать степень растворенных газов в масле;
• выявить дефекты отдельных конструктивных узлов, степень повреждения твердой изоляции в случае перегрева или частого пробоя дуговых, искровых зарядов;
• предопределить возможные поломки.

Харг – простая процедура. Не нуждается в наличии полноценной лаборатории для исследования. Проводится около 0,5 часа с помощью хроматографа и вспомогательного оборудования. Применяются тестеры и портативные газоанализаторы, способные:

1. Разделить сложные смеси на простейшие.
2. Определить количественное содержание примесей: метана, ацетилена, этилена, водорода в масле. Если оно перегреется, значит в составе – ацетилен. Если испорчена изоляционная обмотка, то двуокись водорода.
3. Дать конечную оценку состоянию и качеству жидкости, степени изоляции трансформатора.

Заметка! ХАРГ выявляет состояние обмотки оборудования и количество защитных присадок.

Благодаря анализу можно провести диагностику оборудования, проанализировать отдельные компоненты в масле. Если повышено содержание растворенного ацетилена, то наверняка перегрелись ведущие соединения в трансформаторе. Если зашкаливает количество углекислого газа, то устарела или переувлажнена твердая изоляция.

Хроматографический анализ выявляет количественные характеристики примесей в масле и дефекты на ранней стадии появления. Благодаря специальным вводам пробы можно брать без остановки силового оборудования. При его мощности свыше 110 кВт метод проводится 1 раз в 6 месяцев.

Качественный и количественный метод оценки

С помощью методов в ходе испытаний проверяется содержание воды и механических примесей в трансформаторной жидкости:

1. Количественный вариант проводится за счет пропуска сухого чистого масла через бумажный фильтр. Далее он высушивается, взвешивается. Проводится тест-замер на количество механических примесей.
2. Качественный заключается в нагреве масла до 130 градусов. Когда начнет пениться 2 раза подряд и будет слышен треск, значит – попала вода либо имеются водорастворимые кислоты с агрессивными элементами, вызывающими старение твердой изоляции и коррозию металлов.

Для выявления водорастворимых кислот и щелочей используется спиртовой раствор фенолфталеина (1%). Если все-таки будут зафиксированы, то масло нуждается в регенерации.

Чтобы выявить возможные дефекты в оборудовании проводится анализ с температурой вспышки трансформаторной жидкости. Если пары масла начинают вспыхивать при поднесении к пламени, то температура будет снижаться сама по себе на 5-6 градусов.

Совет! Для объяснения причин снижения температуры проводится комплексное обследование трансформатора.

Периодичность проверок

Проба из трансформатора берется на проверку, когда масло:

• запускается в работу;
• подлежит хранению в электрическом агрегате;
• залито в свежем виде, но проверяется на электрическую прочность;
• обработано для получения результатов сокращенного химического анализа;
• заливается в высоковольтные трансформаторы, масляные выключатели, специальные аппараты для измерения тока.

При взятии пробы масла с оборудования в 110,0 кВ и более количественный и качественный методы оценки проводятся 1 раз в 4 месяца. В агрегатах до 35,0 кВ – 1 раз в 6 месяцев.

Справка! Периодичность испытаний зависит от класса напряжения или назначения оборудования. Масло в силовых трансформаторах проверяется 5 раз за 1 месяц после запуска, далее – 1 раз в 4 месяца.

Как составить протокол

Протокол составляется после проверок эксплуатационного и трансформаторного масла. Это документ в составе из информационных полей с внесением данных:

1. Вверху (в шапке) прописывается марка масла, нормативы испытания по ГОСТу, номер документа.
2. Ниже – таблица с нумерацией и результатами проведенных тестирований: сколько содержится воды и механических примесей, какова температура вспышки и кислотное число на 1 г масла. Имеется ли щелочи, водорастворимые кислоты. Какова плотность жидкости, пробивное напряжение, тангенс угла диэлектрических потерь.
3. В нижней части протокола эксперт описывает заключение на соответствие, несоответствие рабочего масла всем требованиям. Ставится печать лаборатории, где проводились испытания, подпись ответственного лица и дата.

Масло на образец осуществляется строго по протоколу. Это гарант того, что процедура будет проведена качественно. Хотя отбор пробы не может повлиять на концентрацию растворенных газов в трансформаторной жидкости.

Возможно, вы ввели неверный адрес страницы, а может она переехала в другой раздел или просто страница временно недоступна.

Вы можете вернуться на главную страницу , чтобы начать с неё поиск необходимой вам информации.