ХАРГ в трансформаторном масле


Лабораторная работа № 7.
Тема: «Определение состояния маслонаполненного электротехнического оборудования по результатам хроматографического анализа газов растворённых в трансформаторном масле (ХАРГ)»
Теория вопроса:
Введение
В процессе эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды. Но у трансформаторного масла есть еще одна важная функция - оно является диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов, приводящих в дальнейшем к повреждению оборудования, может быть своевременно выявлено контролем состояния трансформаторного масла. Развитие таких дефектов, как локальные перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова, разряды в масле, искрение в контактных соединениях, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции в различной мере сказываются на изменении свойств трансформаторного масла. Таким образом не вскрывая силового трансформатора можно чётко определить его техническое состояние. К физико - химическим показателям трансформаторного масла, которые используются для оценки состояния трансформаторов в эксплуатации относятся: кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, газосодержание масла
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ), обладает высокой чувствительностью к развивающимся дефектам в трансформаторе, связанных с такими факторами, как электрические разряды в изоляции и локальные перегревы. Применение анализа растворенных в масле газов основано на том, что при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.
Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:
Дефекты электрического характера:
водород(H2), - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;
ацетилен(C2H2), - электрическая дуга, искровые разряды;
Дефекты термического характера:
этилен (C2H4), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;
метан(CH4), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
этан(C2H6), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;
оксид и диоксид углерода(CO; СO2) - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;
диоксид углерода (СO2) - нагрев твердой изоляции.
Содержание фурановых производных является показателем, который косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции, вызывая частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.
Следует отметить, что такие физико-химические показатели, как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание и газосодержание масла являются традиционными в практике эксплуатации силовых трансформаторов на протяжении многих лет, а различные аспекты их применения достаточно подробно описаны в многочисленной литературе. Поэтому в дальнейшем остановимся на более подробном рассмотрении применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции маслонаполненного оборудования. В таблице № 1 приведены основные методики ХАРГ.
Таблица 1. Отношения пар характерных газов основных существующих методик ХАРГ.
Методика Используемые отношения пар характерных газов
Дорненбурга СН2/Н2, С2Н2/ С2Н4, С2Н6/ С2Н2, С2Н2// СН4
Мюллера СН4/Н2, С2Н4/С2Н6, СО/СО2, С2Н6/С2Н2
Роджерса СН4/Н2, С2Н2/С2Н4, С2Н4/С2Н6, С2Н6/СН4
МЭК CH4/H2,C2H2/C2H4,C2H4 /C2H6
ВЭИ СН4/Н2, С2Н4/СН4, С2Н6/СН4, С2Н2/С2Н4, С2Н6/С2Н2, С2Н4/С2Н6
По результатам ХАРГ оказалось, что наибольшую диагностическую ценность при определении характера развивающегося дефекта имеет методика МЭК (IЕС 60599), которая рекомендована к применению в энергетике Российской федерации. (Используется в Российской программе «Альбатрос»). С помощью ХАРГ в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:
- перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова,
- электрические разряды в масле
Для диагностики развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:
критерий граничных концентраций;
критерий отношения пар характерных газов.
3. критерий скорости нарастания газов;
Таблица № 2. Граничные концентрации растворенных в масле газов.

Концентрации газов, % об.
Оборудование Н2 СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 CO СO2
Трансформаторы напряжением 110-500 кВ 0,01 0,01 0,001 0,01 0,005 0,05*
0,06 0,6(0,2)*
0,8(0,4)
Трансформаторы напряжением 750 кВ 0,003 0,002* 0,001 0,002 0,001 0,05 0,40
Реакторы напряжением
750 кВ 0,01 0,003 0,001 0,001 0,002 0,05 0,40
Для СО - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием. Для С02 - в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе - свыше 10 лет. В скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла.
Раздел 2.Определение характера дефекта в силовом трансформаторе по отношению концентраций пар газов.
Вид и характер развивающихся в трансформаторе дефектов определяется по отношению концентраций следующих газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6.
При этом рекомендуется выполнять повторные измерения при получении результатов ХАРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти, перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1,5 раза.
Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4.
Условия прогнозирования "разряда":
C2H2 /С2Н4 ≥ 0,1 ( 1) и СН4 / Н2 ≤ 0,5 (2)

Условия прогнозирования "перегрева":

C2H2 /С2Н4 < 0,1 ( 3) и CH4 / Н2 > 0,5 (4)
Если при этом концентрация СO < 0,05% об, то прогнозируется "перегрев масла", а если концентрация С0 > 0,05% об - "перегрев твердой изоляции".
Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":
C2H2 /С2Н4 ≥ 0,1 ( 1.) и CH4 / Н2 > 0,5 (4.)
или
C2H2 /С2Н4 < 0,1 ( 1) и СН4 / Н2 ≤ 0,5 (2)

Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется в соответствии с таблицей 3 по отношению концентраций пар из пяти газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6. Отношение СО2/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в таблице 3:
- если повреждением не затронута твердая изоляция, то
5СO2/СO13; (5)
- если повреждением затронута твердая изоляция, то
СO2/СО < 5 или СO2/СО > 13 (6)
При интерпретации полученных значений отношений СO2/СО необходимо учитывать влияние эксплуатационных факторов.
Следует иметь в виду, что СО2 и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.
Таблица 3. Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов.

№ п/п Характер прогнозируемого Отношение концентраций характерных газов Типичные примеры
дефекта С2Н2
С2Н4 СН4
Н2 С2Н4
С2Н6 1. Нормально <0,1 0,1-1 <1 Нормальное старение
2. Частичные разряды с низкой плотностью энергии <0,1 <0,1 <1 Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции.
3. Частичные разряды с высокой плотностью энергии 0,1-3 <0,1 <1 То же, что и в п.2, но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.
4. Разряды малой мощности >0,1 0,1-1 1-3 Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.
5. Разряды большой мощности 0,1-3 0,1-1 >3 Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.
6. Термический дефект низкой температуры (<150°С) <0,1 0,1-1 1-3 Перегрев изолированного проводника.
7. Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С) <0,1 >1 <1 Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры "горячей точки".
8. Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700°С) <0,1 >1 1-3 То же, что и в п.7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки".
9. Термический дефект высокой температуры (>700°С ) <0,1 >1 >3 Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.
Содержание СО2 в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления. В трансформаторах со "свободным дыханием" СO2 может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03%об.
Раздел 3. Критерий скорости нарастания газов в масле как степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов.
Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов, а также вследствие естественного старения изоляции.
Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.
Абсолютная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле:
Vабсi = (Аmi – A (m – 1)) / Td (% об/мес.) (7)
Где Аmi; А (m-1)i - два последовательных измерения концентрации i-го газа, %об;
Td - периодичность диагностики, мес.;

Относительная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле:
Vотнi = Vабсi / A (m – 1) *100% (% в мес.) (8)
Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа/газов. Если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе. В случае выявления дефекта повторные анализы следует провести через короткие промежутки времени с целью подтверждения наличия дефекта и определения скорости нарастания газов. Отбор проб масла для определения скорости нарастания газов рекомендуется проводить 1 раз в 7-10 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 2-3 дня - для быстро развивающихся дефектов.
Раздел 4. Периодичность хроматографического контроля трансформаторных масел силовых трансформаторов.
Рекомендуется производить ХАРГ в масле силовых трансформаторов со следующей периодичностью:
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220 - 500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раз в 6 мес.
- трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.
Периодичность ХАРГ для трансформаторов с развивающимися дефектами определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития дефектов. Все дефекты в зависимости от продолжительности развития можно подразделить на:
мгновенно развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут,
быстро развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель,
медленно развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет.
Методом хроматографического анализа растворенных в масле газов обнаруживаются медленно развивающиеся дефекты, возможно - быстро развивающиеся дефекты и нельзя определить мгновенно развивающиеся дефекты.
В случае выявления дефекта (Ai>Aгpi. и/или Vотнi > 10% в мес.) необходимо выполнить 2-3 повторных анализа растворенных газов (с периодичностью анализов, указанных в Разделе 3) для подтверждения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и/или выводе его из работы. Где Aгpi.- граничная концентрация i-го газа, %об; Ai - измеренное значение концентрации i-го газа, %об;
Минимальное время повторного отбора пробы масла (Tid) для проведения анализа можно рассчитать по формуле:
Тid = β * МАi / Vабсi (9)
Где β - коэффициент кратности последовательных измерений (принимать = 5); МАi - предел обнаружения в масле i-го газа, %об;
Предел обнаружения определяемых в масле газов (МАi) должен быть не выше:
- для водорода - 0,0005 %об.
- для метана, этилена, этана - 0,0001 %об.
- для ацетилена - 0,00005 %об.
- для оксида и диоксида углерода - 0,002 %об.
Раздел 5. Рекомендуемый порядок выполнения диагностики состояния трансформаторов по результатам ХАРГ.
(Методические указания для проведения лабораторных и контрольных работ по ХАРГ)
5.1. Если в результате анализа Аi<Aгpi и Vотнi < 10% в месяц, то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль по ХАРГ проводится по графику - один раз в 6 мес.
5.2. Если в результате анализа Ai>Aгpi и Vотнi < 10% в месяц, то провести повторный отбор пробы масла и хроматографический анализ растворенных в нем газов для подтверждения результатов измерения и соответственно:
Проанализировать условия предшествующей эксплуатации трансформатора с учетом факторов, влияющих на изменение концентраций газов в нормально работающих трансформаторах
По критериям отношений концентраций пар характерных газов (Раздел 2, Таблица 3) установить вид и характер дефекта.
Определить время повторного отбора пробы масла (Раздел 4, формула 9) и провести ХАРГ.
5.3 Если в результате выполнения операций по п. 5.2 скорость Vотнi растет, то трансформатор оставить на учащенном контроле с периодичностью ХАРГ, определяемой по формуле (9).
По данным последующих результатов ХАРГ выполнить мероприятия п.п. 5.1- 5.2 и определить Vотнi.
5.4 Если при выполнении анализа следующего отбора получается неравенство
Ai>Aгpi и Vотнi > 10% в месяц, а скорость Vотнi продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект), то планировать вывод трансформатора из работы.
5.5.Если же при выполнении анализа сохраняется неравенство Ai>Aгpi, a Vотнi остается постоянной и меньше 10% в мес., то для выяснения наличия повреждения рекомендуется провести дегазацию масла и выполнить несколько последовательных анализов.
5.6. Если после проведения дегазации концентрации газов меньше соответствующих граничных значений и не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии повреждения. Такой трансформатор снимается с контроля, и дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мес.
5.7. Если же после проведения дегазации масла вновь наблюдается рост концентрации растворенных газов при повторных ХАРГ со скоростью:
Vотнi >10% в месяц , то следует планировать вывод трансформатора из работы;
Vотнi <10% в месяц, то трансформатор остается в работе на учащённом контроле по АРГ.
5.8 Если Ai > Arpi и Vотнi ≤ 0, то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно Раздела 4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается "вглубь" (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода, металлических шпилек и т.д.). В этом случае необходимо планировать вывод трансформатора из работы.
Для РПН в навесных баках в целях определения возможного перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать одновременно пробу масла из баков контактора и трансформатора. Примеры решения задач по результатам ХАРГ представлены в Приложении 1.
Задание:
Определить состояние силового трансформатора по результатам хроматографического анализа трансформаторного масла по критериям.
Даны:
Результаты испытаний: В трансформаторе ТДНГ-40500/110 при очередном ХАРГ по графику были зарегистрированы следующие концентрации газов (%об):
1-ый анализ СО2==0,17; СО=0,02; СН4=0,0045; С2Н4=0,005; С2Н2 - отсутствует;
С2Н6=0,002; Н2=0,008. Так как концентрации каждого из газов не превышают граничные значения (Ai<Arpi), следующий анализ был проведен через 6 мес. и дал следующие результаты:
2-й анализ СО2=0,16; СО=0,02; СН4=0,017; С2Н4=0,05; С2Н2=0,003;
С2Н6=0,0048; H2=0,0075.
Для подтверждения результатов АРГ следующий анализ проведен через 6 дней. Получили следующие результаты:
3-й анализ СО2=0,15; СО=0,02; СН4=0,016; С2Н4=0,048; С2Н2=0,003;
С2Н6=0,0047;Н2=0,01.
4-й анализ (контрольный)СО2=0,15; СО=0,02; СН4=0,018; С2Н4=0,051; С2Н2=0,0035; С2Н6=0,0053;Н2=0,01.
Решение задачи:
1. Анализ условий эксплуатации за предшествующий период показал, что отсутствуют факторы, которые могли бы вызвать рост концентраций углеводородных газов. (В задании не указаны.)
2.Заданные концентрации углеводородных газов сводим в таблицу и определяем их соотношения (формулы 1 – 4).
Таблица № 1.
№ анализа\газ СО2 СО СН4 С2Н4 С2Н2 С2Н6 Н2
1. 0,17 0,02 0,0045 0,005 - 0,002 0,008
2. 0,16 0,02 0,017 0,05 0,003 0.0048 0,0075
3 0,15 0,02 0,016 0,048 0,003 0,0047 0,01
4. контрольный. 0,15 0,02 0,018 0,051 0,0035 0,0053 0,01
( 1 ); ( 2 );
( 3 ); ( 4 ).
3. Определяем характер развивающегося в трансформаторе дефекта (Раздел № 2, таблица № 3)
На основании полученных данных прогнозируется дефект термического характера - "термический дефект высокой температуры, >700°С0. (Раздел 2,
Таблица № 3 п.9).
4. Определяем по формуле (5) состояние твёрдой изоляции: СО2/СО=0,16/0,02 = 8 [5СO2/СO13 ( 5 )];
Делаем вывод, что дефект не затрагивает твердую изоляцию и относится к группе 1 (Введение).
5. Определяем абсолютную скорость нарастания i-го газа по формуле:



VабсH2 = (0, 01 – 0,0075)/6*30 =0,0125% об/мес.
6. Определяем минимальную периодичность следующего отбора проб масла по формуле :
Так как максимальная абсолютная скорость нарастания у водорода, то Tid определяем по ней:
Tid = 5*5* 10-4 / 0,0125 = 0,2 мес. т.е. 6 дней
АРГ был проведены и получены следующие концентрации газов:
4-й анализ СО2=0,15; СО=0,02; СН4=0,018; С2Н4=0,051; С2Н2=0,0035; С2Н6=0,0053; Н2=0,01.
7. Результат решения и заключение: По данным расчета и анализа в трансформаторе подтвердилось наличие быстроразвивающегося дефекта термического характера, не затрагивающего твердую изоляцию –“термический дефект высокой температуры >700°С” и относящийся к 1 группе дефектов “Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова”.
Выводы: Трансформатор рекомендуется вывести в ремонт.
Литература:
1.СО 34.45-51.300-97 Объём и нормы испытания электрооборудования. ( РД 34.45-51.300-97 с изменениями 1,2 2000г., 20005 г.)
2. РД 153-34.0-46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворённых в масле.
3. СО 153-34.20.501-2003. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г. Регистрационный № 4799 (взамен РД 34.20.501-95)

Приложенные файлы

  • docx 5736021
    Размер файла: 65 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий