Диагностика трансформаторного оборудования с помощью анализа растворенных в масле газов

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].

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. Предел обнаружения определяемых в масле газов (М Ai ) должен быть не выше: 0,0005% (об.) для водорода; 0,0001% (об.) для метана, этилена, этана; 0,00005% (об.) для ацетилена; 0,002% для оксида и диоксида углерода [2].

С помощью анализа растворенных в масле газов (АРГ) в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов. В первую группу входят перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова. Основные газы: С 2 Н 4 – в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С или С 2 Н 2 – в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом. Характерными газами в обоих случаях являются: Н 2 , СН 4 и С 2 Н 6 .

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 низкого  напряжения (НН);  ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей 2

пайкой элементов обмотки: замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого 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 [3].

Во вторую группу входят электрические разряды в масле. Электрические разряды в масле могут быть разрядами большой и малой мощности. При частичных разрядах основным газом является Н 2 , характерными газами с малым содержанием – СН 4 и С 2 Н 2 . При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н 2 или С 2 Н 2 ; характерными газами с любым содержанием – СН 4 и С 2 Н 4 .

Превышение граничных концентраций СО и СO 2 может свидетельствовать об ускоренном старении или увлажнении твердой изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является диоксид углерода.

Основные газы – наиболее характерные для определенного вида дефекта 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 или твердой изоляции; диоксид углерода – нагрев твердой изоляции.

Определение основного и характерных газов по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов производится следующим образом. Рассчитываются относительные концентрации газов (a i ) по формуле: a i = A i /А грi , где A i – измеренное значение концентрации i -го газа; А грi – граничные концентрации i-го газа [4].

По расчетным относительным концентрациям максимальное значение a maxi соответствует основному газу (кроме СO 2 ; СO 2 – основной газ, если СO 2 > 1);

a i > 1 – характерный газ с высоким содержанием;

0,1 i< 1 – характерный газ с малым содержанием;

a i < 0,1 – нехарактерный газ.

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

Рассмотрим примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ. В случае отказа системы охлаждения происходит активное газовыделение с превышением метана над всеми остальными газами и резким ростом содержания СО 2 .

При сгорании двигателя маслонасоса может появиться весь состав газов, включая ацетилен. Одним из косвенных подтверждений этого дефекта может быть резкий рост их концентраций с последующим быстрым убыванием в случае трансформатора со свободным дыханием и стабилизация этих концентраций у трансформаторов с азотной и пленочной защитами масла [5].

Одной из причин появления газов в масле может быть предшествующее повреждение. Если при этом масло после аварии долго 4

находилось в трансформаторе, то целлюлозная изоляция могла абсорбировать значительное количество газов разложения. После устранения повреждения и смены масла при включении трансформатора в работу из пор целлюлозной изоляции в масло будут выделяться ранее поглощенные газы, состав которых будет соответствовать предшествующему повреждению (кроме водорода, который просто улетучивается). Этот процесс зависит от нагрузки трансформатора. Если нагрузка значительна, то газы активно выделяются в масло, а затем либо сравнительно быстро исчезают у трансформаторов со свободным дыханием, либо стабилизируются у трансформаторов с азотной и пленочной защитой.