кабельный прожигание повреждение трансформатор

3. Испытания трансформатора и профилактические работы, связанные с его отключением

Таблица 4. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы.

Примечания: Испытания по пп. 4.3--4.5, 4.8-4.10, 4.13 и 4.18 не обязательны для трансформаторов мощностью до 1000 кВА

2. Испытания по пп. 4.1, 4.3-4.5, 4.10-4.14, 4.16, 4.18 и 4.19 для сухих трансформаторов всех мощностей не проводятся.

3. Измерения сопротивления изоляции, tg d, С₂/С₅₀, дС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводиться к одной температуре.

Испытания и измерения силовых трансформаторов, производятся с определенной периодичностью в процессе эксплуатации в целях проверки основных технических характеристик трансформатора и отдельных его узлов.

При работе трансформатора в энергоблоке эти испытания приурочиваются ко времени вывода в ремонт котла, турбины и турбогенератора.

В объем испытаний и измерений входят испытания, позволяющие оценить состояние изоляции, а также:

измерение потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении;

измерение активного сопротивления обмоток (R₆₀и R₁₅, т.е. через 60 и 15 с после включения мегаомметра);

измерение коэффициента трансформации;

проверка группы соединения обмоток;

испытание изоляции приложенным напряжением.

Состояние изоляции оценивается по результатам измерения R₆₀ и R₁₅ каждой обмотки по отношению к другим заземленным обмоткам. Измерения производят при температуре не ниже 10 °С у трансформаторов мощностью до 80 МВ.А и напряжением до 150 кВ и при температуре не менее нижнего значения температуры, приведенного в паспорте, у трансформаторов 220-1150 кВ и у трансформаторов мощностью свыше 80 МВ.А, напряжением 110 и 150 кВ. У трансформаторов, не подвергавшихся прогреву, за температуру измерений принимается температура верхних слоев масла, а у трансформаторов, подвергавшихся нагреву, -средняя температура обмотки ВН фазы В, определяемая по сопротивлению постоянному току не ранее чем через 1-1,5 ч после отключения нагрева (или отключения трансформатора из работы) на спаде температуры.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром 2500 В. Тангенс угла диэлектрических потерь (tg--d) измеряется по перевернутой схеме при напряжении 10 кВ, но не более 60 % испытательного напряжения.

В процессе ревизии активной части трансформатора (в период монтажа, ремонта, сушки изоляции) состояние увлажненности его обмоток оценивается измерением отношения С/С с помощью серийного прибора ПЕКИ-1 (в энергосистемах применяют также старые приборы ПКВ-7). Результат измерения С/С не нормируется, но используется при комплексном рассмотрении характеристик изоляции, полученных другими способами измерений. Результаты проведенных измерений сравнивают с заводскими характеристиками, приведенными в паспорте трансформатора. При необходимости результаты измерения R₆₀ и tg d приводят к температуре, указанной в паспорте, путем пересчета в зависимости от разности температур.

Характеристики изоляции необходимо измерять всегда по одним и тем же схемам и в определенной последовательности.

При комплексном рассмотрении результатов измерений (сопротивление изоляции, tg d, емкости обмоток относительно земли и друг друга, относительного прироста емкости при изменении частоты или длительности разряда) дается предварительная оценка состояния изоляции и заключение о необходимости сушки изоляции. При вводе в эксплуатацию нового трансформатора необходимо принимать во внимание условия транспортировки, хранения, правильность проведения монтажных работ, характеристики масла в баке трансформатора, а также длительность нахождения активной части в разгерметизированном состоянии при ревизии во время монтажа (то же при ремонте).

Измерение потерь холостого хода для трансформаторов 10000 кВА и более производят при пониженном напряжении (возбуждении) перед измерениями сопротивления постоянному току, чтобы избежать повышения потерь XX из-за намагничивания стали трансформатора. Снятие остаточного намагничивания производят однократным плавным увеличением и последующим плавным снижением возбуждения переменным напряжением.

По результатам измерения определяют состояния магнитопровода трансформатора (замыкание листов стали магнитопровода, образование по различным причинам короткозамкнутых контуров в узлах крепления магнитопровода). Значение потерь XX в эксплуатации не нормируется, так как со временем из-за ухудшения свойств стали потери XX имеют тенденцию к повышению. Если магнитопровод не имеет дефектов, то измерения показывают равенство потерь на крайних стержнях (у новых трансформаторов различие не более 10 %) и увеличенное примерно на 30 % значение потерь на среднем стержне магнитопровода.

Потери XX у трехфазных трансформаторов измеряют при трехфазном или при однофазном возбуждении. Для измерения потерь при однофазном напряжении проводят три опыта с измерением:

а) замыкают накоротко обмотку фазы А при возбуждении фаз В и С трансформатора;

б) замыкают накоротко обмотку фазы В при возбуждении фаз А и С;

в) аналогично для фазы С.

Потери в трансформаторе

где Р_ОА, Р_ОВ и Р_ОА - потери, определенные при указанных трех опытах (за вычетом потребления прибора) при одинаковых значениях подводимого напряжения,

При измерении сопротивления обмоток постоянному току выявляют дефекты в местах паек (обрывы) обмотки, а также в различных контактах схемы соединения обмоток.

Сопротивление обмоток постоянному току измеряют по схеме «моста» или по методу падения напряжения (с помощью вольтметра и амперметра). Измерять сопротивление рекомендуется при установившейся температуре обмоток, которая указывается в протоколе испытаний вместе с температурой верхних слоев масла. В качестве источника используются аккумуляторные батареи необходимой емкости.

Для сравнения измеренных сопротивлений, последние приводятся к одной температуре по формуле расчета. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять только при полностью установившемся токе. Кроме того, для повышения точности измерений применяют схемы и выдерживают рекомендации, известные в практике измерений (в брошюре не рассматриваются). Оценку результатов производят путем сравнения полученных значений с данными измерений, полученными на заводе и приведенными в паспорте. Значения сопротивлений, полученные на соответствующе ответвлениях других фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %, за исключением случаев, когда это оговорено паспортными данными или заводскими протоколами.

При измерении коэффициента трансформации выявляют неправильное подсоединение отводов устройств РП и правильность установки привода устройств ПБВ, повреждения обмоток. Коэффициент трансформации измеряют с помощью специальных электрических схем (мостов) по способу компенсации или методом двух вольтметров, один из которых присоединяется к обмотке низшего, а другой к обмотке высшего напряжения. Класс точности измерительных вольтметров должен быть не ниже 0,2.

Путем проверки группы соединения обмоток определяю тождественность группы соединения обмоток трансформаторе предназначенных для параллельной работы. В трехфазных трансформаторах, имеющих две и более обмоток разных напряжений, каждая из обмоток может быть соединена по любой схеме. Комбинация схем соединений высшего напряжения и низшего называется группой соединения, характеризующей угловой сдвиг векторов линейного напряжения обмотки низшего напряжения относительно векторов линейного напряжения обмотки высшего напряжения. Поэтому при несоблюдении тождественности групп соединения между обмотками трансформаторов возникают уравнительные токи, значительно превосходящие номинальные токи трансформаторов. Эти уравнительные токи вызывают чрезмерные перегревы изоляции (интенсивное старение), что приводит к повреждению трансформатора.

Наиболее характерными недостатками, выявленными при проверке группы соединения обмоток, являются неправильно выполненная маркировка вводов трансформатора и неправильное подсоединение отводов обмоток к вводам.

Группы соединения обмоток проверяют одним из следующих способов: двумя вольтметрами, постоянным током, фазометром (прямой метод), с помощью специального моста - одновременно с измерением коэффициента трансформации (компенсационный метод).

Метод двух вольтметров основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичного напряжений и измерении напряжения между соответствующими выводами с последующим сравнением этих значений с расчетными, приведенными в справочных таблицах.

Совмещение достигается соединением между собой одноименных выводов А и а обмотки ВН и НН. Для исключения возможных ошибок при испытании трехфазных трансформаторов необходимо обращать внимание на симметрию трехфазного напряжения питания. Подачу напряжения допускается производить со стороны любой из обмоток. Метод применим для однофазных и трехфазных трансформаторов. Применяются также методы постоянного тока и фазометра.

Проверку электрической прочности изоляции производят в период монтажа и в дальнейшем в процессе эксплуатации.

В момент приложения повышенного напряжения в изоляции трансформатора создается увеличенная напряженность поля, что способствует выявлению дефекта. Характерными недостатками, обнаруживаемыми при проверке изоляции, являются:

нарушение (сокращение) расстояния между гибкими неизолированными отводами обмоток НН в месте их подсоединения к шпильке ввода;

местные увлажнения и загрязнения (наличие посторонних предметов) изоляции, особенно на участках отводов НН;

наличие в трансформаторе воздушных пузырей и др.

Изоляцию обмоток вместе с вводами испытывают повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин, поочередно приложенным к каждой обмотке при заземленных на бак и закороченных остальных обмотках.

Мощность испытательного трансформатора зависит от зарядной мощности испытываемой обмотки и определяется ее емкостью и значением испытательного напряжения и выбирается из условия допустимости нагрева измерительного трансформатора емкостным током испытуемого объекта.

В зависимости от класса «напряжения трансформаторы до 35 кВ испытываются без предварительного нагрева, т.е. в холодном состоянии.

При испытательных напряжениях, превышающих 100 кВ, или при испытании трансформаторов со значительной емкостью, которая может исказить коэффициент трансформации испытательного трансформатора, измерение испытательного напряжения производят на стороне ВН с помощью шаровых разрядников или измерительных трансформаторов. В процессе испытания дефекты в трансформаторе при пробое изоляции выявляют по характерному звуку, выделению газа и дыма, по результатам газохроматографического анализа масла, по показаниям приборов измерений частичных разрядов (электрическим или акустическим методом).

В эксплуатации после ремонта с полной или частичной заменой обмоток при наличии испытательных средств производят испытание внутренней изоляции обмоток (витковой, межкатущечной) трансформатора индуктированным напряжением повышенной или промышленной частоты. При испытании напряжение подводят к одной из обмоток, другие остаются разомкнутыми.

Измерение потерь и напряжения короткого замыкания производится в эксплуатации в целях определения и нормирования значений и_к и Р_к трансформаторов, прошедших ремонт с заменой обмоток. По значению и_к с последующим расчетом сопротивления КЗ Z_к можно выявлять повреждение обмоток (деформацию) и необходимость вывода трансформатора в ремонт.

Опыт КЗ проводят, как правило, при токе не менее 25 % номинального тока на номинальной ступени напряжения обмоток, а для трансформаторов с регулированием напржения под нагрузкой - и на крайних положениях переключателя ответвлений.

Фазировку проводят перед включением трансформаторов на параллельную работу после монтажа или проведенного ремонта. Проверяют при этом допустимость параллельной работы, как самих трансформаторов, так и трансформаторов с энергосистемой.

При фазировке поочередно производят измерение напряжений между фазой подключаемого трансформатора и тремя фазами сети в целях отыскания совпадающих фаз, между которыми напряжение должно быть равно нулю. Для снижения опасности измерение обычно производят на стороне НН.

Для фазировки при вводе в работу используют два метода - прямой и косвенный:

при прямом методе фазировку производят непосредственно на находящейся под рабочим напряжением ошиновке трансформатора или на несвязанных с этой ошиновкой аппаратах, оборудовании;

при косвенном методе при фазировке используют трансформаторы напряжения, присоединенные к фазируемым частям электроустановки, и фазировку производят во вторичных цепях трансформаторов напряжения. Косвенный метод фазировки менее опасен, но более трудоемок.

Фазировка считается законченной в случае совпадения всех трех фаз (нулевые показания вольтметра).

Методы испытаний трансформаторного масла. Масло в силовых трансформаторах, особенно мощных, находится под периодическим контролем. При комплексном обследовании трансформатора состояние масла определяет его работоспособность.

Свежее трансформаторное масло имеет светло-желтый или светлый цвет и определенные нормируемые показатели, определяющие физико-химические и диэлектрические свойства.

Стабильность масла (сохранение начальных свойств) в действующих трансформаторах с течением времени постепенно снижается. Если в начале эксплуатации изменение свойств масла почти не обнаруживается (при отсутствии дефекта в трансформаторе), то в дальнейшем значительное снижение стабильности приводит к изменениям, видимым при простом осмотре, - масло заметно мутнеет. Масло с ухудшенными показателями имеет увеличенное кислотное число и зольность, в нем появляются нежелательные компоненты (низкомолекулярные кислоты), которые в свою очередь ухудшают свойства бумажной изоляции и взаимодействуют с металлами. В таком масле появляются осадки, которые еще интенсивнее ухудшают изоляционные характеристики трансформатора. Поэтому важно своевременное определение восприимчивости масла к старению.

Электрическая прочность является одной из основных характеристик масла, которая определяется по пробивному напряжению. Испытания проводятся в стандартном разряднике, представляющем собой два плоских или сферических электрода диаметром 25 мм, расположенных взаимно параллельно в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Для испытаний можно использовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 либо другого типа.

Для свежего масла пробивное напряжение должно быть не менее 30 кВ. Масло с таким пробивным напряжением может быть залито в ряд трансформаторов без специальной подготовки. Для трансформаторов 35 кВ и выше требования более жесткие.

Снижение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о загрязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое повреждение в трансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла.

Тангенс угла диэлектрических потерь масла (tg d масла) характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации - степень загрязнения и старения масла. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg d) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Для определения tg d масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с применением моста переменного тока Р525 или Р5026, а также другого типа.

Изготовитель трансформаторного масла нормирует tg d при температуре 90 °С. Для комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов в эксплуатации tg d целесообразно измерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °С.

Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории. Они не всесторонне характеризуют степень годности и степень старения масла. Поэтому в химической лаборатории проверяют дополнительно ряд физико-химических показателей трансформаторного масла. В их числе следующие.

Цвет масла у большинства масел светло-желтый. У высококачественных масел, изготовляемых в настоящее время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.

В эксплуатации под влиянием ряда факторов (в частности, нагрева, загрязнений, электрического поля) из-за образующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет свежего масла характеризует отклонения в технологии изготовления масла на заводе-изготовителе. Показатель цвета масла служит для ориентировочной оценки его качества как в отечественной, так и в зарубежной практике.

Механические примеси - нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Волокна, пыль, продукты растворения в масле компонентов, применяемых в конструкции трансформатора (краски, лаки и т.п.), просматриваются на просвет в стеклянном сосуде после предварительного встряхивания. Другие примеси появляются в масле после внутренних повреждений (электрической дуги, мест перегревов) в виде обуглившихся частиц. При очень сильном загрязнении масло подлежит восстановлению или замене.

По мере старения в масле появляются осадки (шлам), которые, осаждаясь на изоляции, ухудшают ее изоляционные свойства.

Примеси у большинства трансформаторов проверяют на просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла. У особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ) предельно нормируемое количество примесей составляет 5-15 г/т. Такое количество примесей можно фиксировать только с применением более точных методов контроля, например, некоторое количество масла пропускается через фильтр, который взвешивается до и после прокачки масла; разность массы показывает количество осадка.

Влагосодержание как показатель состояния масла тщательно контролируется в эксплуатации. Ухудшение этого показателя свидетельствует о потере герметичности трансформатора или о работе в недопустимом нагрузочном режиме (интенсивное старение изоляции под воздействием значительных температур).

Влагосодержание определяется по количеству водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция за определенное время.

Температура вспышки масла характеризует степень испаряемости масла. В эксплуатации она постепенно увеличивается за счет улетучивания легких фракций (низкокипящих). Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-150 °С, а для арктического масла - от 90 до 115 «С и зависит от упругости их насыщенных паров. Чем ниже упругость паров, чем выше температура вспышки, тем лучше можно дегазировать и осушать масло перед заливкой в трансформаторы. Минимальная температура вспышки масла установлена не столько по противопожарным соображениям (хотя это также является важным фактором), сколько с точки зрения возможности глубокой их дегазации. В отношении пожарной безопасности большую роль играет температура самовоспламенения - это температура, при которой масло при наличии воздуха над поверхностью загорается самопроизвольно без поднесения пламени, у трансформаторных масел эта температура равна примерно 350-400 °С.

Из-за испарения легких фракций ухудшается состав масла, растет вязкость, образуются взрывоопасные и другие газы. При разложении масла под воздействием высоких температур (электрической дуги) его температура вспышки резко снижается.

Для определения температуры вспышки масло заливается в закрытый сосуд (тигль) и нагревается. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь, которая вспыхивает при поднесении к ней пламени или под воздействием электрической дуги.

Кислотное число масла - это количество едкого кали (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Этот показатель характеризует степень старения масла, вызванного содержанием в нем кислых соединений. Он служит для предупреждения появления в масле продуктов глубокого окисления в действующем оборудовании (осадки, нерастворимые в масле). Кислотное число не должно превышать 0,25 мг КОН на 1 г масла.

Водорастворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле, свидетельствуют о низком качестве масла. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушении технологии производства, а также в эксплуатации в результате окисления масел. Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции.

Для обнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочи и мыл -1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеина, которые меняют свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. При наличии водорастворимых кислот и щелочей производится регенерация масла.

Стабильность масла проверяется в эксплуатации при получении партий свежего масла путем проведения его искусственного старения (окисления) в специальных аппаратах. Не всегда свежее, вновь прибывшее масло соответствует действующим нормам. Масло с неудовлетворительными характеристиками должно возвращаться заводу-изготовителю. Стабильность масла характеризует долголетие масла, определяет срок его службы и выражается двумя показателями - процентным содержанием осадка и кислотным числом.

Натровая проба характеризует степень отмывки масла от посторонних примесей. Этот показатель также используется лишь для свежего масла и в эксплуатации не проверяется.

Температура застывания проверяется для масла трансформаторов, работающих в северных районах. Эта наибольшая температура, при которой масло застывает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° его уровень в течение 1 мин остается неизменным. Недопустимое повышение вязкости масла из-за снижения температуры окружающего воздуха может стать причиной повреждения подвижных элементов конструкции трансформатора (маслонасосы, РПН), а также ухудшает теплообмен, что приводит к перегреву и старению изоляции (особенно витковой) токоведущих частей трансформатора.

Газосодержание масла в мощных герметичных трансформаторах должно соответствовать нормам. Измерение- этого показателя производится абсорбиометром. Возможно также измерение суммарного газосодержания с помощью хроматографа. Косвенно по этому показателю определяется герметичность трансформатора. Повышение содержания газа (в том числе воздуха) в масле приводит к ухудшению его свойств - возрастает интенсивность окисления масла кислородом воздуха, и, кроме того, несколько снижается электрическая прочность изоляции активной части трансформатора.

Для всестороннего изучения свойств свежего масла используют и другие показатели, которые здесь не рассматриваются.

3.2 Испытания трансформаторов без вывода из работы

Хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Около 20 лет назад, в дополнение к изложенному выше традиционным методам контроля за состоянием трансформатора, стали применять Хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) в качестве эффективного средства ранней диагностики медленно развивающихся повреждений. В настоящее время ХАРГ широко применяют во всех развитых странах, существуют международные нормы как по процедуре ХАРГ, так и по трактовке результатов анализа.

В СССР применяют ХАРГ во всех энергосистемах, причем на Украине благодаря применению ХАРГ существенно уменьшен объем обслуживания трансформаторов (увеличена периодичность обязательного применения некоторых традиционных измерений). Измерения tg ?_из, сопротивления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току, потерь XX при пониженном напряжении обязательны при вводе в эксплуатацию, капитальном ремонте, а также по требованию изготовителя; в остальных случаях допускается не производить эти измерения (решение Минэнерго УССР от 1980 г.).

Хроматографический метод позволяет:

следить за развитием процессов в трансформаторе;

предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традиционными способами;

характеризовать повреждения и ориентироваться при определении места повреждения.

При чувствительности анализа 10^-4-10^-5 % объема надежно фиксируются такие виды повреждений, как перегревы конструкционных частей трансформатора или его твердой изоляции.

При существующем рабочем фоне газов в масле действующих трансформаторов своевременное обнаружение дефектов изоляции, поврежденной частичными разрядами, затруднительно.

Из-за скоротечности витковых и межкатушечных замыканий Хроматографический анализ неэффективен и не выявляет такие повреждения.

При превышении предельных значений характерных газов в целях выявления динамики их роста в масле трансформатора применяется способ периодической дегазации масла на действующих трансформаторах с последующим хроматографическим анализом газосодержания масла (спектра, динамики роста). При дегазации трансформатор как бы кратковременно очищается от газов, чтобы затем лучше проявлялась динамика роста газов.

Хроматографический метод не позволяет учитывать незначительные изменения в состоянии трансформаторов и устанавливать связь между серьезностью повреждения и скоростью изменения концентрации газов. Почти невозможно определить зарождение изменения недостатка конструкции трансформатора при опасном повреждении изоляции «ползущим» разрядом (например, при повреждении в первом канале между обмоткой ВН и изоляционным цилиндром). В этот момент повреждения количество газа (его спектр) не превышает (или находится на уровне) предельных значений составляющих спектра газов рабочего фона. В завершающей же стадии «ползущий» разряд скоротечен, и поэтому хроматографическим анализом его невозможно своевременно выявить.

Для определения наличия повреждения в работающем трансформаторе посредством анализа растворенных в масле газов применяют маслоотборное устройство, систему выделения растворенных в масле газов, газоанализатор, нормировочные данные по отбраковке трансформатора.

Хроматографический анализ масла выполняется в энергосистемах в соответствии с действующими указаниями.

В Донбассэнерго была проведена работа по проверке хранения (сохранности) газов в пробе масла в шприце. Установлено, что после двух недель хранения концентрация углеводородных газов, оксида и диоксида углерода уменьшается не более чем на 20 %, а водород почти полностью исчезает из пробы масла. В зарубежной практике конструкция шприцов дает возможность хранить образцы масла около 2 мес. Поэтому при организации работы по хроматографии вопрос возможной длительности хранения пробы масла в шприцах следует учитывать.

Существует несколько способов выделения газов из масла, которым соответствуют свои способы отбора пробы масла. Наибольшее распространение как в отечественной, так и в зарубежной практике нашел метод отбора пробы масла в стеклянные шприцы объемом 5 и 10 мл. Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений, при этом для удаления застоявшегося в патрубке масла необходимо слить некоторое его количество.

Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную тару с гнездами для шприцов, маркируют пробу и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует фиксировать энергообъект (электростанция или подстанция), стационарный номер трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора, кем выполнен отбор. Основное требование при отборе и доставке пробы масла в центральную лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла.

Экстрагирование (выделение газов в стеклянном сосуде с применением вакуума и барботирования) масла является наиболее распространенным в отечественной и зарубежной практике. Выделенный объем газа разделяется в хроматографе на составляющие.

В отечественной и мировой практике определяют содержание (концентрацию) следующих газов: углекислого газа СО₂, оксида углерода СО, водорода Н₂, кислорода О₂, азота N₂; углеводородов - метана СН₄, ацетилена С₂Н₂, этилена С₂Н₄, этана C₂H₆ и др. Кроме того, определяют соотношение концентраций некоторых наиболее показательных (характерных) газов и рост их концентрации по сравнению с предшествующим регулярным измерением.

Отечественные нормы, разработанные ВНИИЭ при участии ряда других НИИ, предусматривают использование информации по концентрации газов:

а) для выявления дефектов твердой изоляции - СО₂;

б) для выявления повышенного нагрева металла и частичных рязрядов (ЧР) в масле (дефекты токоведущих частей, в первую очередь контактных соединений, повышенный нагрев поверхности магнитопровода и конструкционных деталей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров), С₂Н₂, С₂Н₄; при пленочной защите дополнительно используют концентрации водорода и метана, а также скорость роста концентрации этих четырех газов и этана. По этим данным определяют, где расположен источник ЧР - в масле или в твердой изоляции. Более подробную информацию о степени опасности дефекта получают по отношениям концентраций характерных газов.

Анализ различен для старых и новых трансформаторов, например в старых трансформаторах наличие СО и СО₂ может характеризовать не наличие дефекта, а естественный повышенный тепловой износ.

Перегревы конструкционных частей и магнитопровода в трансформаторе подразделяются по температуре на две группы: перегревы с температурой ниже 350 °С, перегревы с температурой 350-450 °С.

Характерными газами для перегревов конструкционных частей и магнитопровода в силовых трансформаторах являются этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора в капитальный ремонт решается при появлении в масле трансформаторов одного из этих газов или обоих вместе в определенных количествах.

Перегревы твердой электрической изоляции силовых трансформаторов можно фиксировать только посредством ХАРГ. Газовое реле в этом случае не реагирует и может начать действовать лишь в завершающей стадии повреждения изоляции, сопровождающейся значительным газовыделением (например, при завершении «ползущего» разряда). Характерный газ при перегреве твердой изоляции -диоксид углерода СО₂. Вывод трансформатора в ремонт для обнаружения повреждения, вызванного перегревом (повреждением) твердой изоляции, производится по предельным значениям газов спектра, особенно СО₂.

При ХАРГ следует учитывать способ защиты масла от увлажнения. При защите воздухоосушителем в спектре буде отмечен кислород, при азотной защите - азот. Наличие воздуха (кислорода) в спектре в случае пленочной защиты показывает потерю ее герметичности.

При установлении характера повреждения и оценке степени его опасности достоверность анализа зависит от количества проведенных анализов за конкретный промежуток времени. В отечественной практике принята периодичность отбора проб масла для ХАРГ 1 раз в б мес, для вновь вводимых в работу трансформаторов 220-500 кВ, а также 110 кВ мощностью 60 МВ.А и более - ежедневно в течение первых трех суток работы, затем через 1, 3 и 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ и выше дополнительно производится ХАРГ через две недели после включения.

Список используемой литературы

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, М.: Энергоатомиздат, 1986.

В.Ф. Могузов «Обслуживание силовых трансформаторов», М.: Энергоатомиздат, 1991.

В.А. Козлов, Л.М. Куликович «Прокладка, обслуживание и ремонт кабельных линий», Л.: Энергоатомиздат, 1984.

Размещено на Allbest.ru