Анализ растворенных газов в трансформаторном масле. Хроматографы и их использование в электроэнергетике

Хроматографический анализ газов в масле (ХАРГ) - один из наиболее чувствительных и точных методов оценки состояния маслонаполненного оборудования. Этот вид контроля давно и довольно широко используется в эксплуатации для диагностики состояния измерительных трансформаторов (ИТ) несмотря на то, что требования к выполнению этого анализа не включены в РД . Поскольку до настоящего времени отсутствуют российские нормативы граничного содержания газов в масле нормально работающих ИТ, заключение по результатам анализа в эксплуатации нередко дается на основании зарубежного опыта (Стандарт МЭК ) или российских норм для силовых трансформаторов и вводов РД . Такой подход представляется неправильным и необоснованным.

Поэтому установление граничных концентраций газов в масле работающих ИТ представляется авторам достаточно актуальной задачей. В настоящей статье обсуждаются результаты ХАРГ эксплуатируемых трансформаторов тока (ТТ) звеньевой конструкции типа ТФЗМ и трансформаторов (ТН) типа НКФ.

МЕТОДИКА

Для получения статистически значимых выборок данных авторами статьи был собран большой объем результатов ХАРГ при профилактическом контроле ИТ. В выборках представлены данные об ИТ, эксплуатируемых в различных климатических регионах, в том числе ОАО «Ленэнерго», МЭС Северо-Запада, Центра, Юга, сетевых предприятий Сибири, Урала и Дальнего Востока, Центрального региона. Расчет граничных значений проводился с помощью экспертно-диагностической информационной системы «Альбатрос», разработанной И.В. Давиденко, Уральский Политехнический институт, с программным модулем статистической обработки результатов ХАРГ согласно требованиям РД . В базу данных для расчета включалось по одному результату анализа при профилактическом контроле каждой единицы ИТ.

В отличие от РД – число интервалов для расчета было увеличено с 15 до 50; – в качестве граничных концентраций газового компонента в масле нормально работающих в эксплуатации ИТ рассматривались расчетные значения концентрации, соответствующие уровням интегральной функции распределения F = 0,90 или 0,95. Установленные таким образом значения граничных концентраций оказываются не превышенными у 90 или 95 % общего количества ИТ рассматриваемой группы. Данные, собранные отдельно по классам для каждого типа ИТ, группировались в выборки для расчета граничных концентраций вначале по отдельным предприятиям. Это позволило рассмотреть влияние региональных климатических условий на процессы, происходящие в изоляции, а также таких факторов, как особенности измерительного комплекса и парка оборудования.

Существенных отличиймежду граничными концентрациями для разных предприятий внутри групп по типам и классам ИТ обнаружено не было. Это позволило объединить выборки по предприятиям в каждой группе в одну расчетную выборку. Для подтверждения диагностической ценности установленных граничных концентраций газов были рассмотрены случаи забракованных в эксплуатации и аварийных ИТ с дефектами, известными по результатам разборки. Диагностика состояния по результатам ХАРГ проводилась по методике, включающей различные диагностические критерии, в том числе с использованием граничных концентраций газов. Газ с максимальным отношением измеренного и граничного значений считался основным, остальные газы с отношениями измеренного и граничного значения больше единицы считались газами с высоким содержанием. Вид развивающегося дефекта определялся по сочетанию основного и характерных газов . Полученные диагнозы сопоставлялись с результатами разборки ИТ и/или с результатами измерения других характеристик изоляции.

РЕЗУЛЬТАТЫ

Результаты расчета граничных концентраций для ТТ звеньевой конструкции типа ТФЗМ (старое название ТФНД) 220 и 500 кВ по объединенным выборкам представлены в табл. 1. Как видно из табл. 1, у этих двух выборок граничные значения всех газов довольно близки. (Необходимо отметить, что данные по ТФЗМ-500 имелись лишь для нижних блоков). С учетом того, что типа ТФЗМ-500 выпускаются в двухступенчатом исполнении (2 блока по 220 кВ), то есть конструкция изоляции у них одинакова, эти две выборки были объединены.

Результаты расчета для объединенной выборки 528 единиц представлены в последней строке табл.

1. Результаты расчета граничных значений содержания газов в масле ТФЗМ-110 представлены в табл.

2. У этих ТТ обращают на себя внимание высокие значения граничных концентраций некоторых газов. А именно, граничные концентрации водорода Н2, метана СН4 и этана С2Н6 у ТФЗМ класса 110 кВ на два порядка выше, чем у ТФЗМ классов 220 и 500 кВ, хотя граничные значения остальных газов низкие и близки к ТФЗМ других классов напряжения.

Если учесть, что в обоих случаях речь идет о негерметичной конструкции (со свободным дыханием), то трудно объяснить, почему высокие концентрации имеют место для газов с малой растворимостью в масле: водорода и метана. При этом достоверность результатов анализа не вызывает сомнений, поскольку на тех же предприятиях, на которых получены высокие граничные концентрации газов для ТФЗМ-110, граничные концентрации у ТТ других типов и классов гораздо ниже. Можно предположить, что это явление связано с какими-то особенностями конструкции или недостатками технологии изготовления ТФЗМ 110 кВ. Так, объем масла в ТФЗМ 110 кВ почти в 7 раз меньше, чем в ТФЗМ 220 кВ (сравним соотношение объемов в других конструкциях ТТ соседних классов напряжения. Например, у ТТ типа ТФРМ 330 кВ масса масла меньше, чем у ТФРМ 500 кВ всего в 1,2 раза). Возможно, именно малый объем масла и оказывает влияние на повышение концентраций газов у ТФЗМ 110 кВ, однако это касается только трех газов.

С другой стороны, хотя расчет граничных значений для ТФЗМ 110 кВ был выполнен по статистически значимому количеству единиц (467), работающих на многих предприятиях и в разных климатических регионах, на самом деле число работающих в ФСК и энергокомпаниях ТФЗМ 110 кВ намного больше. Не исключено, что при более широком охвате парка ТФЗМ-110 хроматографическим анализом можно ожидать некоторого снижения этих значений. Этот вопрос требует дальнейшего изучения, поэтому в настоящее время полученные для ТФЗМ 110 кВ граничные значения можно рекомендовать как справочные. Результаты расчета граничных концентраций газов в масле ТН типа НКФ по классам (уровни F = 0,90 и 0,95) представлены для сравнения в табл. 3.

Объемы выборок по классам представлены в единицах ТН, а для классов 220-500 кВ (поскольку это блочная конструкция и пробы масла на анализ берутся из каждого блока) дано и количество блоков 110 кВ. Из табл. 3 видно, что при достаточно представительных объемах выборок граничные концентрации газов у ТН разных классов достаточно близки между собой. Это позволяет объединить их вобщую выборку, тем более с учетом одинаковой конструкции блоков. Результаты расчета граничных значений для суммарной выборки ТН 110-500 кВ типа НКФ объемом 1291 блок (814 единиц) представлены в последней строке табл.3. Следует отметить, что расчетные значения концентраций углеводородных газов для ИТ (кроме ТФЗМ 110 кВ) на уровнях F=0,9 и 0,95 различаются примерно в 2-3 раза, причем они значительно ниже граничных концентраций для , установленных при F = 0,9. В связи с этим авторы считают, что для ТФЗМ 220-500 кВ и НКФ 110-500 кВ следует принять в качестве граничных значения концентраций, соответствующие интегральной функции распределения F = 0,95, по крайней мере, по двум причинам.

Использование расчетных значений концентраций газов в качестве граничных для нормально работающих ИТ предполагает постановку на учащенный контроль всего оборудования, в котором имеет место превышение нормативов даже по одному из газов. Применение граничных концентраций на уровне F = 0,9 привело бы к значительному количеству оборудования, подлежащего учащенному контролю (до 30 %). Учитывая то обстоятельство, что для отбора пробы масла на ХАРГ из ИТ, в отличие от силовых трансформаторов, необходимо их отключение, применение граничных концентраций на уровне F = 0,95 сократит количество необоснованных отключений. Известно, что публикация МЭК-61464 1998 г. рекомендует для трансформаторных вводов использовать в качестве граничных значения на уровне F = 0,95 (такой же поход для ТТ с изоляцией конденсаторного типа принят в Португалии ), что значительно уменьшает число объектов, подлежащих дополнительному контролю.

Расчетные значения концентраций для ИТ (за исключением ТФЗМ 110 кВ) на уровне F = 0,9 близки к пределам обнаружения. Чем ниже измеренная концентрация газа в масле, тем больше погрешность ее определения. Согласно РД , относительная погрешность анализа при содержании газов в масле ниже 10 мкл/л составляет более 50 %. Применение для оценки состояния оборудования результатов анализа с такой погрешностью может привести к отказу в работе, то есть снизить эффективность контроля. ТТ типа ТФЗМ 110 кВ представляют особый случай, для них предлагается использовать граничные концентрации 90 %-ного уровня, как уже отмечалось, в качестве справочных. Если сравнить результаты расчета граничных концентраций 95 %-ного уровня для ИТ типа ТФЗМ 220500 кВ и ТН типа НКФ 110-500 кВ (см. табл. 4), то видно, что у этих двух групп ИТ граничные концентрации близки. Это позволяет объединить их. Результаты расчета для объединенной группы представлены в последней строке табл. 4. Для подтверждения диагностической ценности полученных значений граничных концентраций газов в масле нормально работающих ИТ было проанализировано 12 случаев забракованных в эксплуатации и аварийных ИТ с дефектами, известными по результатам разборки (6 единиц ТТ типа ТФЗМ и 6 единиц ТН типа НКФ).

Рассмотрим два примера отбракованных ТТ типа ТФЗМ 110 кВ, результаты ХАРГ которых представлены в табл. 5. Значения содержания газов, превышающие граничные концентрации, выделены жирным шрифтом. Гистограммы рис. 1 и 2 показывают отношения измеренных значений каждого газа к граничным концентрациям.

Из табл. 5 и рис. 1 видно, что имеет место превышение граничных концентраций газов СН4, С2Н6 и СО2. По характерному составу газов (С2Н6 - основной газ, СН4 - характерный газ с высоким содержанием ), характер развивающегося повреждения диагностируется как слабый нагрев (t ? 300-400 oC), что согласуется и с повышенным содержанием СО2. При разборке ТТ был выявленослабленный контакт на шпильке заземления обмотки низкого напряжения, что подтверждает правильность поставленного диагноза.

Из табл. 5 и рис. 2 видно, что имеет место превышение граничных концентраций газов С2Н2 и С2Н4. По характерному составу газов: С2Н2 - основной газ, С2Н4 - характерный газ с высоким содержанием , характер развивающегося повреждения диагностируется как дуговой разряд. При осмотре выявлен обрыв первичной обмотки от обмоткодержателя, что совпадает с поставленным диагнозом. Приведенные примеры подтверждают, что установленные для ТФЗМ-110 кВ граничные концентрации можно использовать в качестве справочных. Рассмотрим два примера отбракованных ТН типа НКФ 110 кВ. Результаты ХАРГ представлены в табл. 6. Значения, превышающие граничные концентрации, выделены жирным шрифтом. Гистограммы рис. 3 и 4 показывают отношения измеренных значений каждого газа к граничным концентрациям.

НКФ-110 кВ был снят по результатам ХАРГ. Из табл. 6, первая строка, и рис. 3 видно, что содержание газов С2Н4, С2Н6 и С2Н2 превышает граничные концентрации, причем С2Н2 - основной газ, С2Н6 и С2Н4 - характерные газы с высоким содержанием. По результатам ХАРГ можно диагностировать искровой разряд, сопровождающийся нагревом до 300 oC. При обследовании ТН было установлено, что омическое сопротивление нулевого вывода обмотки ВН изменилось более чем на 10 %. При разборке был обнаружен плохой контакт в нижней части обмотки ВН. Таким образом, применение ХАРГ для диагностики позволило своевременно обнаружить дефект.

Пример 4.

НКФ 110 кВ был поставлен на учащенный контроль по результатам ХАРГ, представленным в табл. 6, вторая строка. Из табл. 6 и рис. 4 видно, что содержание С2Н6, СО и СО2 превышает граничные значения, причем С2Н6 и СО2 - основные газы, СО - характерный газ с высоким содержанием. По характер развивающегося повреждения диагностируется как нагрев до 300 oC бумаги и масла. Установлено, что до отбора пробы ТН подвергался феррорезонансным перенапряжениям, следствием которых был нагрев обмотки ВН и усиленное старение изоляции. Приведенные примеры подтверждают диагностическую ценность предложенных нормативных значений и целесообразность использования ХАРГ для оценки технического состояния ИТ. Для сравнения в табл. 7 даны предложения и рекомендации разных стран по граничным для нормально работающих маслонаполненных ИТ и силовых трансформаторов и браковочным концентрациям газов.

1. Установленные для отечественных ИТ граничные концентрации газов в масле значительно ниже рекомендуемых Стандартом МЭК для ИТ и РД для силовых трансформаторов.

2. Граничные концентрации газов в масле для ТТ типа ТФЗМ классов 220 и 500 кВ и для ТН типа НКФ классов 110-500 кВ близки между собой. Проведенные расчеты показали возможность объединения этих групп ИТ. Для них предложены единые нормативные значения граничных концентраций газов на уровне интегральной функции распределения F = 0,95.

3. Граничные концентрации водорода, метана и этана в масле для ТТ типа ТФЗМ-110 кВ по результатам расчета оказались примерно на два порядка выше, чем у остальных ТФЗМ. Они рассчитаны на уровне интегральной функции распределения F = 0,90 и предлагаются в качестве справочных. Вопрос о нормативных граничных концентрациях газов в масле нормально работающих ТФЗМ110 кВ требует дополнительного изучения.

4. Влияния региональных климатических условий на значения граничных концентраций газов в масле ИТ не выявлено.

5. Использование граничных значений для оценки состояния ИТ и своевременного принятия решения о мероприятиях по обслуживанию оборудования повысит надежность эксплуатации. Для обеспечения безаварийной эксплуатации ИТ недостаточно располагать только нормативными значениями граничных концентраций газов в масле.

Необходимо решить еще целый ряд вопросов, в том числе должны быть определены:

Опасные скорости нарастания газов в масле ИТ; периодичность повторного анализа газов в зависимости от уровня содержания и скорости нарастания газов;

Признаки характера повреждения, для чего надо установить связь между результатами ХАРГ и дефектами, выявленными в результате разборки;

Объем дополнительных измерений и эксплуатационных мероприятий в зависимости от характера предполагаемого дефекта;

Метрологические требования к методике проведения хроматографического анализа для оценки состояния измерительных трансформаторов. Все эти вопросы должны быть учтены при разработке РД или отраслевого стандарта.

Непрерывный мониторинг технического состояния силовых трансформаторов по всем ключевым параметрам включает в себя контроль:

• нагрузки по току;
• уровня масла, а также его температуры;
• температуры обмотки;
• сигнализации и др.

Предлагаемые системы мониторинга трансформаторов могут работать как в автономном режиме, так и с интеграцией в АСУТП предприятия. Оперативная работа с архивами и динамический анализ данных позволяют оптимизировать нагрузку и продлить срок службы энергетического оборудования.

Мы предлагаем внедрение следующих систем мониторинга:

• Qualitrol 509 серии ITM (контроль состояния масляных трансформаторов);
• 118 ITM (непрерывное наблюдение за «сухими» силовыми установками);
• 506 VTM/507 ITM (дистанционная регистрация параметров фиксированного оборудования);
• T/Guard 408 (оптоволоконная система контроля температуры силовых установок посредством специальных датчиков).

Хроматографический анализ трансформаторного масла

Исследование трансформаторного масла на наличие растворенных газов также является одним из ключевых параметров контроля состояния силовых маслонаполненных трансформаторов. По присутствию растворенных опасных газов и их концентрации можно на ранней стадии выявить неисправности конструктивных узлов маслонаполненных трансформаторов и шунтирующих реакторов.

Наиболее востребованным методом непрерывной диагностики является хроматографический онлайн-анализ растворенных газов в трансформаторном масле. В линейке продукции «БО-ЭНЕРГО» представлены поточные онлайн-хроматографы «Серверон», контролирующие от 2 до 8 ключевых газов, изготовленные в соответствии с ТУ-4215-001-70110824-2014 и внесенные в Государственный реестр средств измерений (свидетельство № US.C.31.004.A №56677.

Какие дефекты выявляются хроматографическим анализом трансформаторного масла?

Состояние оборудования оценивается по наличию газов, их концентрации и по скорости ее роста. Если в исследуемой жидкости присутствует водород (H₂), то вероятны дефекты электрического характера, а именно - дуговые и искровые разряды.

Избыток этана (C₂H₆) свидетельствует о появлении термических неисправностей, например, о нагреве изоляции до +300…+400°C. Наличие метана (CH₄) в охлаждающей жидкости сигнализирует о более высокой температуре - до +600°C. Если по результатам мониторинга в трансформаторном масле обнаружен газ этилен (C₂H₄), то перегрев сильный, выше +600 °C.

Присутствие растворенного ацетилена (С₂Н₂) свидетельствует о регулярно возникающем искрении и проскакивающей электрической дуге. Причиной может быть нарушение изоляции стяжных шпилек, листов технической стали или некорректное заземление магнитопровода.

Если в исследуемой жидкости выявлено присутствие СО или СО₂, то это сигнал об ускоренном старении или увлажнении твердой электрической изоляции.

Для силовых агрегатов мощностью свыше 110 кВт хроматографический анализ трансформаторного масла рекомендуется проводить не реже 1 раза в полгода. Наличие специальных вводов дает возможность брать пробы без остановки оборудования.

Диагностика силовых трансформаторов

Рассматриваемые технологии, включая хроматографический анализ трансформаторного масла онлайн, являются неразрушающими методами контроля состояния энергетического оборудования.

Диагностика силовых трансформаторов по такой методике обеспечивает следующие преимущества:

• оценку технического состояния без вывода из эксплуатации;
• выявление неисправностей на ранних стадиях;
• наблюдение за всеми процессами внутри системы;
• определение оптимальных сроков ремонта.

Режим регулирования напряжения.

Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) должны работать, как правило, в автоматическом режиме. Допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления. На трансформаторах с переключением без возбуждения (ПБВ) правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться два раза в год - перед зимним максимумом и летним минимумом нагрузки.

Аварийные режимы.

При отключении трансформатора защитой, не связанной с его внутренними повреждениями, например, максимальной токовой защитой, трансформатор может быть вновь включен в работу.

При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной) этот трансформатор включается в работу только после осмотра, испытаний, анализа масла, анализа газа из газового реле и устранения выявленных дефектов.

При срабатывании газового реле на сигнал производится наружный осмотр трансформатора и отбор газа из газового реле для анализа. Если газ в реле негорючий, при наружном осмотре признаки повреждения не обнаружены, а отключение трансформатора вызывает недоотпуск электроэнергии, трансформатор может быть оставлен в работе до выяснения причин срабатывания газового реле на сигнал. После выяснения этих причин оценивается возможность дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора.

Аварийный вывод трансформатора из работы осуществляется:
при сильном и неравномерном шуме или потрескиваниях внутри бака трансформаторы;
ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке, не превышающей номинальную, и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла или уменьшении уровня масла ниже уровня масломерного стекла в расширителе.

23 ВОПРОС

Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле

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.

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 СО2/СО, 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 /СО, 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 двумя-тремя 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 СО2 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.

24 ВОПРОС

При внешнем осмотре могут быть установлены некоторые неисправности трансформатора: поверхностное перекрытие; пробой или разрушение изоляторов, ввод, вздутие бака, образовавшееся вследствие механических усилий внутри трансформатора при его аварии; нарушение прочности швов бака или уплотнений, наличие и течи масла; неисправности работы маслоуказателя, сливного крана и другие дефекты.

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.

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 зависимости 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 Тоткр при определенной его влажности не превышает значений, приведенных в табл. 1.

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

Ремонт вводов. Основные неисправности вводов (рис.4) следующие: трещины и сколы изоляторов, разрушение изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы контактного зажима при неправильном навинчивании и затягивании гайки. При значительных сколах и трещинах ввод заменяется.

Армирование фарфоровых изоляторов начинают с изготовления зажима из медных или латунных прутков соответствующего диаметра и длины; на концах зажима нарезается резьба по размерам заменяемого. На зажим навинчивают стальной или бронзовый колпак и закрепляют его контргайкой. С внутренней стороны колпак с зажимом скрепляют газосваркой. Сварку производят латунью с применением в качестве флюса буры, предварительно прокаленной в течение 3 ч при 700 °С. Качество сварки должно быть проверено. После сварки зажим лудят гальваническим способом и подвергают вторичному испытанию.

Ремонт поврежденных контактных зажимов . Поврежденную резьбу зажимов отрезают ножовкой заподлицо с плоскостью колпачка. Зажим высверливают на толщину тела колпачка (3-4 мм), после чего его можно свободно вынуть и заменить новым. Новый зажим приваривают от верхней плоскости колпачка

Ремонт пробивного предохранителя. После каждого пробоя предохранителя устанавливают новую слюдяную пластинку толщиной 0,25 мм, а контактные поверхности предохранителя тщательно зачитают от образовавшегося нагара.

Ремонт бака. Сравнительно распространенными случаями повреждения бака, вызывающими его течь, являются нарушения сварных швов и недостаточная плотность прокладки между баком и крышкой. Пустой бак очищают от осадков, грязи, промывают и ополаскивают теплым маслом. Проверяют исправность работы спускного крана. Места течи заваривают, предварительно тщательно очистив место сварки от масла и краски и просушив его постепенным и равномерным нагревом паяльной лампой.

Ремонт прокладок. Пришедшие в негодность уплотняющие прокладки заменяют новыми, изготовленными из маслостойкой резины.

Разметку отверстий в прокладках для прохода болтов делают по крышке или фланцу бака. Отверстия выполняют просечкой. Во избежание перекоса крышки дополнительно прокладывают проволочный ограничитель 5 (рис.5).

Ремонт расширителя. Ремонт расширителя (рис.6) чаше всего сводится к промывке его маслом. Но иногда необходимо очищать внутреннюю поверхность расширите ля от ржавчины, которая может быть обнаружена при разборке трансформатора в виде большого скопления крупинок на плоскости верхнего ярма, под отверстием патрубка расширителя или чаще под отверстием выхлопной трубы.

25 ВОПРОС

ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
7.1. ОБСЛУЖИВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Электрические соединения в ЭЭС осуществляются в распределительных устройствах (РУ), включающих в себя схемы соединения; измерительные аппараты; устройства защиты от перенапряжения; аппараты, формирующие информационную сеть; коммутационные аппараты; электрические агрегаты; устройства защиты и автоматики. Схемы соединения РУ зависят от их назначения. Схемы подстанций сравнительно просты, а схемы соединения электростанций и объектов, выполняющих роль узловых пунктов сети ЭЭС, значительно сложнее. На таких объектах используются устройства защиты и автоматики, охватывающие большое число присоединений (дифференциальная защита шин, устройства резервирования отказа выключателей и т. п.).
Эксплуатацию РУ осуществляет персонал . Работы, проводимые в электрических установках, связаны с необходимостью выполнения операций с коммутационными аппаратами и вторичными аппаратами РУ и с подготовкой рабочих мест для ремонтов. В больших РУ эти операции весьма сложны. Учитывая высокие требования к точности оперативных переключений, их выполняет персонал, имеющий специальную подготовку, - оперативный персонал. Поддержание электрических устройств в состоянии, пригодном к эксплуатации, производится ремонтным персоналом.
При эксплуатации РУ обслуживаются:
централизованно выездными оперативными бригадами;
при помощи домашнего дежурства;
постоянным оперативным персоналом.
В первом случае объект работает без персонала. Сигнализация о событиях, требующих вмешательства, поступает на диспетчерский пункт. Для их устранения, а также для подготовки рабочих мест ремонтному персоналу на объект выезжает оперативная бригада. Преимущество такого обслуживания заключается в том, что требуется меньшее число работников. Недостатком является обязательное ожидание, так как требуется время на поездку, а иногда и на освобождение оперативной бригады от предыдущего задания.
Во втором случае персонал, живя поблизости от объекта, находится на пассивном дежурстве и прибывает на него при первой необходимости. Учитывая, что в этом случае, как и в первом, обслуживаются объекты, имеющие простую схему коммутации, для лучшего использования рабочего времени персонал выполняет и простые ремонтные работы. Подобное обслуживание имеет определенные достоинства, но вызывает необходимость расположения жилья поблизости от объекта.
В третьем случае, как правило, обслуживаются сложные РУ, являющиеся узловыми пунктами ЭС и определяющие надежность ее работы.
Надежность работы ЭЭС в значительной мере зависит от надежности РУ, которая обусловлена надежностью действия персонала и характеристиками надежности технических устройств.
Наиболее сложные аварии вызываются при обесточении части или всего РУ. Общая статистика причин обесточения РУ приведена в табл. 7.1.
Таблица 7.1. Причины обесточения РУ и их доля в общем числе аварий

Из табл. 7.1 видно, что в 60% всех случаев аварии происходят из-за неправильных действий персонала, а в 40% -из-за ненадежности технических устройств. Число ошибок персонала зависит от сложности и обозримости технических систем, т. е. чем они сложнее и менее наглядны, тем больше ошибок допускает персонал. Стремление к повышению технической надежности приводит к усложнению схем первичной и, главным образом, вторичной коммутации. В результате этого положительный технический эффект уменьшается из-за роста ошибок оперативного персонала. Поэтому проблема повышения надежности действия персонала требует серьезного внимания.

Похожая информация.

« ____ » ____________ 2006 г.

ИНФОРМАЦИОННОЕ ПИСЬМО

Отбор, хранение и транспортировка проб трансформаторного масла

для хроматографического анализа растворённых газов (ХАРГ)

Настоящее информационное письмо составлено на основе действующих инструкций, руководящих документов и ГОСТов, а также накопленного опыта практической работы в этой области. Приводимая ниже информация рекомендована для специалистов по эксплуатации и ремонту электрооборудования 110-500 кВ.

Технология отбора проб масла на ХАРГ.

1. Отбор проб осуществляется в стеклянные медицинские шприцы (рис. 1) ёмкостью 10-20 мл с заглушкой, изготовленной из наконечника медицинской иглы с запаянным отверстием. Заглушка используется для герметизации шприца после отбора пробы. Для отбора проб могут применяться также специальные пробоотборники «ЭЛХРОМ» ёмкостью 20 мл (приложение 1). Пробоотборник представляет собой комбинацию специального цельностеклянного шприца и прецизионного трехходового крана. Конструкция пробоотборника позволяет производить отбор проб из всех видов электрооборудования без использования дополнительных приспособлений. При этом сводятся до минимума потери масла из электрооборудования, что особенно важно для маломасляных аппаратов (высоковольтных вводов). Газоплотность пробоотборника позволяет обеспечить минимальные потери газов при хранении и транспортировке.

Каждый шприц (пробоотборник) должен иметь индивидуальный номер!

Рисунок 1. Шприц для отбора проб масла на ХАРГ

При отборе проб трансформаторного масла необходимо следить, чтобы в шприц с маслом не попали механические примеси и пузырьки воздуха.

Недопустим отбор проб масла в одноразовые пластмассовые шприцы!

Недопустим отбор проб масла из открытой струи!

Недопустим контакт масла с атмосферным воздухом при отборе!

При отборе пробы масла из бака трансформатора 1 (рис. 2) маслоотборное устройство очистить от загрязнений, проверить маркировку шприцев. К маслоотборному штуцеру подсоединить шланг с внутренним диаметром 6-8 мм из маслостойкой резины. Приоткрыть вентиль маслоотборного устройства и слить 1-2 литра масла для промывки штуцера и шланга. Перед окончанием слива свободный конец шланга приподнять вверх для удаления пузырьков воздуха. Плотно ввести присоединительный конус шприца в заранее подготовленное отверстие в шланге (возможно применение медицинской иглы или специально изготовленных переходников), перекрыть конец шланга для создания в нём избыточного давления.

Перед заполнением шприц промыть отбираемым маслом! Для этого шприц полностью заполнить отбираемым маслом, после чего, плавным нажатием на поршень, вытеснить всё масло из шприца. Процедуру промывки повторить не менее трёх раз.

Рисунок 2. Отбора пробы масла из бака силового трансформатора

После промывки заполнить шприц маслом и расположив шприц иглой вверх, вытеснить 1-2 мл масла для удаления пузырьков воздуха. Закрыть шприц наконечником-заглушкой (установку заглушки проводят одновременно с надавливанием на поршень шприца). Заполнить сопроводительные листы (приложение 2), шприцы с пробами масла поместить в специальную тару.

Отбор проб масла из герметичных вводов должен производиться по технологической карте . Для вводов со встроенным компенсатором давления пробы отбираются непосредственно из ввода. Для вводов с выносным компенсатором давления пробы отбираются из бака давления (для уточнения вида предполагаемого дефекта, по согласованию с СИИЗ, допускается отбор пробы масла непосредственно из вводов).

При отборе пробы из ввода с выносным баком давления закрывать вентиль на время

не более 5-10 минут!

Для отбора пробы масла из герметичного ввода: закрыть вентиль на вводе, снять заглушку с перекрываемого хода вентиля, прижать конус шприца через мягкую резиновую прокладку толщиной 8-10мм к отверстию вентиля (предварительно в прокладке необходимо проколоть отверстие для конуса шприца). Приоткрыть вентиль до заполнения шприца маслом. Перед заполнением маслом шприц промыть отбираемым маслом! Для этого шприц полностью заполнить отбираемым маслом, после чего, плавным нажатием на поршень, вытеснить всё масло из шприца.

После промывки заполнить шприц маслом. Закрыть вентиль, поставить заглушку на место, открыть вентиль до конца. Расположив шприц иглой вверх, вытеснить 1-2 мл масла для удаления пузырьков воздуха. Плотно закрыть шприц наконечником-заглушкой, (установку заглушки проводят одновременно с надавливанием на поршень шприца). Заполнить сопроводительные листы (приложение 2), шприцы с пробами масла опустить в специальную тару.

Герметично закрытые шприцы с пробами масла хранят в защищённом от солнечного света месте в емкостях, заполненных трансформаторным маслом (шприцы должны быть полностью погружены в масло). На контейнерах должно быть указано наименование подстанции.

Доставка проб масла на ХАРГ осуществляется транспортом ПС, либо другим способом (по согласованию с начальниками районов), не позже 3-4 суток с момента отбора. Пробы отправляются в химлабораторию с заполненными сопроводительными листами. Шприцы транспортируются в емкостях, заполненных трансформаторным маслом (шприцы должны быть полностью погружены в масло) в вертикальном положении, заглушками вниз.

При транспортировании необходимо избегать сильной вибрации, тряски, резких перепадов температур и попадания прямого солнечного света на пробы масла.

Хроматографический анализ газов, растворённых в трансформаторном масле, проводит персонал химической лаборатории службы испытаний и измерений. Результаты анализа заносятся в сопроводительный протокол, который после аналитической обработки в службе СИИЗ возвращается на подстанцию с заключением специалистов.

Приложение 1

Отбор проб масла в пробоотборник ЭЛХРОМ

Отверните две половинки гермоузла.

2 и оттяните поршень.

Переместите уплотнительное кольцо гермоузла в крайнее нижнее положение поршня так, чтобы оно не препятствовало свободному ходу поршня в процессе отбора пробы.

Снимите защитные пробки.

Прижмите поршень до упора (для обеспечения свободного хода поршня ручка трехходового крана должна быть в положении 2 или 3 ) и поверните ручку трехходового крана в положение 1 .

Соедините конус крана пробоотборника с источником масла, слейте порцию масла через боковой штуцер (для удобства к нему можно присоединить специальный шланг). Рекомендуемое положение пробоотборника при отборе пробы – вертикальное.

Поверните ручку крана в положение 2 , заполните шприц небольшой порцией масла и поверните ручку в положение 3 .

Слейте взятую порцию масла через боковой штуцер спокойным нажатием на поршень.

Поверните ручку в положение 2 и заполните шприц до отметки 20 мл.

Поверните ручку в положение 1 .

Установите защитные пробки.

Прикрутите две половинки гермоузла до упора. Проба взята.

Если при отборе пробы по каким-либо причинам пробоотборник не занимает вертикального положения, то для удаления воздушного пузыря пробоотборник необходимо отсоединить от источника, сбросить пузырь (в вертикальном положении) и повторить все процедуры снова. Не следует осуществлять процедуру удаления воздуха энергично – это не приведет к желаемому результату, а только осложнит получение достоверной пробы.

Внимание! Замена поршней шприцев запрещается, так как поршни не являются взаимозаменяемыми!

Схема расположения ручки трехходового крана при вертикальном положении пробоотборника:

Приложение 2

Требования к заполнению сопроводительного листа

при отборе проб трансформаторного масла на ХАРГ

СОПРОВОДИТЕЛЬНЫЙ ЛИСТ

пробы на ХАРГ в масле

ПС ____________________________ Тип (тр-ра, ввода) __________________________________

Дисп. наименование ___________________ Фаза ______ Заводской № ______________________

№ чертежа (ввода) ______________________ Завод-изготовитель _________________________

Дата вып.: ____________ Дата ввода в экспл. ______________ Нагрузка (тр-ра) __________ МВт

Марка залитого масла ____________________ Вид защиты масла (тр-ра) ____________________

Причина отбора пробы ________________________________ Дата отбора ___________________

При отборе: t масла ___________ С, t воздуха ___________ С

Пробу отобрал (Ф.И.О.)_______________________ в шприц № _________ Подпись ___________

В сопроводительном листе должны быть указаны следующие сведения: название подстанции, тип оборудования, диспетчерское обозначение, фаза, заводской номер, номер заводского чертежа (для вводов). Например:

АОДЦТН-267000/500, АТГ-4, фаза А, Зав. № 92766;

АТ-1, ввод 110 кВ ГМТА-110/2000-У1, фаза А, черт. № 2ИЭ.800.055

Кроме того, необходимо указать завод-изготовитель, дату выпуска и ввода в эксплуатацию, значение нагрузки трансформатора перед отбором пробы, марку масла, залитого в оборудование, тип защиты масла (свободное дыхание, азотная или плёночная защита), причину отбора (очередная, внеочередная, повторная, после кап. ремонта и т.п.), дату отбора пробы.

Максимально точно указать температуру верхних слоёв масла и температуру окружающего воздуха в момент отбора пробы. Указать фамилию, инициалы отбиравшего пробу (подтверждается подписью) и номер шприца, в который отобрана проба.

Начальник СИИЗ

1 Из бака трансформатора необходимо отбирать два шприца (или пробоотборника) объемом 20 мл.