Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

КЭС 2400 - файл RD3446~1.DOC


Загрузка...
КЭС 2400
скачать (14905.4 kb.)

Доступные файлы (14):

01_а.doc25kb.17.12.2008 21:10скачать
02_а.doc49kb.17.12.2008 21:10скачать
03_Ведомость ДР.doc68kb.18.12.2008 00:22скачать
RD3446~1.DOC739kb.18.12.2008 00:22скачать
Байды.dwg
диагностика основная часть.doc379kb.18.12.2008 00:23скачать
змісто.doc36kb.17.12.2008 21:11скачать
олег_1.doc5517kb.18.12.2008 00:42скачать
олег.doc5490kb.18.12.2008 00:28скачать
спец чертеж.doc1813kb.18.12.2008 00:44скачать
Схема СН 6 и 0,4 кВ Схема электрическая принципиальная.dwg
Схема СН єлектрическая принципиальная.dwg
УДИПЛОМ.doc5706kb.18.12.2008 00:48скачать
цо.RTF48kb.17.12.2008 21:11скачать

RD3446~1.DOC

Реклама MarketGid:
Загрузка...
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ

РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ

ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ

В МАСЛЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
РД 34.46.302-89

Настоящие Методические указания рекомендуются для применения в энергосистемах в дополнение к "Методическим указаниям по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

Настоящие Методические указания распространяются на силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы (в дальнейшем трансформаторы) общего назначения класса напряжения 35 кВ и выше с любым видом защиты масла от увлажнения и устанавливают возможность оценки эксплуатационного состояния трансформаторного оборудования (без его отключения) по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов (АРГ).

Настоящие Методические указания разработаны с учетом публикаций в периодической печати, рекомендаций МЭК и СИГРЭ.

При разработке Методических указаний были использованы результаты хроматографического анализа газов выведенных в ремонт трансформаторов по данным энергосистем, а также опыт диагностирования эксплуатационного состояния трансформаторов Донбасэнерго, Ленэнерго, Мосэнерго, Свердловэнерго, ВИТ, ПО "Запорожтрансформатор" и ВЭИ им. В.ИЛенина.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов при использовании настоящих Методических указаний — 95%, а при использовании только Методических указаний 1979 г. — 54%.

^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Методика и аппаратура проведения АРГ должна обеспечить:

1.1.1. Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода (Н2), метана (СН4), ацетилена (С2Н2), этилена (С2Н4), этана (С2Н6), окислы углерода (СО) и двуокиси углерода (СО2), азота (N2) и кислорода (О2).

1.1.2. Пороговую чувствительность () по водороду и углеводородным газам (кроме ацетилена) — 5 · 10-4 % об.; по ацетилену — 5 · 10-5 % об.; по окслам углерода — 5 · 10-3 % об.

1.2. Появлением газов в масле трансформатора (следы i-го газа) считается значение концентрации, превышающее пороговую чувствительность.

1.3. Измеренные в результате АРГ концентрации газов могут быть использованы для расчета отношений пар газов и скорости их нарастания, если их значения по крайней мере в 5-10 раз превышают пороговую чувствительность по принятой методике АРГ.
^ 2. СОСТАВ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

С ВОЗМОЖНЫМИ РАЗВИВАЮЩИМИСЯ ДЕФЕКТАМИ
2.1. Газы, наиболее характерные для определенного вида дефекта:

водород — дефекты электрического характера (частичные разряды, искровые и дуговые разряды);

ацетилен — искрение, электрическая дуга, нагрев выше 700°;

этан — термический нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур до 300°С;

этилен — высокотемпературный (выше 300°С) нагрев масла и бумажно-масляной изоляции.

2.2. Состав растворенных в масле газов зависит от характера развивающегося в трансформаторе повреждения, по полученным данным АРГ можно ориентировочно предположить вид развивающегося дефекта.

В табл. 1 приведены характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов, а в табл. 2 — вероятные причины появления растворенных газов в масле дефектных трансформаторов.
Таблица 1.
^ Характерные составы газов, растворенных в масле,

для различных дефектов трансформаторов





Состав газов




при электрическом разряде

при нагреве

Газ

дуговом

искровом

частичном

до 300°С вкл.

св. 300 до 700°С вкл.

св.700°С




Масло

Бумага и масло

Масло

Бумага и масло

Масло

Бумага и масло

Масло

Бумага и масло

Масло

Масло

Водород

а

а

а

а

а

а

г

г

в

в

Метан

б

б

в

в

в

в

б

б

б, в

б, в

Этан

г

г

г

г

г

г

а

а

г

г

Этилен

б

б

в

в

г

г

в

в

а

а

Ацетилен

а

а

а

а

в, д

в, д





г

б, в

Окись углерода

г

б

г

в

г

в

г

б, в

г

г

Двуокись углерода

г

в

г

в

г

в

г

а

г

г

Условные обозначения: а — основной газ для данного дефекта; б — характерный газ с высоким содержанием; в — характерный газ с малым содержанием; г — нехарактерный газ; д — только при высокой плотности выделяемой энергии.



Определение основного и характерных газов по результатам АРГ производится следующим образом:

2.2.1. Рассчитываются относительные концентрации газов по формуле



где Ai

измеренное значение концентрации i-го газа;

Aгрi

граничные концентрации i-го газа (согласно разд. 3 настоящих Методических указаний).


Таблица 2.
^ Состав газов и вероятные причины их появления

в масле дефектных трансформаторов


Состав растворенных в масле газов

Вероятные причины

1. СО2, СО2 + СО

(СО2 — основной газ, СО — характерный газ с любым содержанием)

Трансформатор перегружен; высокая влажность масла; термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию

2. Н2, СН4

2 — основной газ, СН4 — характерный газ с малым содержанием)

Частичные разряды в масле

3. Н2, СН4, С2Н4, СО2

2 и С2Н2 — основные газы;

СН4 и С2Н4 — характерные газы с высоким содержанием;

СО2 — нехарактерный газ)

Дуговой разряд высокой энергии, вызывающий разложение масла

4. То же, что и в п. 3, но отсутствует ацетилен

Высокотемпературный нагрев масла

5. Н2, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6, СО, СО2

2 и С2Н2 — основные газы;

СН4 и С2Н4 — характерные газы с высоким содержанием;

СО — характерный газ с малым содержанием;

С2Н6 — нехарактерный газ)

Высокотемпературное дугообразование, затрагивающее твердую изоляцию

6. C2H6, СН4, СО2, СО и Н2

(СО2 и С2Н6 — основные газы;

СН4 — характерный газ с малым содержанием;

СО — характерный газ с любым содержанием;

Н2 — нехарактерный газ)

Термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию.

Температура в зоне нагрева до 300°С


2.2.2. По расчетным относительным концентрациям максимальное значение соответствует основному газу (кроме СО2; СО2 — основной газ, если >1;


ai  1 —

характерный газ с высоким содержанием;

0,1  аi <1 —

характерный газ с малым содержанием;

аi < 0,1 —

нехарактерный газ.


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

При этом, если измеренные концентрации превышают пороговую чувствительность (см. п. 1.1.2.), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.

2.4. При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформатора необходимо учитывать условия его эксплуатации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава растворенных в масле газов нормально работающих трансформаторов.

2.4.1. Эксплуатационные факторы, вызывающие увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

увеличение нагрузки трансформатора;

перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителя и т.д.;

доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;

проведение сварочных работа на баке;

повреждения масляного насоса с неэкранированным статором;

перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.);

Перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках;

переток газов из бака контактора РПН в бак трансформатора, имеющего РПН типов РС-3 и РС-4;

сезонные изменения интенсивности процесса старения и т.п.

2.4.2. Эксплуатационные факторы, вызывающие уменьшение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла;

уменьшение нагрузки трансформатора;

замена силикагеля;

длительное отключение;

дегазация масла;

доливка дегазированным маслом;

частичная или полная замена масла в баке трансформатора;

заливка маслом под вакуумом, в том числе — частичным вакуумом;

замена масла в маслопроводах, навесных баках, избирателе устройств РПН расширителе и др.

В приложении 1 приведены примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.
^ 3. КРИТЕРИЙ ГРАНИЧНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ,

РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1. Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами; такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением АРГ.

Чем меньше принятое значение граничных концентраций, тем большее количество трансформаторов будет взято под учащенный контроль и наоборот.

3.2. За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа анализов обследованных трансформаторов принятой группы (не менее 50).

3.3. Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения (Fi) следующим образом:

3.3.1. Измеренные концентрации i-го газа от 0 до Аmax по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам АРГ, следует разбить на l интервалов (можно принять l = 1015).

Вероятность Рli приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от А(l-1) до .

3.3.2. На каждом интервале определяем вероятность

(2)


Рис. 1. Определение граничной концентрации по интегральной функции распределения


где

число анализов с концентрацией газа

N —

общее число анализов по i-му газу.


3.3.3. Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся так

(3)

где kl

3.3.4. Граничная концентрация i-го газа определяется при наиболее просто — графически (рис. 1).

3.4. Значения граничных концентраций газов, учитывая различные условия их эксплуатации в разных регионах, следует определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, с одним сроком эксплуатации, одного класса напряжения и т.д.).

3.5. При отсутствии фактически измеренных значений (например, на начальной стадии внедрения диагностики развивающихся дефектов по АРГ) можно пользоваться данными табл. 3.
^ Таблица 3.
Граничные концентрации растворенных в масле газов






Концентрация газов, % об.

Оборудование

Н2

СН4

С2Н4

С2Н4

С2Н6

СО

СO2

Трансформаторы

напряжением 110-500 кВ

0,01

0,01

0,001

0,01

0,005

0,02

0,6(15)*

0,8(0,3)

Трансформаторы напряжением 750 кВ

0,003

0,002

0,001

0,002

0,001

0,02

0,3

Реакторы напряжением 750 кВ

0,01

0,003

0,001

0,001

0,002

0,02

0,3

* В числителе приведены значения СO2 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 азотной или пленочной защитой.


^ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДА И ХАРАКТЕРА

РАЗВИВАЮЩЕГОСЯ ДЕФЕКТА ПО КРИТЕРИЯМ

ОТНОШЕНИЙ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПАР ГАЗОВ
4.1. Вид развивающихся в трансформаторах повреждений (тепловой или электрической) можно ориентировочно определить по составу измеренных растворенных газов (см. п.2.2.).

Для уточнения диагноза необходимо определить отношение концентраций пар из четырех газов: Н2, СН4, С2Н2 и С2Н4.

При этом следует учитывать только такие отношения, в которых концентрация хотя бы одного из газов была выше граничной концентрации.

4.1.1. Условия прогнозирования "разряда": > 0,1 и < 0,5.

4.1.2. Условия прогнозирования "перегрева": < 0,1 и > 0,5.

Если при этом концентрация СО  0,03% об., то прогнозируется перегрев масла, а если СО > 0,03% об. — перегрев твердой изоляции.

4.1.3. Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

 0,1 и >0,5.

или

< 0,1 и  0,5.

4.1.4. Температуру в зоне нагрева можно определить по формуле

С (4)

4.2. Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется согласно табл. 4.

Для определения характера дефекта по табл. 4 необходимо выполнение требований пп.1.3. и 4.1.

4.3. Отношение СО2/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в табл. 4.

4.3.1. Следует иметь в виду, что СО2 и СО образуются в масле трансформатора при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.

4.3.2. Содержание СО2 в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления.

В трансформаторах со "свободным дыханием" СО2 может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03% об.

4.3.3. Для оценки нормальной работы трансформаторов принимается отношение СО2/СО с учетом коэффициента стандартного отклонения, равного 4,5-13.

4.3.4. Если отношение СО2/СО меньше 5 или больше 13, следует считать, что повреждением затронута твердая изоляция.

Полученные значения отношений CO2/CO следует сравнить с предыдущими значениями для того же трансформатора или со значениями для подобно нагруженных трансформаторов той же конструкции.
Таблица 4.
^ Определение характера дефекта

в трансформаторе по содержанию газов в масле





Отношение характерных газов




Характер протезируемого дефекта







Типичные примеры

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 неполной 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 к пробою твердой изоляции

4. Разряды малой мощности

< 0,1

0,1—1

 1

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

Силовые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю

6. Термические 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


^ 5. СКОРОСТЬ НАРАСТАНИЯ ГАЗОВ В МАСЛЕ
5.1. Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов (см. пп.2.4.1 и 2.4.2), а также вследствие естественного старения изоляции.

5.2. Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.

5.3. Для бездефектных трансформаторов концентрации газов за срок службы не должны превысить граничных значений (см. табл. 1).

5.4. Абсолютная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле

(5)

где

два последовательных измерения концентрации i-го газа (% об.);

Тд

периодичность диагностики — промежуток времени между двумя последовательными отборами проб масла для измерения концентрации газов (мес.).


5.5. Относительная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле

(% в мес) (6)

5.6. Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа.

Если относительная скорость нарастания газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие развивающегося дефекта в трансформаторе.
^ 6. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ
6.1. Периодичность диагностики определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития повреждения.

6.2. Все дефекты в зависимости от продолжительности развития повреждения можно подразделить на:

6.2.1. Мгновенно развивающиеся дефекты — это повреждения, продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут (например, короткое замыкание между обмотками или пробой изоляции под воздействием перенапряжений).

6.2.2. Быстро развивающиеся дефекты — это повреждения, продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель (например, ползущий разряд в завершающей стадии).

6.2.3. Медленно развивающиеся дефекты — это повреждения, продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет (например, повышенный нагрев конструктивных элементов или повышенный уровень частичных разрядов).

6.3. По результатам АРГ можно выявлять быстро и медленно развивающиеся дефекты. При этом следует иметь в виду, что быстро развивающиеся дефекты могут быть выявлены только при непрерывном контроле растворенных в масле газов с применением автоматизированных устройств АРГ1.

6.4. Медленно развивающиеся дефекты могут быть выявлены при дискретном проведении АРГ с периодичностью Тд = 6 мес. При этом после выявления дефекта ( или в мес.) необходимо выполнить два-три повторных анализа растворенных газов для уточнения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и (или) выводе его из работы.

__________

1 Применение таких устройств должно быть экономически обосновано и, по-видимому, целесообразно для установки на уникальном оборудовании.

Рис. 2. Зависимость минимальной периодичности диагностики

от скорости нарастания газов в масле.
Минимальное время повторного отбора пробы масла () для проведения анализа можно рассчитать по формуле

, (7)

где  —

коэффициент кратности последовательных измерений (можно принимать  = 5);



пороговая чувствительность определения i-го газа по принятой методике АРГ (% об.);



скорость нарастания i-го газа в соответствии с п.5.4 (% об/мес.).


На рис. 2 приведена зависимость от скорости нарастания газов для значения  = 5.
^ 7. ДЕФЕКТЫ, ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ

В ТРАНСФОРМАТОРАХ С ПОМОЩЬЮ АРГ
С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить три группы дефектов.

7.1. Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова. Основные газы: С2H4 или С2H2 в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом. Характерные газы: H2, СН4 и С2H6. Если дефектом затронута твердая изоляция, то заметно возрастают концентрации СО и СО2.

7.1.1. 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 НН; ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

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

7.2. Группа 2. Дефекты твердой изоляции могут быть вызваны перегревом и электрическими разрядами.

7.2.1. При перегреве твердой изоляции основными газами являются СО и СО2 и их отношение (СО2/СО), как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются Н2, СН4, С2Н4 и С2Н6, С2Н2, как правило, отсутствует.

Для того, чтобы отделить старение масла от дефектов твердой изоляции, необходимо учитывать рекомендации п.4.3. и произвести сокращенный химический анализ.

7.2.2. При разрядах в твердой изоляции (ползущий разряд) основными газами являются С2Н2 и Н2, а характерными газами любого содержания — СН4 и С2Н4. При этом отношение СО2/СО, как правило, меньше 5.

7.3. Группа 3. Электрические разряды в масле определяются частичными разрядами, искровыми и дуговыми разрядами.

7.3.1. При частичных разрядах основным газом явления Н2; характерными газами с малым содержанием — СН4 и С2Н2.

7.3.2. При искровом и дуговом разрядах основными газами являются Н2 и С2Н2; характерными газами с любым содержанием — СН4 и С2Н4.

7.4. 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.

7.5. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и меньше объем ремонтных работ.

7.6. Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по объективным причинам это невозможно осуществить (по распоряжению руководства системы с учетом требований завода-изготовителя), трансформатор остается включенным и его следует, оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и проводить АРГ с ранее принятой периодичностью ().
^ 8. ДИАГНОСТИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ
8.1. Периодичность проведения АРГ для нормально работающих трансформаторов устанавливается один раз в 6 мес.

8.2. Для вновь вводимых в работу трансформаторов или прошедших капитальный ремонт с полным или частичным сливом масла анализ проводится перед вводом в эксплуатацию, в течение первых 3 сут. работы, через неделю, две недели, месяц, 3 мес., 6 мес. и далее через каждые 6 мес.

8.3. Для трансформаторов с предполагаемым дефектом периодичность отбора проб масла устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов, скорости их нарастания согласно п.6.4.

8.4. Если в результате анализа и < 10 % в месяц, то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль газов производится по графику один раз в 6 мес.

8.5. Если в результате анализа но >> 10 % в месяц, то трансформатор следует взять под учащенный контроль с периодичностью АРГ, определенной по п. 6.4.

8.6. Если в результате анализа и < 10 % в месяц, провести повторный отбор пробы масла и анализ по АРГ для подтверждения результатов измерения и соответственно:

8.6.1. Проанализировать условия предшествующей эксплуатации с учетом факторов, влияющих на концентрации газов (см. п. 2.4.).

8.6.2. По составу газов (см. п. 2.2) и по отношениям пар газов (см. пп. 4.1 и 4.2) установить вид и характер дефекта.

8.6.3. Определить периодичность следующего отбора пробы масла (см. п. 6.4) и провести АРГ.

8.6.4. Если в результате выполнения операций по п. 8.6.3 скорость растет, то трансформатор оставить на учащенном контроле с периодичность АРГ, определяемой по п. 6.4.

8.6.5. Если в результате выполнения операций по п. 8.6.3 то с учетом п.8.6.1 вновь определить вид и характер дефекта (см. пп.2.2, 4.1 и 4.2).

8.6.6. Сравнить вид и характер дефекта с определенным по п. 8.6.2 и если они не совпали, то прогнозировать вид и характер дефекта по последнему измерению.

8.6.7. Если и скорость нарастания продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект) и становится больше 10% в месяц, следует планировать вывод трансформатора из работы с учетом рекомендаций разд. 7.

8.6.8. Если , а скорость нарастания остается постоянной, то для выяснения наличия очага повреждения проводится дегазация масла. Если во время дальнейших анализов, проведенных после дегазации масла с периодичностью 3-5 дн., значения концентрации газов не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии очага повреждения и такой трансформатор снимается с контроля и дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мес.

Если же после проведения дегазации масла вновь повышается содержание газов разложения при повторных АРГ, следует планировать вывод трансформатора из работы.

8.6.9. Если , остается постоянной, но больше 10% в месяц или концентрации газов неизменны, или начинают уменьшаться, то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно п.2.4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается "вглубь" (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода металлических шпилек и т.д.). В этом случае следует планировать вывод трансформатора из работы с учетом рекомендаций разд. 7.

8.6.10. Если , но при дальнейших учащенных отборах проб масла и проведении АРГ обнаруживается устойчивая тенденция к уменьшению концентраций (например, была произведена доливка старым маслом, не прошедшим дегазацию), то при такой трансформатор снимается с учащенного контроля и для него устанавливается периодичность проведения АРГ один раз в 6 мес.

8.7. Для трансформаторов с РПН, учитывая особенности их конструктивного выполнения, рекомендуется:

8.7.1. Для РПН в навесных баках в целях определения возможного перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать пробу масла из баков контактора и трансформатора.

8.7.2. Если измеренные концентрации одного или нескольких газов в обеих пробах масла одинаковые, это указывает на переток газов.

8.7.3. В этом случае следует проверить состояние контактов контактора и состояние уплотнения между баками контактора и трансформатора. Если выявлен дефект, его следует устранить.

8.7.4. Для РПН погружного типа может быть три вида дефектов: переток из бака контактора в бак трансформатора (это имеет место в самом баке трансформатора);

переток в расширителе по уровню масла;

переток газовой фазы по надмасляному пространству, если перегородка в общем расширителе выполнена не до самого верха.

8.7.5. Для РПН погружного типа отборы проб в целях выявления перетока следует производить из масла в баке трансформатора и из масла в расширителе трансформатора.

8.7.6. Если концентрации газов в пробе масла из бака трансформатора выше, чем в пробе масла из расширителя, то диагностика выполняется в соответствии с п.8.6.

8.7.7. Если концентрации газов в пробе масла из расширителя и в пробе масла из бака трансформатора примерно одинаковые, то имеет место переток газов из расширителя контактора, а оттуда в бак трансформатора, который следует устранить при очередном ремонте.

8.8. При срабатывании газового реле на сигнал или на отключение для диагностики возможного дефекта следует:

8.8.1. Отобрать пробу газа из газового реле (свободный газ) и одновременно пробу масла из бака трансформатора.

8.8.2. Определить концентрации газов отдельно в каждой из отобранных проб ( и Аi).

8.8.3. По полученным концентрациям газов, растворенных в масле из бака трансформатора, рассчитать концентрации этих же газов, соответствующих равновесному состоянию с газовой фазой, по формуле

, (8)

где —

концентрация i-го газа в равновесии с газовой фазой, (% об.);

Аi

концентрация i-го газа в масле из бака трансформатора, (% об.);

Ki

коэффициент растворимости i-го газа в масле, принимается по табл. 5.


8.8.4. Сравнить концентрации свободного газа () с расчетным значением и соответственно:

8.8.4.1. Если концентрация , примерно равны это свидетельствует о медленно развивающемся дефекте, достигшем опасной стадии развития. Вид и характер дефекта может быть установлен в соответствии с настоящими Методическими указаниями по составу газов в масле.

Трансформатор должен быть выведен из работы для устранения дефекта.
Таблица 5
^ Значения коэффициентов растворимости (Кi) газов в масле

(при температуре 20 С и давления 760 мм рт.ст.)


Наименование газа

K

Наименование газа

K

Водород

0,05

Окись углерода

0,09

Метан

0,4

Двуокись углерода

1,0

Ацетилен

1,1

Кислород

0,16

Этилен

1,5

Азот

0,09

Этан

2,4








8.8.4.2. Если концентрации значительно больше, чем , это свидетельствует о быстро развивающемся дефекте, как правило, электрического вида. Обычно такие дефекты характеризуются высокими концентрациями Н2 и С2Н2 в пробе газа из газового реле. В этом случае трансформатор требуется немедленно вывести из работы для устранения дефекта.

8.8.4.3. Если в пробах масла из бака трансформатора и из газового реле обнаружены только О2 и N2 или О2 и N2 в сочетании с незначительными концентрациями других газов, характерных для старения масла (СН4, Н2, СО и СО2), то следует определить соотношения О2 и N2. При соотношении О2 и N2 для пробы из газового реле в пределах 1:201:60 (в пробе масла 1:81:10) имеет место "поднос" воздуха в результате нарушения герметичности в системе охлаждения ДЙЦ. При соотношении О2 и N2 1:4 и абсолютном содержании О2  20% и N2  80% и отсутствии других газов в газовом реле можно считать, что имело место ложное срабатывание газового реле.

8.9. Во всех случаях при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора, в котором подозревается наличие того или иного дефекта, следует учитывать:

возможность появления характерных газов, не связанных с дефектом трансформатора (например, неисправности в системе охлаждения, повреждения системы защиты масла и т.п.);

особенности эксплуатации трансформатора;

рекомендации завода-изготовителя.

Пример диагностики эксплуатационного состояния трансформатора приведен в приложении 2.

Приложение 1.
^ ПРИМЕРЫ ВЛИЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ФАКТОРОВ

НА РЕЗУЛЬТАТЫ АРГ
Приведены случаи появления в трансформаторном масле газов разложения, которые к дефектам активных частей отнести нельзя. Недостаточно внимательное интерпретирование результатов АРГ может привести к необоснованному выводу оборудования из работы и тем самым к серьезному экономическому ущербу в особенности, когда речь идет о мощном или диспетчерски ответственном трансформаторе.

1. В случае перегрузки или перенапряжения увеличиваются, как правило, в два и более раза концентрации СО2 и СО по сравнению с граничными значениями, например, вследствие отказа или неправильной работы разрядников. выключателей, грозовых и коммутационных перенапряжений, перекоса фаз, короткого замыкания в электрически связанной сети и т.д. За таким трансформатором необходимо проследить. Если причина роста концентраций относится к вышеупомянутым случаям, то через 1-2 мес. концентрации вернутся к исходным; если же они будут увеличиваться или тем более появятся другие углеводородные газы, то причиной этого может быть развивающееся повреждение, интерпретация которого будет зависеть от состава газов и их соотношений.

2. В случае отказа системы охлаждения происходит активное газовыделение с превалированием этана над всеми остальными газами и резким ростом содержания СО2.

3. При сгорании двигателя обдува 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 трансформатора с азотной и пленочной защитой,

4. Одной из причин появления газов в масле может быть предшествующее повреждение. Если при этом масло после аварии долго находилось в трансформаторе, то целлюлозная изоляция могла абсорбировать значительное количество газов разложения. После устранения повреждения и смены масла при включении в работу из пор целлюлозной изоляции в масло будут выделяться ранее поглощенные газы, состав которых будет соответствовать предшествующему повреждению (кроме Н2, которого, как правило, при этом не бывает, так какой быстро улетучивается). Этот процесс зависит от нагрузки трансформатора. Если нагрузка незначительна, 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.

При незначительной нагрузке выделение газов может начаться не сразу после включения, а примерно через месяц, и нарастание концентраций может продолжаться до 2-3 мес. и лишь после этого начнет убывать. В этом случае требуется особое внимание, чтобы не вывести в ремонт трансформатор без фактических показателей к этому.

5. Появление газов разложения жидкой и твердой изоляции, наблюдаемое после доливки масла, также должно нацелить на тщательную проверку масла, которое доливалось в трансформатор, так как доливка масла из поврежденного трансформатора может создать иллюзию возникновения повреждения.

Если подтвердится, что в доливаемом масле были растворены газы, трансформатор должен быть все равно взят под учащенный контроль, чтобы убедиться, что концентрации газов убывают или хотя бы не нарастают, так как возможно случайное наложение двух факторов: доливка плохим маслом и возникновение дефекта. Только отсутствие роста концентраций газов позволяет считать причиной их появления доливку маслом из аварийного трансформатора.

6. Как правило, заливаемое масло в трансформатор проходит обработку через цеолитовую установку, снабженную ленточным подогревателем. При сгорании одного из элементов подогревателя или нарушении режима подогрева масло, находящееся в этот момент в контакте с ним, перегревается с выделением газов, характерных для температуры, при которой произошел перегрев. Этот дефект легко устанавливается проверкой масла из трансформатора на газосодержание непосредственно перед включением его в работу. Поэтому это измерение должно быть проведено обязательно.

Если есть основание подозревать, что причина появления в масле газов разложения вызвана эксплуатационными факторами, самым эффективным способом уточнения этой причины является дегазация масла с помощью передвижной установки.

Если причина была установлена правильно, то выделения газов после дегазации не будет. В противном случае в трансформаторе имеется очаг повреждения.

Приложение 2.
^ ПРИМЕР ДИАГНОСТИКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО

СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА
В трансформаторе ТДЦГ-400000/330 при очередном анализе по графику были зарегистрированы следующие концентрации газов (% об.):

1-й анализ СО2 = 0,17; СО = 0,03; СН4 = 0,0045; С2Н4 = 0,005; С2Н2 — отсутствует; C2H6 = 0,002; H2 = 0,008. Так как концентрации каждого из газов не превышают граничные значения (), следующий анализ был проведен через 6 мес. и дал следующие результаты:

2-й анализ - СО2 = 0,16; СО = 0,02; СH4 = 0,017; С2Н4 = 0,05; С2H2 = 0,003; С2H6 = 0,0048; H2 = 0,0075.

Согласно п.8.6 — проводим диагностику:

; ; (по табл. 3). Рассчитаем относительные скорости нарастания углеводородных газов по (6)

в мес.

в мес.

в мес.

Высокие концентрации и относительные скорости нарастания метана и этилена позволяют предположить наличие быстроразвивающегося дефекта термического характера, а появление ацетилена указывает на высокую температуру в месте повреждения.

Для подтверждения результатов следующий анализ провели через 6 дн. и получили следующие результаты:

3-й анализ СО2 = 0,15; СО = 0,02; СН4 = 0,016; С2Н4 = 0,048; С2H2 = 0,003; С2Н6 = 0,0047; Н2 = 0,01.

Анализ условий эксплуатации за предшествующий период показал, что факторы, которые могли бы вызвать рост концентрации газов, отсутствуют.

По составу газов определим вид и характер дефекта (см. п.2.2).

Основной газ — этилен, характерные газы высокой концентрации ацетилен и метан, характерный газ низкой концентрации этан и водород. Следовательно, по табл. 1 прогнозируем высокотемпературный нагрев с температурой выше 700С.

По отношениям пар. (см. п.4.1) определим вид дефекта.

По 2-му анализу имеем:






Прогнозируется

перегрев масла


По (4) температура нагрева равна

С

По табл. 4 определим характер дефекта:






Прогнозируется нагрев с температурой выше 700°С


На основании полученных данных прогнозируем перегрев масла с температурой выше 700°С. Так как = 8, то делаем вывод, что повреждение не затрагивает твердую изоляцию и относится к группе 1 (см. п.7.1).

Рассчитаем новые относительные скорости нарастания углеводородных газов за период диагностики 6 дн.

в мес.

в мес.



в мес.

в мес.

Факторы, вызывающие уменьшение концентрация газов, в данном случае отсутствовали. Следовательно, по отрицательным значениям относительных скоростей углеводородных газов и уменьшению их концентраций можно предположить, что дефект развивается "вглубь", т.е. связан с выгоранием металла. Высокая концентрация ацетилена и скорость роста водорода указывают на наличие разрядов большой мощности, что еще раз подтверждает заключение о необходимости вывода трансформатора из работы. Однако трансформатор был оставлен в работе еще на несколько дней.

Определим минимальную периодичность следующего отбора проб масла по (7). Для этого рассчитаем значения абсолютных скоростей нарастания каждого газа

в мес.

в мес.

в мес.

в мес.

Так как пороговая чувствительность () для метана, этилена, этана и водорода одинакова и равна 5 · 10-4 % об., а расчетная абсолютная скорость нарастания выше у водорода, то определяется по водороду

мес., т.е. 6 дн.

Фактически следующий отбор пробы масла и АРГ был проведен через 7 дн. и получены следующие концентрации газов:

4-й анализ — СО2 = 0,15; СО = 0,02; СН4 = 0,018; С2Н4 = 0,051; C2Н2 = 0,0035; С2Н6 =0,0053; Н2 = 0,01.

Анализ полученных данных АРГ еще раз подтвердил установленный ранее диагноз и заключение о выводе трансформатора из работы.

При ремонте в данном трансформаторе было обнаружено выгорание меди отвода обмотки 330 кB, что соответствует дефекту группы 1 (см. п.7.1.1) и подтверждает результаты диагностики.


Скачать файл (14905.4 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru