Наличие каких газов в трансформаторном масле может служить признаком дугового пробоя с большим током

Добавил пользователь Алексей Ф.
Обновлено: 05.10.2024

Обнаружение неисправностей трансформаторов

С целью максимального увеличения срока службы и эффективности трансформатора, важно быть в курсе возможных неисправностей, которые могут возникнуть, и знать, как их обнаружить заблаговременно. Регулярный мониторинг и техническое обслуживание дают возможность обнаруживать возникающие неисправности, прежде чем будет нанесен большой ущерб.

Четыре основных типа неисправности силовых трансформаторов:

Дугообразование, или большие разрушающие токи
Легкое искрение, или небольшие разряды.
Местный перегрев, или горячие точки
Общий перегрев из-за недостаточного охлаждения или постоянной перегрузки

Эти неисправности могут привести к термическому разрушению масла и бумажной изоляции в трансформаторе. Один из способов их обнаружения является оценка количества газов углеводородов, водорода и окиси углерода, присутствующих в трансформаторе. Различные газы могут служить признаками различных неисправностей. Например,

Большие количества водорода и ацетилена (C2H2) могут указывать на дуговой пробой с большим током. Оксиды углерода также могут быть найдены, если искрение вовлекает бумажную изоляцию.
Присутствие водорода и низших углеводородов могут быть признаком небольших разрядов.
Значительные объемы метана и этана, могут означать местные перегревы, или горячие точки.
При перегреве бумажной изоляции, могут выделяться СО и СО2, что является следствием длительной перегрузки или нарушения теплообмена.

газовое реле,
анализ растворенного газа,
тесты, определяющие качество масла и его загрязнение.

Методы обнаружения неисправностей

Методы обнаружения неисправности трансформатора включают в себя реле Бухгольца, анализ растворенного газа (DGA), а также ряд тестов для определения наличия примесей в масле с целью измерения показателей качества (электрической прочности и сопротивления) масла.

Реле Бухгольца

Реле Бухгольца называют также газовым реле. Это устройство безопасности обычно монтируется в середине трубы, соединяющей бак трансформатора с баком расширителя. Газовое реле может быть использовано для обнаружения как мелких, так и существенных неисправностей в трансформаторе.

Указанное устройство работает путем обнаружения объема газа, выделяемого в баке трансформатора. Газ, выделяющийся при небольших неисправностях, в течение длительного времени накапливается в камере реле. После того, как объем выделенного газа превышает определенный уровень, поплавок опускается и замыкает контакты, включая аварийный сигнал.

Анализ растворенного газа

Анализ растворенного газа - это тест, используемый в качестве диагностики и инструмента технического обслуживания для электрических машин. При нормальных условиях, диэлектрическая жидкость трансформатора разлагается с очень малой скоростью. Тем не менее, тепловые и электрические неисправности могут ускорить распад диэлектрической жидкости и твердой изоляции. Все газы, выделяемые при этом процессе, имеют малую молекулярную массу и включают в себя водород, метан, этан, ацетилен, окись углерода и двуокись углерода. Эти газы растворяются в диэлектрической жидкости. Анализ конкретных пропорций каждого газа помогает в обнаружении дефектов. Коронирование, искрение, перегрев и дугообразование – все эти неисправности могут быть обнаружены таким образом.

Неисправности в работе трансформатора могут быть найдены путем изучения накапливаемых в нем газов. При применении правильных контрмер на ранней стадии неисправности, повреждения оборудования могут быть сведены к минимуму.

Другие тесты трансформаторного масла

Другие тесты трансформаторного масла, используемые для обнаружения неисправностей, включают в себя тесты кислотности, тесты на электрическую прочность, тест по оценке волокнистой структуры масла, цветовой тест, тесты на содержание воды, анализ на наличие полихлорбифенилов (ПХБ), тесты на наличие фурфурола, исследование масла на присутствие металлов, тест удельного сопротивления.

Тест кислотности: кислотность жидкости трансформатора должна контролироваться регулярно. Высокая кислотность может ускорить разрушение бумажной изоляции и вызвать коррозию стальных резервуаров.

Электрическая прочность: электрическая прочность изоляционной жидкости это ее способность выдерживать напряжение без пробоя. Чем ниже электрическая прочность жидкости, тем меньше её способность к изоляции. Если диэлектрическая прочность будет слишком мала, могут возникнуть неисправности трансформатора.

Тест по оценке взвесей в трансформаторном масле: Если взвеси или другие загрязняющие вещества присутствуют в масле, они могут уменьшить электрическую прочность масла. Влажные взвеси, в частности, могут быть вовлечены электрическим полем, в результате чего может возникнуть искрение. Прохождение поляризованного света через пробы масла дает возможность сделать взвеси и другие загрязнения видимыми, что позволяет оценить содержание взвесей в образце. Отбор проб должен проводиться осторожно, так как взвеси и влага могут быть подобраны извне в процессе отбора проб.

Цвет: Очевидные изменения в окраске масла (например, светлое масло быстро потемнело) может указывать на более глубокие внутренние изменения самого масла, которые нуждаются в дальнейшем изучении.

ПХД Тест: анализ наличия полихлорбифенилов (ПХБ) тест вычисляет концентрацию или наличие полихлорбифенилов в масле. Для этого процесса может быть использована капиллярная хроматография. Несмотря на то, что присутствие ПХБ не является показателем качества масла, ПХБ является запрещенным веществом, наличие которого не разрешается в новом заполненном жидкостью трансформаторе.

Исследование масла на присутствие металлов: концентрации различных металлов в масле трансформатора могут быть рассчитаны с помощью таких методов, как атомно-абсорбционная спектроскопия (AA) и индуктивная связанная плазмой спектрометрия (ПМС).

Тесты на наличие фурфурола: концентрация фурфурола в образце масла может использоваться как мера разрушения бумаги. Фурфурол является одним из побочных продуктов разрушения бумаги и её ослабления, процесс, который устанавливает естественный предел жизни трансформатора. Мониторинг уровня концентрации фурфурола может помочь определить оставшийся срок службы трансформатора.

Влажность: Избыток влаги в масле может вызвать резкое падение электрической прочности масла, что приводит к отказу трансформатора. Поэтому очень важно контролировать уровень влажности в трансформаторе.

Тест на сопротивление: Высокое сопротивление указывает на низкий уровень свободных ионов и ионоформирующих частиц, а также низкий уровень токопроводящих загрязнений. Тесты на сопротивление обычно проводятся при комнатной температуре. Как бы там ни было, также, может быть очень полезно, проводить тесты при более высокой температуре, результаты которых можно сравнить с результатами при комнатной температуре.

Испытание трансформаторного масла на пробой

Трансформаторное масло широко распространено в энергосистемах наших стран. Чем больше трансформаторов на энергообъекте, тем больше шансов, что химлаборатория не дремлет.

Ведь количество и периодичность испытаний масла обширно: после транспортировки, после переливки в емкости, после одного года хранения, после восстановления или очищения, подготовленное к доливке, а также испытывается масло, находящееся внутри оборудования (испытание в процессе эксплуатации).

Другое дело, что не весь перечень испытаний трансформаторного масла необходимо делать при каждом из вышеописанных изменений. А узнать что да как делать можно из местных норм испытаний электрооборудования вашей энергосистемы.

Если работаешь на объекте, то в принципе год от года масла одни и те же, лишь изредка закупят по программе модернизации новое оборудование и тогда может измениться устоявшийся уклад из-за смены марки масла.

А если работаешь в специализированной лаборатории куда эти масла свозят со всего “мира”, то тут уже начнется: разные классы напряжений, разные марки масел, разное электрооборудование, вплоть до того, что разные страны - разные нормы. Тут уже запутаться сложнее, хотя и опыта больше наработаешь.

Непривычно, конечно, что масло относится к электрооборудованию - но всё же это громадная часть и трансформаторов, и кабелей, и не стоит сбрасывать его со счетов.

Теперь непосредственно к проверке трансформаторного масла на пробой. Физически логика в следующем: при определенной величине подаваемого напряжения пробьется самое идеальное масло. Но, если масло пробилось - это не значит, что оно идеальное или не годное.

Для каждой марки масла нормировано число, ниже которого значение пробивного напряжения опускаться не должно. А если значение ниже, значит в масле содержатся примеси, посторонние частицы, которые нарушают электрическую прочность данного диэлектрического материала.

Кроме того важны условия при которых проба масла отбирается и испытывается. Для того, чтобы не возникало дополнительных вопросов и придумали стандарты. Но, они были не правы и вопросов возникло еще больше. *ирония*

Одним из документов, с которым стоит ознакомиться для более глубокого погружения в тему данного вопроса является ГОСТ Р МЭК 60156-2013 Жидкости изоляционные. Определение напряжения пробоя на промышленной частоте.

Вот отдельные выдержки из этого стандарта:

подавать пробивное напряжение необходимо плавно, с помощью автоматического регулятора. Шаг ступенчатого изменения подаваемого напряжения не должен быть больше 2% от ожидаемого напряжения пробоя.
напряжение стоит подавать плавно через повышающий трансформатор (в составе установки)
во время реального пробоя может произойти разложение масла с выпадением продуктов разложения в само масло. Для того, чтобы этого избежать используются активные сопротивления (токоограничивающие), которые уменьшают силу тока при пробое. Ток КЗ должен быть не более 25мА.
Размыкание цепи подачи напряжения должно осуществляться автоматически при возникновении устойчивой дуги с возможностью ручного отключения при наличии слышимых или видимых искровых разрядов.
электроды должны быть отполированными и сферическими из латуни, бронзы или нержавеющей стали.
в емкости с пробиваемой жидкостью может использоваться перемешивание (ручное (магнитной мешалкой) или автоматическое (крыльчатка со скоростью вращения до 300 об/мин). Также указывается, что разница замеров с перемешиванием и без не особо и отличается.
испытательная камера в межиспытательный период должна быть заполнена жидкостью, аналогичной пробиваемой, а перед испытанием остатки жидкости должны быть удалены.
для отбора проб стоит использовать стеклянные бутылки из коричневого стекла. Пластиковые контейнеры допускается использовать только один раз. Бутылки должны быть с завинчивающимися крышками для герметизации.
для очистки бутылок от прошлой пробы используют подходящий растворитель, затем ополаскивают ацетоном, продувают теплым воздухом и хранят плотно закрытыми.

Кроме того, необходимо следить за отсутствием в пробе пузырьков. А само испытание состоит из последовательно осуществляемых пяти-шести пробоев одного образца. В протокол заносится среднее значение. На фото ниже проба масла перед испытанием на пробой.

Существующие установки сводят весь вышеописанный процесс почти до полного автоматизма. Так что остается только заливать масло и испытывать, а протокол прибор выдаст сам. Так например реализовано в установке АИМ-90.

В СТО 34.01-23.1-001-2017 есть таблицы со значениями пробивного напряжения по ГОСТ 6581:

для масла свежего, подготовленного к заливке в новое электрооборудование
масла регенерированного и очищенного к заливке в ЭО после ремонта
масла эксплуатационного

Однако, есть одно но: важнее за нормы будет технические требования изготовителя масла. Особенно это касается импортных марок масел.

Испытание на пробой - это только верхушка айсберга под названием “испытания трансформаторного масла”.

Если масло совсем плохо, то можно пробить и с помощью АИД-70

2020 Помегерим! - электрика и электроэнергетика

Воздействие на трансформаторное масло разрядов высокого напряжения

С воздействием на трансформаторное масло разрядов высокого напряжения или дуги приходится встречаться при работе масляных выключателей, контакторов устройств для переключения трансформаторов под нагрузкой, а также в случае аварийных режимов, которые могут иметь место при эксплуатации маслонаполненного оборудования высокого напряжения (кратковременный пробой, более или менее длительное горение дуги и т. д.). Рассмотрим поведение трансформаторных масел в таких условиях.

Электрическая дуга, возникающая в масле, как известно, представляет собой один из видов газового разряда. Она отличается высокой температурой, большой плотностью тока и сравнительно низким падением напряжения. Для дуги в масле, т. е. для газового пузыря, образованного продуктами разложения масла, напряжение на единицу длины дугового столба составляет 5—10 кВ/м. Принципиально для гашения дуги надо создать условия интенсивной деионизации промежутка. При этом проводимость дуги падает, что приводит к ее погашению. После угасания дуги пространство между электродами должно быстро восстанавливать свои изоляционные свойства, чтобы не произошло пробоя промежутка и повторного зажигания дуги.

При горении в масле дуги в нем образуются продукты глубокого разложения углеводородов. Прежде всего, это газы, большинство из которых могут образовывать с воздухом горючие и взрывоопасные смеси. Приводятся следующие данные по составу газа, образующегося при работе масляных выключателей (таблица 1).

Таблица 1 - Состав газа, выделяющегося при работе масляных выключателей

Температура самовоспламенения, °С (при
0,1 МПа в воздухе)

Процентное содержание газа в смеси с воздухом (по объему при 0,1 МПа и 20 °С), соответствующее

максимальной скорости распространения пламени

Кроме газа в результате разложения масла образуются низкокипящие жидкие углеводороды. Эти продукты, а также газ, выделяющийся при горении дуги в масле и частично в нем растворенный, приводят к снижению температуры вспышки масла, например, со 145 до 50—80 °С.

Образование газов при эксплуатации трансформаторов может происходить в результате разрушения электроизоляционных материалов под действием локального выделения теплоты, дуги, частичных разрядов и т. д.

В этих случаях, если трансформатор оборудован газовым реле, последнее срабатывает за счет повышения давления и отключает связанные с ним выключатели. Повышение давления в газовом реле может также происходить и по другим причинам, например за счет подсоса в трансформатор воздуха или его выделения из масла. В связи с этим важно знать состав этого газа. Наличие в пробе газа из реле водорода, ненасыщенных углеводородов, метана и этана указывает на развитие повреждений внутри трансформатора.

В период 1940—1965 гг. данные о составе газа из реле использовали для обнаружения зарождающихся
повреждений в трансформаторе. Своевременное отключение и устранение дефекта в ряде случаев позволяли предотвратить крупную аварию трансформатора.

Для практики весьма важно на основании данных о с уставе газа из газового реле составить представление о характере повреждений внутри трансформатора. При оценке состава газа из реле трансформатора следует учитывать растворимость газа при его прохождении через слой масла. Сопоставление большого числа наблюдений за составом газа, взятого из газовых реле трансформаторов, поврежденных при эксплуатации, с данными по составу газа, выделяющегося в моделях с искусственно созданными повреждениями (таблица 2), позволило установить определенные закономерности.

Таблица 2 - Состав газа, выделяющегося из масла в моделях герметичных трансформаторов при искусственно созданных повреждениях

Дуга в масле или разряд с остро-
конечного электрода на границе масло - газ

Образование местных перегревов, перегрев проводов и соединений

Тепловое или электрическое разрушение

феноль-
ных смол

пропитан-
ного маслом пресшпана

прессшпана из сульфатной целлюлозы

изоляции проводов из манильских волокон

проводов из сульфатной целлюлозы

Примечание. Наибольшее содержание того или иного газа в пробое принято за 100 (азот не учитывался).

Так, при горении дуги в масле, когда процесс не затрагивает твердой изоляции, в основном образуются водород (60—80 %) и ацетилен (10—25% по объему). Объемное содержание метана 1,5—3,5, этилена 1—2 %. В случае если горение дуги затрагивает пропитанную маслом твердую изоляцию на основе целлюлозы, также наблюдается большой выход водорода и ацетилена. Однако наряду с этим в значительном количестве образуется окись углерода и повышается содержание метана в смеси газов.

При воздействии частичных разрядов на масло и пропитанную им изоляцию в основном образуется водород, затем метан, окись углерода и углекислый газ.

Процесс термического разложения масла начинается с температуры 350—450 °С, и скорость разложения возрастает по мере повышения температуры. Основные газообразные продукты — легкие углеводороды (метан, этан, этилен) и водород. При температуре свыше 600 °С газовая смесь в основном состоит из метана и водорода. При термическом разложении пропитанной маслом целлюлозной изоляции в основном образуется углекислый газ, в меньшей степени — окись углерода, и при температуре свыше 500 °С накапливается водород.

Приведенные данные свидетельствуют, что всякое повреждение токоведущих частей трансформатора, а также возникновение сильных местных перегревов вызывают выделение газа определенного состава. Повреждения трансформатора могут быть выявлены задолго до момента возникновения серьезных аварий на основании анализа газа из реле (таблица 3). Для этого важно в полевых условиях быстро оценить степень горючести газов из реле. Широко применяемые в лабораторной практике установки для газового анализа в большинстве случаев достаточно сложны, и ими можно пользоваться лишь в стационарных условиях.

Таблица 3 - Состав газа из газового реле (ГР), а также извлеченного из масла (М) при различных повреждениях трансформаторов

Состав газа, % (по объему от общего состава)

Из ГР герметичных трансформаторов мощностью

Из негерметичных
трансформаторов для образцов

Общее количество газа в масле, % (по объему)

Характер повреждений, выявленных при осмотре трансформатора

Искрение между выводом катушки и заземленной деталью.
В промежутке между деталями горела дуга

В камере переключающего устройства обгорание деталей из гетинакса

Местный нагрев, затрагивающий твердую изоляцию

Пробой между двумя изолированными бумагой витками

Особенности состава газа

Высокое содержание водорода, метана, ацетилена, углекислого газа

В основном водород, метан, углекислый газ

Углекислый газ, метан, этан, этилен; ацетилена, водорода мало

Углекислый газ, окись углерода, метан, этан; ацетилена, водорода мало

Высокое содержание водорода, метана, ацетилена, углекислого газа и окиси углерода

Продолжение таблицы 3

Состав газа, % (по объему от общего состава)

Из негерметичных трансформаторов для образцов

Вторая проба через 6 мес

Общее количество газа в масле, % (по объему)

Характер повреждений, выявленных при осмотре трансформатора

Интенсивные ЧР в изоляции, обусловленные ростом газовых пузырей в результате кавитации масляного насоса

Перегревы металлических деталей в нижней части бака с выделением газа.
Слабые ЧР в газовых
включениях. Разложение твердой изоляции

Длительная работа трансформатора с перегрузкой сопровождается разложением масла и целлюлозной изоляции, что привело к короткому замыканию

Особенности состава газа

В основном водород и метан. Нет ацетилена. Углекислый газ

Повышенное содержание углекислого газа по сравнению с содержанием окиси углерода. Нет ацетилена

Повышенное содержание метана, этана и
других легких газов. Ацетилена мало

Повышенное содержание метана, этана и других легких газов.
Ацетилена мало

Применяется полевой метод качественного определения ненасыщенных углеводородов в газе из реле. Для этого газ пропускают через стеклянную трубку, наполненную силикагелем, предварительно обработанную марганцовокислым калием (рисунок 1). Изменение цвета индикатора от пурпурного к коричневому указывает на присутствие ненасыщенных углеводородов. Для этого испытания достаточно 60 мл газа. Метод довольно чувствителен. Положительный результат получается уже через 1 мин при содержании в газовой смеси 0,1% ненасыщенных компонентов.

1 — стеклянная трубка, заплавленная с концов; 2 — уплотнение из стеклоткани; 3 — силикагель; 4 — силикагель, обработанный марганцовокислым калием (индикатор)
Рисунок 1 - Полевой прибор для определения горючести газа из реле трансформатора

Примерно с конца 60-х годов начались интенсивные исследования по установлению состава газа, растворенного в масле трансформатора. На основании данных такого анализа можно гораздо раньше, чем по составу газовой смеси из реле трансформатора, обнаружить зарождающиеся повреждения в трансформаторе. Развитию этого направления способствовало появление высокочувствительных приборов для газового анализа — газохроматографов (таблица 4). Метод хроматографического анализа растворенного в масле газа включает следующие этапы: а) отбор пробы масла, содержащего растворенные газы; б) извлечение газов из масла; в) собственно анализ газовой смеси с помощью газохроматографа.

Таблица 4 - Минимальные концентрации различных газов, растворенных в масле, которые можно с достоверностью обнаружить методом газохроматографического анализа

Минимальная
определяемая концентрация
газа в масле

Примечание: ТП — детектор по теплопроводности; ПИ — детектор пламенно-ионизационный; МС 5 А — молекулярное сито марки 5 А

С целью обеспечения сопоставимости результатов газохроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов Международной электротехнической комиссией (МЭК) внесена рекомендация
по методу испытания. Этот метод учитывает положительный опыт, накопленный исследованиями разных стран в данном направлении. Использование газохроматографического анализа позволило уточнить известные ранее закономерности о зависимости состава газа, образующегося в трансформаторном масле, от различных воздействующих факторов (рисунки 2—4).

Рисунок 2 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при термической деструкции трансформаторного масла при температурах 300, 500, 800 °С
Условные индексы наименования газов: 1 — водород; 2 — окись углерода; 3 — углекислый газ; 4 — метан; 5 — этан; 6 — этилен; 7 — ацетилен; 8, 9, 10 — бутан, бутен-1, бутен-2Условные индексы наименования газов: 1 — водород; 2 — окись углерода; 3 — углекислый газ; 4 — метан; 5 — этан; 6 — этилен; 7 — ацетилен; 8, 9, 10 — бутан, бутен-1, бутен-2

Рисунок 3 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при деструкции целлюлозной бумаги

а — при температурах 300, 500 и 800 °С; б — после 936 ч старения при температурах 100 и 150 °С (условные индексы наименований газов 1—10 — те же, что и на рисунке 2)

Установлено, что для обычной целлюлозной бумаги в диапазоне 60—130°С справедлива линейная зависимость логарифма скорости образования газов от обратного значения абсолютной температуры. При температурах свыше 130 °С процесс старения (деструкции) такой бумаги существенно ускоряется.

Применительно к трансформаторному оборудованию в настоящее время предложена следующая последовательность для выявления характера повреждений по составу газа. Газохроматографическим анализом определяется количественный состав газа в масле трансформатора. В случае если количество газа превосходит вдвое пределы достоверных значений определяемых газов, то вычисляют характеристические соотношения концентраций найденных газов.

По этим данным ориентировочно оценивают возможный характер повреждения в трансформаторе. В аппаратах, которые долгое время находились в эксплуатации, масло обычно содержит заметное количество газов, которые накопились в результате естественного старения масла и твердой изоляции. В первом приближении принимают, что концентрация газа в масле линейно зависит от продолжительности эксплуатации трансформатора (ближе к действительности будет зависимость типа lg C = A + Bt, где С — концентрация газа, t — продолжительность старения, А и В — эмпирические коэффициенты). В случае если концентрация газов превышает «норму», т. е. то количество, которое можно ожидать за счет естественного старения, то через некоторое время (5—10 дней) повторно отбирают пробу газа и анализируют.

В случае увеличения концентрации газа в масле более чем на 10% в течение месяца (по сравнению с первоначальной) считается, что положение становится опасным. При этом надо участить (по времени) анализы состава газа, а также привлечь другие методы испытания для установления причины зарождающегося повреждения внутри трансформатора.

В некоторых случаях газ, выделяющийся из масла, может накапливаться в пространстве над маслом в трансформаторе и находиться в состоянии динамического равновесия с растворенным в масле газом под давлением р (р равно сумме атмосферного давления и гидростатического давления столба масла в расширителе трансформатора). При этом важно оценить, достигнуто ли равновесие между газом в масле и над маслом (если состояние равновесия еще не достигнуто, то создаются условия для образования в масле пузырей, наличие которых приводит к развитию ионизационных процессов и даже пробоя).

Как уже упоминалось, выделение газа из масла происходит и при нормальной работе некоторых высоковольтных аппаратов, таких, как масляные выключатели и контакторы устройств для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов.

При конструировании этой аппаратуры, так же как и при ее эксплуатации, важно знать закономерность разложения масла в таких условиях.

Объем газа, образующегося при горении дуги в масле, зависит от ее энергии. Этот параметр не связан с химическим составом масла. Например, объем газа, выделяющегося из ароматической фракции трансформаторного масла, практически не отличался от объема газа из нафтеновой фракции (рисунок 5).

Рисунок 5 - Зависимость объема газа, выделяющегося при горении дуги из различных фракций трансформаторного масла, от энергии дуги

Характерно, что под действием дуги в ароматической фракции масла образуется примерно в 3 раза больше углерода в расчете на 1 кДж, чем в нафтеновой части. Точно оценить количественное соотношение между энергией дуги и твердыми продуктами разложения довольно сложно. В связи с этим для расчетных целей рекомендуется квадратичная зависимость количества продуктов разложения масла от тока дуги (с введением коэффициента надежности 1,5). В предложенной формуле не учитывается влияние напряжения. Интересно, что не удалось обнаружить разницы в поведении ингибированных и неингибированных масел под действием дуги. Отмечается, что в таких условиях сам ингибитор подвергается разложению.

Основной реакцией любых углеводородов при дуговом электрическом разряде следует считать деструктивное разложение (крекинг) с выделением углерода, водорода, углеводородных газов и жидких продуктов разложения. Наиболее вероятными вторичными реакциями для нафтеновых углеводородов являются дегидрирование и частичный отрыв боковых цепей. Возможно раскрытие незначительной части колец, а также конденсация их. Для ароматической части масла в качестве вторичных реакций наиболее характерна конденсация с выделением водорода и снижением длины боковых цепей.

В контакторах РПН трансформаторов с увеличением количества переключений резко падает электрическая прочность масла, снижается температура его вспышки, растет количество осадка. Преобладающую часть осадка составляют продукты глубокого уплотнения углеводородов масла, и лишь небольшая часть приходится на долю минеральных примесей. В состав последних входят металлы, образующиеся при износе контактов переключателя (таблица 5). Незначительное увеличение кислотности масла, зафиксированное после окончания испытаний, свидетельствует, что накопление осадка в масле происходит главным образом за счет термического разложения масла (крекинга его) в зоне горения дуги. В этих условиях роль окислительных процессов в среде углеводородов масла, по-видимому, незначительна. Результаты аналогичного характера получены при испытаниях опытного переключающего устройства, работавшего при токе 200 А и напряжении ступени 500 В (рисунок 6).

Рисунок 6 - Изменение пробивного напряжения трансформаторного масла, содержания в нем углеродистых частиц и воды в зависимости от числа переключений

Определение пробивного напряжения масла производилось между сферическими электродами диаметром 12,7 мм при следующих зазорах между ними. 1 — 4 мм, 2 — 3 мм; 3 — 2 мм; 4 — 1 мм. Скорость подъема напряжения — кривые 1 и 2 — 3 кВ/с, кривые 3—4 — 1 кВ/с. Размеры углеродистых частиц в масле: 5 — от 1 до 5 мкм; 6 — от 6 до 10 мкм; 7 — от 11 до 15 мкм; 8 — от 16 до 25 мкм. Содержание влаги в масле — кривая 9

Таблица 5 - Изменение качества масла при работе его в контакторе РПН трансформатора

Раздел 2.Определение характера дефекта в силовом трансформаторе по отношению концентраций пар газов.

В процессе эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды. Но у трансформаторного масла есть еще одна важная функция - оно является диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов, приводящих в дальнейшем к повреждению оборудования, может быть своевременно выявлено контролем состояния трансформаторного масла. Развитие таких дефектов, как локальные перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова, разряды в масле, искрение в контактных соединениях, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции в различной мере сказываются на изменении свойств трансформаторного масла. Таким образом не вскрывая силового трансформатора можно чётко определить его техническое состояние. К физико - химическим показателям трансформаторногомасла, которые используются для оценки состояния трансформаторов в эксплуатации относятся: кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, газосодержание масла

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ), обладает высокой чувствительностью к развивающимся дефектам в трансформаторе, связанных с такими факторами, как электрические разряды в изоляции и локальные перегревы. Применение анализа растворенных в масле газов основано на том, что при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:

Дефекты электрического характера:

водород(H₂), - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен(C₂H₂), - электрическая дуга, искровые разряды;

Дефекты термического характера:

этилен (C₂H₄), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

метан(CH₄), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

этан(C₂H₆), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

оксид и диоксид углерода(CO; СO₂) - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода (СO₂)- нагрев твердой изоляции.

Содержание фурановых производныхявляется показателем, который косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции, вызывая частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.

Следует отметить, что такие физико-химические показатели, как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание и газосодержание масла являются традиционными в практике эксплуатации силовых трансформаторов на протяжении многих лет, а различные аспекты их применения достаточно подробно описаны в многочисленной литературе. Поэтому в дальнейшем остановимся на более подробном рассмотрении применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции маслонаполненного оборудования. В таблице № 1 приведены основные методики ХАРГ.

Таблица 1. Отношения пар характерных газов основных существующих методик ХАРГ.

Методика	Используемые отношения пар характерных газов
Дорненбурга	СН₂/Н₂,С₂Н₂/ С₂Н₄, С₂Н₆/ С₂Н₂, С₂Н_2// СН₄
Мюллера	СН₄/Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆, СО/СО₂, С₂Н₆/С₂Н₂
Роджерса	СН4/Н2, С₂Н₂/С₂Н4, С2Н₄/С₂Н₆, С₂Н₆/СН4
МЭК	CH₄/H₂,C₂H₂/C₂H₄,C₂H₄ /C₂H₆
ВЭИ	СН₄/Н₂, С₂Н₄/СН₄, С₂Н₆/СН4, С₂Н₂/С₂Н₄, С₂Н₆/С₂Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆

По результатам ХАРГ оказалось, что наибольшую диагностическую ценность при определении характера развивающегося дефекта имеет методика МЭК (IЕС 60599), которая рекомендована к применению в энергетике Российской федерации. (Используется в Российской программе «Альбатрос»). С помощью ХАРГ в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

- перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова,

- электрические разряды в масле

Для диагностики развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:

1. критерий граничных концентраций;

2. критерий отношения пар характерных газов.

3. критерий скорости нарастания газов;

Таблица № 2. Граничные концентрации растворенных в масле газов.

Для СО - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием. Для С0₂ - в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе - свыше 10 лет. В скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла.

Лабораторная работа № 7.

Тема: «Определение состояния маслонаполненного электротехнического оборудования по результатам хроматографического анализа газов растворённых в трансформаторном масле (ХАРГ)»

Теория вопроса:

Введение

Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:

Дефекты электрического характера:

водород(H₂), - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен(C₂H₂), - электрическая дуга, искровые разряды;

Дефекты термического характера:

этилен (C₂H₄), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

этан(C₂H₆), - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

оксид и диоксид углерода(CO; СO₂) - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода (СO₂)- нагрев твердой изоляции.

Таблица 1. Отношения пар характерных газов основных существующих методик ХАРГ.

Методика	Используемые отношения пар характерных газов
Дорненбурга	СН₂/Н₂,С₂Н₂/ С₂Н₄, С₂Н₆/ С₂Н₂, С₂Н_2// СН₄
Мюллера	СН₄/Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆, СО/СО₂, С₂Н₆/С₂Н₂
Роджерса	СН4/Н2, С₂Н₂/С₂Н4, С2Н₄/С₂Н₆, С₂Н₆/СН4
МЭК	CH₄/H₂,C₂H₂/C₂H₄,C₂H₄ /C₂H₆
ВЭИ	СН₄/Н₂, С₂Н₄/СН₄, С₂Н₆/СН4, С₂Н₂/С₂Н₄, С₂Н₆/С₂Н₂, С₂Н₄/С₂Н₆

- перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова,

- электрические разряды в масле

1. критерий граничных концентраций;

2. критерий отношения пар характерных газов.

3. критерий скорости нарастания газов;

Таблица № 2. Граничные концентрации растворенных в масле газов.

Раздел 2.Определение характера дефекта в силовом трансформаторе по отношению концентраций пар газов.

Вид и характер развивающихся в трансформаторе дефектов определяется по отношению концентраций следующих газов: Н₂, CH₄, C₂H₂, С₂Н₄ и С₂Н₆.

При этом рекомендуется выполнять повторные измерения при получении результатов ХАРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти, перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1,5 раза.

Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: Н₂, CH₄, C₂H₂, С₂Н₄.

Условия прогнозирования "разряда":

Условия прогнозирования "перегрева":

Если при этом концентрацияСO< 0,05% об, то прогнозируется "перегрев масла", а если концентрация С0 > 0,05% об - "перегрев твердой изоляции".

Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

или

Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется в соответствии с таблицей 3 по отношению концентраций пар из пяти газов: Н₂, CH₄, C₂H₂, С₂Н₄ и С₂Н_6. Отношение СО₂/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в таблице 3:

- если повреждением не затронута твердая изоляция, то

- если повреждением затронута твердая изоляция, то

При интерпретации полученных значений отношений СO₂/СО необходимо учитывать влияние эксплуатационных факторов.

Следует иметь в виду, чтоСО₂ и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.

Таблица 3. Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов.

№ п/п	Характер прогнозируемого	Отношение концентраций характерных газов	Типичные примеры
дефекта	С₂Н₂ С₂Н₄	СН₄ Н₂	С₂Н₄ С₂Н₆
1.	Нормально	<0,1	0,1-1	<1	Нормальное старение
2.	Частичные разряды с низкой плотностью энергии	<0,1	<0,1	<1	Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции.
3.	Частичные разряды с высокой плотностью энергии	0,1-3	<0,1	<1	То же, что и в п.2, но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.
4.	Разряды малой мощности	>0,1	0,1-1	1-3	Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.
5.	Разряды большой мощности	0,1-3	0,1-1	>3	Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.
6.	Термический дефект низкой температуры (<150°С)	<0,1	0,1-1	1-3	Перегрев изолированного проводника.
7.	Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С)	<0,1	>1	<1	Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры "горячей точки".
8.	Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700°С)	<0,1	>1	1-3	То же, что и в п.7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки".
9.	Термический дефект высокой температуры (>700°С )	<0,1	>1	>3	Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.

Содержание СО₂ в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления. В трансформаторах со "свободным дыханием" СO₂ может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03%об.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Пробой трансформаторного масла

Одним из ключевых признаков, определяющих изоляционные характеристики трансформаторных масел, считается пробой.

Пробивное напряжение напрямик не связано с удельной проводимостью, хотя, так же очень чувствительно к наличию примесей. При мизерном изменении влаги жидкого диэлектрика и наличии в нем примесей довольно быстро снижается электрическая стабильность. Перемены давления, формы и материала электродов, а также расстояния между ними оказывают большое влияние на пробой трансформаторного масла. Вместе с этим данные факторы на электропроводность жидкости не оказывают воздействия.

Чистое трансформаторное масло, свободное от воды и прочих примесей, в не зависимости от его химического состава владеет высочайшим, необходимым для практики пробивным напряжением (более 60 кВ), характеризуемым в плоских медных электродах с закругленными краями и расстоянием между ними 2,5 мм. пробой трансформаторного масла не классифицируется константой материала.

При ударных напряжениях наличие примесей практически абсолютно не сказывается на электрической стабильности. Принято считать, что приспособление пробоя при ударных (импульсных) напряжениях и долгой экспозиции различаются. При импульсном напряжении электрическая крепость существенно выше, нежели при условно долгой экспозиции напряжения частотой 50 Гц. Вследствие этого опасность от коммутационных перенапряжений и грозовых разрядов условно мала.

Увеличение стабильности с повышением температуры от 0°С до 70°С связывают с удалением из трансформаторного масла влаги, переходом ее из эмульсионного состояния в растворенное и сокращением вязкости масла.

Растворенные газы играют немалую роль в ходе пробоя. Еще при напряженности электрополя, более низкой, нежели пробивная, отмечается образование на электродах пузырьков. Со снижением давления для недегазированного трансформаторного масла стабильность его падает.

Пробой трансформаторного масла не зависит от давления в случаях:

а) тщательнейшим образом дегазированных жидкостей;

б) ударных напряжений (каковы бы ни были засорение и газосодержание жидкости);

в) больших давлений (в пределах 10 МПа [80—100 ат]).

Пробивное напряжение трансформаторного масла ориентируется не единым содержанием воды, а сосредоточением ее в эмульсионном состоянии.

Образование эмульсионной воды и понижение электрической стабильности имеют место в трансформаторном масле, содержащем растворенную воду, при внезапном понижении температуры или же условной влажности воздуха, и еще при перемешивании масла с помощью десорбции воды, адсорбированной на плоскости сосуда.

Трансформаторное масло, осторожно слитое из стеклянного сосуда, обладает высокой электрической стабильностью.

Полярные вещества низко- и высококипящие, образуя в трансформаторном масле подлинные растворы, фактически не оказывают воздействия на удельную проводимость и электрическую крепость.

Не взирая на очень большой экспериментальный материал, надлежит констатировать, что все еще нет общепризнанной доктрины пробоя жидких диэлектриков применительно, в том числе и к условиям долгой экспозиции напряжения.

Пробой трансформаторного масла, грязных примесей при долгой экспозиции напряжения, представляет собой по созданию завуалированный газовый пробой.

Определяют три группы теорий:

1) тепловые (объясняющие образование газового канала как итог кипения самого диэлектрика в местах локальной завышенной неоднородности поля);

2) газовые (по которым источником пробоя считаются пузыри газа, адсорбированные на электродах или же растопленные в масле);

3) химические (объясняющие пробой как итог химических реакций, протекающих в диэлектрике под действием электрического разряда в пузыре газа).

Совокупным в данных теориях будет то, что пробой трансформаторного масла случается в паровом канале, образованном с помощью улетучивания самого водянистого диэлектрика.

Присутствует гипотеза, соответственно которой паровой канал образуют низкокипящие примеси, если они вызывают завышенную проводимость.

Под действием электрического поля примеси, находящиеся в масле и образующие в нем коллоидный раствор либо микроэмульсию, втягиваются в зону между электродами и дрейфуют в направлении поля. Существенное число теплоты, выделяющейся при этом вследствие невысокой теплопроводимости диэлектрика, используется на нагрев самих частиц примеси. Если данные примеси считаются основанием высочайшей удельной проводимости масла, то при невысокой температуре кипения примесей они испаряются, образуя при достаточном содержании их «газовый канал», в котором и случается пробой.

Центрами парообразования могут служить пузыри газа или же пара, возникающие под действием поля с помощью растопленных в масле примесей (воздух и другие газы, а еще вполне вероятно, низкокипящие продукты окисления водянистого диэлектрика).

Пробой трансформаторного масла происходит в зависимости от наличия в них связанной воды. Вакуумная сушка масла проходит в 3 этапа: I — внезапного увеличения пробивного напряжения, сообразный удалению эмульсионной воды, II — в каком слишком мало изменяется пробивное напряжение и остается на уровне в пределах 60 кВ в обычном пробойнике, в данное время удаляется растопленная и слабо сплетенная вода, и III — медлительного увеличения пробивного напряжения масла с помощью удаления связанной воды.

Читайте также: