Диагностика маслонаполненного оборудования
Сегодня на подстанциях используется достаточное количество маслонаполненного оборудования. Маслонаполненное оборудование – это такое оборудование, в котором в качестве дугогасительной, изолирующей и охлаждающей среды иcпользуется масло.
На сегодняшний день на подстанциях применяют и эксплуатируют маслонаполненное оборудование следующих видов:
1) силовые трансформаторы;
2) измерительные трансформаторы тока и напряжения;
3) шунтирующие реакторы;
4) выключатели;
5) высоковольтные вводы;
6) маслонаполненные кабельные линии.
Стоит подчеркнуть, что немалая доля маслонаполненного оборудования, эксплуатируемого сегодня, используется на пределе своих возможностей – свыше своего нормативного срока эксплуатации. И наряду с другими частями оборудования масло также подвергнуто старению.
Состоянию масла уделяется особое внимание, так как под воздействием электрических и магнитных полей происходит изменение его первоначального молекулярного состава, а также, вследствие эксплуатации, возможно изменение его объема. Что в свою очередь может представлять опасность как для работы оборудования на подстанции, так и для обслуживающего персонала.
Поэтому правильная и своевременная диагностика масла – залог надежной работы маслонаполненного оборудования.
Масло – очищенная фракция нефти, получаемая при перегонке, кипящая при температуре от 300 до 400 °C. В зависимости от происхождения нефти оно обладает различными свойствами, и эти отличительные свойства исходного сырья и способов получения отражаются на свойствах масла. Масло в энергетической области считается наиболее распространенным жидким диэлектриком.
|
|
|
Кроме нефтяных трансформаторных масел возможно изготовление синтетических жидких диэлектриков на основе хлорированных углеводородов и кремнийорганических жидкостей.
К основным типам масла российского производства, наиболее часто используемым для маслонаполненного оборудования, можно отнести следующие: ТКп (ТУ 38.101890–81), Т-1500У (ТУ 38.401–58 –107–97), ТСО (ГОСТ 10121–76), ГК (ТУ 38.1011025–85), ВГ (ТУ 38.401978–98), АГК (ТУ 38.1011271–89), МВТ (ТУ 38.401927–92).
Таким образом, анализ масла проводится для определения не только показателей качества масла, которые должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. Состояние масла характеризуется его показателями качества. Основные показатели качества трансформаторного масла приведены в п. 1.8.36 ПУЭ.
Показатели качества трансформаторного масла
В таблице 1 приведены наиболее часто используемые на сегодняшний день показатели качества трансформаторного масла.
|
|
|
Таблица 1 – Показатели качества трансформаторного масла.
| Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания | Выявляемые неисправности |
| Электрическая прочность | Межлистовые замыкания статора |
| Кислотное число | Очаги возникновения магнитных полей рассеивания. Оценка эффективности работы систем охлаждения. |
| Содержание водорастворимых кислот | Перегрев контактов токоведущих шин, рабочих и дугогасительных камер. Состояние внутрибаковой изоляции. |
| Температура вспышки в закрытом тигле | Перегревы наружных и внутренних контактных соединений. Ухудшение состояния внутренней изоляции обмоток. |
| Наличие механических примесей | Нарушение герметизации элементов. Обрыв шунтирующих сопротивлений. |
| Цвет масла | Пробой секций элементов |
| Тангенс угла диэлектрических потерь масла | Перегревы контактных соединений |
| Общее газосодержание масла | Перегревы контактных соединений выключа-телей, разъединителей, трансформаторов тока, кабелей, токоведущих шин и т. п. |
| Наличие растворенного шлама | Перегревы силовых кабелей, оценка пожароо-пасности кабелей. |
|
|
|
В масле содержится около 70 % информации о состоянии оборудования.
Минеральное масло – сложная многокомпонентная смесь углеводородов ароматического, нафтенового и парафинового рядов, а также относительное количества кислородных, сернистых и азотосодержащих производных этих углеродов.
1. Ароматические ряды отвечают за стабильность против окисления, термическую устойчивость, вязкостно-температурные и электроизоляционные свойства.
2. Нафтеновые ряды отвечают за температуру кипения, вязкость и плотность масла.
Парафиновые ряды.
Химический состав масел обусловлен свойствами исходного нефтяного сырья и технологией производства.
В среднем для маслонаполненного оборудования периодичность обследования и объем испытаний оборудования составляют 1 раз в два (в четыре) года.
Электрическая прочность, характеризуемая пробивным напряжением в стандартном разряднике или соответствующей напряженностью электрического поля, меняется при увлажнении и загрязнении масла и поэтому может служить диагностическим признаком. При снижении температуры избыток воды выделяется в виде эмульсии, которая вызывает снижение пробивного напряжения, особенно при наличии загрязнений.
|
|
|
Информацию о наличии увлажнения масла может также дать его tg δ, однако лишь при больших количествах влаги. Это можно объяснить малым влиянием на tg δ масла растворенной в нем воды; резкий рост tg δ масла происходит при возникновении эмульсии.
В изоляционных конструкциях основной объем влаги находится в твердой изоляции. Между ней и маслом, а в негерметизированных конструкциях еще и между маслом и воздухом, постоянно происходит влагообмен. При стабильном температурном режиме наступает равновесное состояние, и тогда по влагосодержанию масла можно оценить влагосодержание твердой изоляции.
Под влиянием электрического поля, температуры и окислителей масло начинает окисляться с образованием кислот и сложных эфиров, на более поздней стадии старения – с образованием шлама.
Последующее отложение шлама на бумажной изоляции не только ухудшает охлаждение, но и может привести к пробою изоляции, поскольку шлам никогда не отлагается равномерно.
Диэлектрические потери в масле определяются в основном его проводимостью и растут по мере накопления в масле продуктов старения и загрязнений. Начальные значения tg δ свежего масла зависят от его состава и степени очистки. Зависимость tg δ от температуры – логарифмическая.
Старение масла определяется окислительными процессами, воздействием электрического поля и присутствием конструкционных материалов (металлы, лаки, целлюлоза). В результате старения ухудшаются изоляционные характеристики масла и выпадает осадок, который затрудняет теплообмен и ускоряет старение целлюлозной изоляции. Значительную роль в ускорении старения масла играют повышенная рабочая температура и наличие кислорода (в негерметизированных конструкциях).
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.
Испытания изоляционного масла проводятся в лабораториях, для чего у оборудования отбираются пробы масла.
Методы определения их основных характеристик, как правило, регламентируются государственными стандартами.
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты, например, 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.
3. Хроматографический анализ трансформаторных масел включает следующие позиции:
1) определение содержания растворенных в масле газов;
2) определение содержания антиокислительной присадки – ионов и др.;
3) определение влагосодержания;
4) определение содержания азота и кислорода и т. д.
По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.
Определение электрической прочности масла (ГОСТ 6581–75) проводится в специальном сосуде с нормированными размерами электродов при приложении напряжения промышленной частоты.
Диэлектрические потери в масле измеряются мостовой схемой при напряженности переменного электрического поля, равной 1 кВ/мм (ГОСТ 6581–75). Измерение производится при помещении пробы в специальную трехэлектродную экранированную) измерительную ячейку (сосуд). Значение tg δ определяется при температурах 20 и 90 ˚С (для некоторых масел при 70 °С). Обычно сосуд помещают в термостат, однако это значительно увеличивает время, затрачиваемое на испытания. Более удобен сосуд со встроенным нагревателем.
Количественная оценка содержания механических примесей производится путем фильтрования пробы с последующим взвешиванием осадка (ГОСТ 6370–83).
Применяют два метода определения количества воды, растворенной в масле:
1. Метод, регламентированный ГОСТ 7822–75, основан на взаимодействии гидрида кальция с растворенной водой. Массовая доля воды определяется по объему выделившегося водорода. Этот метод сложен; результаты не всегда воспроизводимы.
2. Метод. Предпочтительней кулонометрический метод (ГОСТ 24614–81), основанный на реакции между водой и реактивом Фишера. Реакция идет при прохождении тока между электродами в специальном аппарате. Чувствительность метода – 2·10-6 (по массе).
Кислотное число измеряется количеством гидроокиси калия (в миллиграммах), затраченного для нейтрализации кислых соединений, извлеченных из масла раствором этилового спирта (ГОСТ 5985–79).
Температурой вспышки называется самая низкая температура масла, при которой в условиях испытаний образуется смесь паров и газов с воздухом, способная вспыхивать от открытого пламени (ГОСТ 6356 –75). Нагревание масла производится в закрытом тигле с перемешиванием; испытание смеси – через определенные интервалы времени.
Малый внутренний объем (вводов) оборудования при значении даже незначительного повреждения способствует быстрому росту концентрации сопровождающих их газов.
В этом случае появление газов в масле жестко связано с нарушением целостности изоляции вводов.
Общее газосодержание масла определяют путем извлечения газа из пробы масла, помещенной в вакуумированныи сосуд. Более удобный и точный метод – хроматографический (с вакуумным выделением газа). При этом дополнительно могут быть получены данные о содержании кислорода, который определяет окислительные процессы в масле.
К типичным газам, образующимся из минерального масла и целлюлозы (бумаги и картона) в трансформаторах, относятся:
- водород (Н2);
- метан (CH4);
- этан (C2H6);
- этилен (C2H4);
- ацетилен (С2Н2);
- угарный газ (CO);
- углекислый газ (CO2).
Дополнительно всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформатора.
Кроме того, также могут выделяться такие газы, как пропан, бутан, бутен и другие, но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.
Концентрация различных газов предоставляет информацию о типе зарождающейся неисправности, а также о серьезности повреждения, как представлено в табл. 2.
Таблица 2 – Характер развивающихся дефектов по отношению концентраций паров газов
| № п/п | Характер прогнозируемого дефекта | Отношение концентраций характерных газов |
Типичные примеры | ||
| С2Н2 С2Н4 | СН4 Н2 | С2Н4 С2Н6 | |||
| 1. | Нормально | < 0,1 | 0,1 – 1 |  | Нормальное старение |
| 2. | Частичные разряды с низкой плотностью энергии | < 0,1 | < 0,1 |
| Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие неполной пропитки или влажности изоляции. |
| 3. | Частичные разряды с высокой плотностью энергии | 0,1 – 3 | < 0,1 |
| 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 | 
| Дуговые разряды; искре-ние; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю. |
| 6. | Термический дефект низкой температуры (<150 °C) | < 0,1 | 0,1 – 1 | 1 – 3 | Перегрев изолированного проводника |
| 7. | Термический дефект в диапазоне низких температур (150–300 °C) | < 0,1 | 
| < 0,1 | Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры «горячей точки» |
| 8. | Термический дефект в диапазоне средних температур (300 – 700 °C) | < 0,1 |
| 1 – 3 | То же, что и в п. 7, но при дальнейшем повышении температуры «горячей точки» |
| 9. | Термический дефект высокой температуры (> 700 °C) | < 0,1 |
|
| Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке |
6 Примеры основного оборудования для анализа состава масла:
1. Влагомер – предназначен для измерения массовой доли влаги в трансформаторном масле.
Рисунок 1 – Влагомер
2. Измеритель объемной доли газов – предназначен для измерений объемной доли газов, растворенных в трансформаторном масле.
Рисунок 2 – Измеритель объемной доли газов
3. Измеритель диэлектрических параметров трансформаторного масла –предназначен для измерений относительной диэлектрической проницаемости и тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторного масла.
Рисунок 3 – Измеритель диэлектрических параметров масла
4. Автоматический тестер трансформаторного масла – используется для измерения электрической прочности электроизоляционных жидкостей на пробой. Напряжение пробоя отражает степень загрязненности жидкости различными примесями.
Рисунок 4 – Тестер трансформаторного масла
5. Система мониторинга параметров трансформатора: мониторинг содержания газов и влаги в трансформаторном масле – контроль на работающем трансформаторе осуществляется непрерывно, запись данных осуществляется с заданной периодичностью во внутреннюю память или отсылается диспетчеру.
Рисунок 5 – Система мониторинга параметров трансформатора
6. Диагностика изоляции трансформаторов: определение старения или содержания влаги в изоляции трансформаторов.
Рисунок 6 – Диагностика изоляции трансформаторов
7. Автоматический измеритель влагосодержания – позволяет определять содержание воды в микрограммовом диапазоне.
Рисунок 7 – Автоматический измеритель влагосодержания
Контрольные вопросы: (к п. №4, п. №5 и п. №6)
1. Перечислить основные виды маслонаполненного оборудования, которое используется в настоящее время.
2. Назвать причины потери трансформаторным маслом своих первоначальных свойств и изменения состава.
3. Что представляет собой трансформаторное масло и какую роль оно выполняет в маслонаполненном оборудовании?
4. Перечислить показатели качества трансформаторного масла и указать, какие неисправности можно определить с помощью этих показателей.
5. Как часто производится обследование трансформаторного масла маслонаполненного оборудования?
6. Что понимается под электрической прочностью трансформаторного масла, как она определяется, и о чем говорит её снижение?
7. Объяснить, что такое tg δ и о чем говорит (может показать) эта величина?
8. Объяснить, что такое диэлектрические потери в трансформаторном масле? От чего они зависят?
9. Объяснить механизм старения трансформаторного масла и что происходит с маслом в результате этого процесса?
10. Как производится контроль над изменением состава трансформаторного масла в процессе эксплуатации маслонаполненного оборудования?
11. Объяснить, что такое хроматография и для чего производится хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле?
12. Какие позиции включает в себя хроматографический анализ трансформаторных масел?
13. Объяснить, как производится определение электрической прочности трансформаторного масла? С помощью, каких приборов?
14. Как определяются диэлектрические потери в масле? С помощью, каких приборов?
15. Как определяется значение tg δ? С помощью, каких приборов?
16. Как определяется количество растворенной в трансформаторном масле воды? С помощью, каких приборов?
17. Как определяется кислотное число трансформаторного масла? С помощью, каких приборов?
18. Что понимается под температурой вспышки трансформаторного масла и как она определяется?
19. Как определяется содержание газов в трансформаторном масле (с помощью, каких приборов)? Перечислить, какие газы образуются в трансформаторном масле при его эксплуатации.
20. Перечислить характеры развивающихся дефектов трансформаторов по отношению концентраций паров газов в трансформаторном масле.
Письменно ответить на контрольные вопросы по всем разделам. Ответы разместить в личном кабинете.
Список литературы
1. Боков Г. С. Техническое перевооружение российских электрических сетей // Новости электротехники. 2002. № 2 (14). C. 10 –14.
2. Вавилов В. П., Александров А. Н. Инфракрасная термографическая диагностика в строительстве и энергетике. М. : НТФ «Энергопрогресс», 2003. С. 360.
3. Ящура А. И. Система технического обслуживания и ремонта общепромышленного оборудования : справочник. М. : Энас, 2012.
4. Биргер И. А. Техническая диагностика. М.: Машиностроение, 1978. С. 240.
5. Вдовико В. П. Методология системы диагностики электрооборудования высокого напряжения // Электричество. 2010. № 2. С. 14 –20.
6. Чичев С. И., Калинин В. Ф., Глинкин Е. И. Система контроля и управления электротехническим оборудованием подстанций. М. : Спектр, 2011. С. 139.
7. Барков А. В. Основа для перевода вращающегося оборудования на обслуживание и ремонт по фактическому состоянию [Электронный ре-сурс] // Вибродиагностические системы Ассоциации ВАСТ. URL: http://www.vibrotek.ru/russian/biblioteka/book22(дата обращения: 20.03.2015). Загл. с экрана.
8. Захаров О. Г. Поиск дефектов в релейно-контакторных схемах. М. : НТФ «Энергопресс», «Энергетик», 2010. С. 96.
9. Хренников А. Ю., Сидоренко М. Г. Тепловизионное обследование электрооборудования подстанций и промышленных предприятий и его экономическая эффективность // Рынок Электротехники. № 2 (14). 2009. С. 96–100.
10. Сидоренко М. Г. Тепловизионная диагностика как современное средство мониторинга [Электронный ресурс]. URL: http://www.centert.ru/articles/22/ (дата обращения: 20.03.2015). Загл. с экрана.
Дата добавления: 2021-03-18; просмотров: 571; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!