ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ РОСТУ ИЛИ УМЕНЬШЕНИЮ КОНЦЕНТРАЦИЙ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Nbsp;   МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ    

РД 153-34.0-46.302-00

 

Настоящие Методические указания составлены на основе накопленного в России опыта применения «Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» РД 34.46.302-89 (М: СПО Союзтехэнерго, 1989), с учетом рекомендаций публикации МЭК 599 и СИГРЭ и вводятся взамен упомянутого выше РД 34.46.302-89 и взамен противоаварийного циркуляра Ц-06-88(Э) «О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ» от 27.07.1988 г.

Настоящие Методические указания распространяются на трансформаторы напряжением 110 кВ и выше, блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд с любым видом защиты масла от атмосферы и высоковольтные герметичные вводы напряжением 110 кВ и выше, залитые трансформаторным маслом любой марки.

В Методических указаниях изложены: критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов (критерий ключевых газов, критерий граничных концентраций газов, критерий отношения концентраций пар газов для определения вида и характера дефекта, критерий скорости нарастания газов в масле); эксплуатационные факторы, влияющие на результаты АРГ; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ; основы диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам АРГ; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах по результатам анализа растворенных в масле газов.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в трансформаторах при использовании настоящих Методических указаний - 95 %.

Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится в соответствии с методикой «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» (РД 34.46.303-98), обеспечивающей:

1.1.1 Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода (H₂), метана (СН₄), ацетилена (C₂H₂), этилена (C₂H₄), этана (C₂H₆), оксида углерода (СО), диоксида углерода (CO₂).

1.1.2 Предел обнаружения определяемых в масле газов (М_Ai) должен быть не выше:

- для водорода - 0,0005 % _об.

- для метана, этилена, этана - 0,0001 % _об.

- для ацетилена - 0,00005 % _об.

- для оксида и диоксида углерода - 0,002 % _об.

1.1.3 Применяемые аппаратура и методики анализа должны обеспечивать погрешность измерения газов в масле не хуже указанной в таблице 1:

Таблица 1

Область измеряемых концентраций, %об.	Суммарная погрешность измерения, %отн
< 0,001	> 50
0,001 - 0,005	£ 50
0,005 - 0,05	£ 20
> 0,05	£ 10

1.2 Появлением газов в масле трансформатора считается значение концентрации, превышающее предел обнаружения в 5 раз.

ДЕФЕКТЫ, ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ В ТРАНСФОРМАТОРАХ С ПОМОЩЬЮ АРГ

С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов.

2.1 Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова.

Основные газы: C₄H₄ - в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С или C₂H₂ - в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом.

Характерными газами в обоих случаях являются: H₂, CH₄ и C₂H₆.

2.1.1 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.

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

2.2 Группа 2. Электрические разряды в масле

Электрические разряды в масле могут быть разрядами большой и малой мощности.

2.2.1 При частичных разрядах основным газом является H₂ характерными газами с малым содержанием - CH₄ и C₂H₂.

2.2.2 При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н₂ или C₂H₂; характерными газами с любым содержанием - СН₄ и C₂H₄.

2.3 Превышение граничных концентраций СО и СО₂ может свидетельствовать об ускоренном старении и/или увлажнении твердой изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является диоксид углерода.

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

2.4.1 Дефекты электрического характера:

водород - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен - электрическая дуга, искрение;

2.4.2 Дефекты термического характера:

этилен - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С;

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

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

оксид и диоксид углерода- старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода- нагрев твердой изоляции.

2.5 Определение основного и характерных газов по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов производится следующим образом:

2.5.1 Рассчитываются относительные концентрации газов (а_i) по формуле:

а_i = A_i /Aгp_i (1)

Здесь и далее буквенные обозначения параметров в расчетных формулах приведены в списке использованных обозначений.

2.5.2 По расчетным относительным концентрациям максимальное значение a_maxi соответствует основному газу (кроме CО₂; CО₂ - основной газ, если CО₂ > 1);

а_i > 1 - характерный газ с высоким содержанием;

0,1 < а_i < 1 - характерный газ с малым содержанием;

а_i < 0,1 - нехарактерный газ

2.6 Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов (A_0i) и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.

При этом, если измеренные концентрации A_0i превышают предел обнаружения (М_Аi, см. п. 1.1.2), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ РОСТУ ИЛИ УМЕНЬШЕНИЮ КОНЦЕНТРАЦИЙ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

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

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

- остаточные концентрации газов от устраненного дефекта во время ремонта трансформатора (если не была проведена дегазация масла),

- увеличение нагрузки трансформатора,

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

- доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы,

- проведение сварочных работ на баке,

- повреждения масляных насосов 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 расширителя контактора РПН в бак расширителя трансформатора, имеющего РПН типа РС-3 или РС-4,

- сезонные изменения интенсивности процесса старения,

- воздействие токов короткого замыкания и др.

3.3 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, расширителе, избирателе устройств РПН и т.д.

В приложении 1 приведены примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.

---

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 611; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!