Физико-химические методы оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации. Показатели состояния трансформаторного масла.

При эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло не только выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды, но и является диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов может быть определено посредством своевременного контроля состояния трансформаторного масла. Это такие дефекты, как: локальные перегревы, разряды в масле, искрение, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции. Поэтому совершенствование методов оценки различных показателей трансформаторного масла является весьма актуальной задачей.

Значительная доля существующих методов оценки состояния трансформаторного масла основана на контроле его физико-химических показателей. Часть из них позволяет оценивать состояние изоляции трансформаторов в процессе их эксплуатации.

По существующим требованиям в процессе эксплуатации силовых трансформаторов предусмотрено измерение следующих показателей масла: пробивное напряжение, содержание механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь масла, температура вспышки в закрытом тигле, кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, содержание антиокислительной присадки, газосодержание масла, хроматографический анализ растворенных газов, содержание фурановых производных.

Кислотное число - это количество едкого калия (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Данный показатель свидетельствует о содержании в масле любых кислых веществ. Его увеличение свидетельствует об окислении масла, а это может вызывать коррозию конструкционных элементов, развитие коллоидно-дисперсных процессов и в конечном итоге ведет к снижению электрической прочности масла. Кислоты также могут способствовать увеличению поглощения воды бумажной изоляцией.

Содержание водорастворимых кислот и щелочей свидетельствует о качестве масла. Они могут появиться как в процессе изготовления масла, так и образоваться в результате его окисления в процессе эксплуатации. Этот показатель также способствует развитию коррозии и старению бумажной изоляции.

Влагосодержание, как показатель состояния масла контролируется в процессе эксплуатации. Увеличение влагосодержания масла возможно при попадании атмосферной влаги в масло из-за неисправности или отсутствия осушителей у трансформаторов со свободным дыханием, а также из-за засасывания влажного воздуха или дождевой воды в масло у трансформаторов с принудительной системой охлаждения при ее негерметичности. Увеличение влагосодержания трансформаторного масла приводит к снижению электрической прочности масла и маслобарьерной изоляции трансформатора в целом.

Газосодержание масла в процессе эксплуатации также контролируется в трансформаторах с пленочной защитой масла от окисления для оценки его герметичности. Повышение газосодержания масла способствует более интенсивному его окислению и ухудшению электрической прочности изоляции активной части трансформатора.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет с высокой степенью достоверности диагностировать развивающиеся дефекты в трансформаторе, связанные с электрическими разрядами в изоляции и локальными перегревами. Так как при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

Содержание фурановых производных в трансформаторном масле косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции вызывают частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.

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. Применение хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции силовых трансформаторов в эксплуатации началось сравнительно недавно. Тем не менее, накоплен достаточно большой опыт применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов напряжением 110-750 кВ, для выявления дефектов в эксплуатации. Накопленный опыт позволяет сформулировать совокупность диагностических признаков, имеющих высокую достоверность, и определить вид и характер выявляемых ими дефектов.

С помощью хроматографического анализа газов в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

• перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова;
• электрические разряды в масле.

Для этого определяются концентрации семи газов: водорода (Н2), метана (СH4), ацетилена (С2Н2), этилена (С2H4), этана (С2Н6), оксида углерода (СО) и диоксида углерода (СО2). Используется подразделение газов на основные (ключевые) и характерные (сопутствующие).

При перегревах токоведущих соединений и элементов конструкции остова трансформатора основным газом является С2Н4 - в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции свыше +500°С и С2Н2 - при дуговом разряде. Характерными газами в обоих случаях являются Н2, СH4, и С2Н6.

При частичных разрядах в масле основным газом является Н2, характерными газами с малым содержанием - СН4 и С2H2.

При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н2 или С2H2, характерными газами с любым содержанием - СН4 и С2Н4.

При перегревах твердой изоляции основным газом является СО2. Следует также отметить, что сопутствующим показателем деструкции целлюлозной изоляции трансформатора является рост содержания оксида и диоксида углерода, растворенных в трансформаторном масле. Наличие суммарной концентрации CO и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции.

Нужно отметить, что при анализе состава и концентраций растворенных в масле газов в целях диагностики эксплуатационного состояния силовых трансформаторов необходимо учитывать факторы, вызывающие их изменения.

К эксплуатационным факторам, вызывающим увеличение концентрации растворенных в масле газов, относятся:

• остаточные концентрации газов проникших во время ремонта трансформатора, если не была проведена дегазация масла;
• увеличение нагрузки трансформатора;
• доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;
• проведение сварочных работ на баке и др.

К эксплуатационным факторам, вызывающим уменьшение концентрации растворенных в масле газов трансформаторов, относятся:

• уменьшение нагрузки трансформатора;
• дегазация масла;
• доливка дегазированным маслом;
• замена силикагеля и др.

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

• критерий граничных концентраций;
• критерий скорости нарастания газов;
• критерий отношения пар характерных газов.

Суть методики критериев заключается в том, что выход значений параметров за установленные границы следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования. Особенность метода хроматографического анализа газов заключается в том, что нормативно устанавливаются только граничные концентрации газов, достижение которых свидетельствует лишь о возможности развития дефектов в трансформаторе. Такие трансформаторы следует брать под особый контроль с учащенным отбором проб масла и проведением хроматографического анализа.

Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами, а степень опасности развития дефекта определяется по относительной скорости нарастания концентрации газа (газов). Если относительная скорость нарастания концентрации газа (газов) превышает 10% в месяц, то дефект считается быстроразвивающимся.

Характер развивающегося дефекта по результатам хроматографического анализа газов определяется по критериальным отношениям концентраций различных пар газов. Принято различать дефекты теплового и электрического характера. К первым относятся: возникновение короткозамкнутых контуров, повышенные нагревы изоляции, контактов, отводов, шпилек и других металлических конструкций остова и бака трансформатора. К дефектам электрического характера относятся разряды различной интенсивности. Естественно, развитие дефекта в трансформаторе может иметь смешанный характер. Анализ существующих методик оценки характера развивающихся дефектов (теплового или электрического характера) по результатам хроматографического анализа показывает, что в них имеются значительные различия как по виду, так и по количеству используемых отношений пар газов. Ниже приведены используемые отношения пар характерных газов основных существующих методик: Дорненбурга (Dornenburg`s method), Мюллера (Mailer's method), Роджерса (CEGB/Rogers Ratios), МЭК (IEC 60599), ВЭИ.

Методика Дорненбурга: CH2/H2, C2H2/C2H4, C2H6/C2H2, C2H2/CH4
Методика Мюллера: CH4/H2, C2H4/C2H6, CO/CO2, C2H6/C2H2
Методика Роджерса: CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4/C2H6, C2H6/CH4
Методика МЭК: CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4/C2H6
Методика ВЭИ: CH4/H2, C2H4/CH4, C2H6/CH4, C2H2/C2H4, C2H6/C2H2, C2H4/C2H6

Получаемые по отношению концентраций газов признаки имеют достаточно условную диагностическую ценность, так как они ориентированы на определение характера развивающегося дефекта после превышения установленных граничных концентраций хотя бы у одного углеводородного газа или водорода. Статистический анализ показал, что наибольшую диагностическую ценность имеет методика МЭК (ГЕС 60599), которая и рекомендована к применению.

Результаты хроматографического анализа растворенных газов в масле силового трансформатора являются показаниями для проведения внеочередных измерений сопротивления изоляции обмоток, тангенса угла диэлектрических потерь обмоток, сопротивления обмоток постоянному току, потерь холостого хода, тепловизионного контроля поверхностей бака трансформатора и системы охлаждения, а также проведения хроматографического анализа растворенных газов в масле бака контактора. По совокупности результатов измерений принимается решение о проведении дальнейших мероприятий с данным трансформатором (оставить трансформатор в работе с учащенным контролем, провести дегазацию масла, вывести трансформатор в ремонт и проч.).

Источник: © Львов М.Ю., Кутлер П.П. Физико-химические методы в практике оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации: Учебно-методическое пособие. - М.: ИУЭ ГУУ, ВИПК-энерго, ИПК госслужбы, 2003. - 20 с