ДИПЛОМ МАКСИМЕНКО (1221272), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Старение ограничивает срок службы внутренней изоляции, так как с течением времени ее электрическая прочность снижается настолько, что изоляция не может противостоять возникающим в эксплуатации электрическим воздействиям и создается опасность ее пробоя.

Причинами отказа и вывода из работы трансформатора из работы является старение изоляции и масла. Анализ отказов и технических 712 отказов и технических нарушений трансформаторов РАО «ЕЭС России» в 1997-2000 гг. показал, что наиболее частыми повреждениями силовых трансформаторов явились:

- в обмотках:

1. выгорание витков вследствие длительно неотключаемых КЗ на стороне НН, приводящих к разрушению изоляции;

2. деформации при КЗ из-за недостаточной динамической стойкости, приводящие также к разрушению изоляции;

3. увлажнение и загрязнение вследствие негерметичности трансформатора, приводящие к снижению электрической прочности изоляции и в конечном итоге – к ее пробою;

4. износ и снижение механической прочности, а затем и снижение электрической прочности и пробой изоляции;

-в магнитопроводе:

1) перегрев сердечника при возникновении контура КЗ, что может привести к пожару в железе;

- в системе охлаждения:

1. нарушение работы из-за повреждения маслонасосов, кроме перегрева обмоток это приводит к загрязнению масла механическими примесями;

2. засорение трубок охладителя, приводящее к перегреву трансформатора;

- в устройстве РПН:

1. нарушение контактов, приводящее к искрению, подгару контактов и, наконец, к отказу РПН;

2. нарушение изолирующей РПН перегородки, вызванное дефектом изготовления и приводящее к загрязнению продуктами пиролиза масла в баке трансформатора, что, в частности, усложняет диагностику изоляции по ГХА масла;

3. механические неисправности РПН из-за износа узлов кинематической схемы, приводящие к обгоранию контактов РПН;

- в прочих узлах:

1. нарушение герметичности бака из-за дефектов сальников задвижек;

2. перегревы контактных соединений из-за дефектов монтажа;

3. течи масла при дефектах прокладок из-за некачественного монтажа, в том числе на вводах;

4. увлажнение и загрязнение негерметичных вводов, приводящие к перекрытиям их изоляции;

5. отложение осадка на внутренних поверхностях герметичных вводов, приводящие при поглощении влаги к пробою изоляции;

Согласно [3] для силовых трансформаторов устанавливаются следующие показатели надёжности: - установленная наработка на отказ - не менее 25000 ч; - полный срок службы - 30 лет.

Однако анализ данных об отказах силовых трансформаторов тяговых подстанций ОАО «РЖД» показывает, что в основном повреждениям подвержены трансформаторы, срок службы которых соответствует сроку службы до первого капитального ремонта и составляет около 12 лет. Это объясняется тем, что по сравнению с трансформаторами подстанций энергосистем и промышленности, силовые трансформаторы тяговых подстанций работают в более тяжёлых условиях [4].

В настоящее время техническое обслуживание силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, осуществляется в соответствии со СТО ОАО «РЖД» 12.003- 2011 «Требования к техническому обслуживанию и ремонту тяговых подстанций, трансформаторных подстанций и линейных устройств тягового электроснабжения». Этот стандарт определяет виды, объёмы, периодичность работ и диагностических исследований при техническом обслуживании силовых трансформаторов тяговых подстанций ОАО «РЖД». Сроки проведения этих проверок и ремонтов жёстко устанавливаются независимо от фактического состояния оборудования. Существующий нормативный документ предусматривает: текущий ремонт трансформаторов с РПН производить один раз в год, трансформаторов без РПН, напряжением 35 кВ и выше один раз в два года. Капитальный ремонт тяговых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию. Следует отметить, что испытания силовых трансформаторов согласно СТО ОАО «РЖД» 12.003-2011 необходимо проводить один раз в четыре года.

3.2 Методы хроматографии.

Образующие соединения представляют собой все многообразие агрегатных состояний: газообразное, жидкое и твердое. Причем в зависимости от условий эксплуатации они могут находиться в изоляционных и охлаждающих материалах в виде раствора (газ в газе, газ в жидкости, жидкость в жидкости, твердое вещество в жидкости), эмульсии (жидкость в жидкости), аэрозоля (жидкость в газе), пыли (твердое вещество в газе), а также образовывать различные ассоциаты.

Метод хроматографии был предложен в 1903 г. русским ученым-ботаником М.С. Цветом, который использовал его для разделения пигментов, входящих в состав листьев растений.

Хроматография – процесс, основанный на многократном повторении актов сорбции и десорбции вещества при перемещении его в потоке подвижной фазы вдоль неподвижного сорбента. Разделение сложных смесей хроматографическим способом основано на различной сорбируемостикомпонентов смеси. В процессе хроматографирования так называемая подвижная фаза (элюент), содержащая анализируемую пробу, перемещается через неподвижную фазу. Обычно неподвижная фаза представляет собой вещество с развитой поверхностью, а подвижная – поток газа или жидкости, фильтрующейся через слой сорбента.

Согласно [6], в трансформаторном масле определяют следующие газы: водорода (H₂), метана (СН₄), ацетилена (C₂H₂), этилена (C₂H₄), этана (C2H6), оксида углерода (СО), диоксида углерода (CO₂). Определение указанных газов в трансформаторном масле проводят с использованием методов анализа равновесного пара (АРП) или «полного извлечения» без вакуума.

3.2.1 Дефекты обнаруживаемые в трансформаторах при помощи анализа масла

Согласно [6] с помощью хромотографическго анализа в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова.

Основные газы: С2Н4 в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600° С или С₂Н₂ – в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом. Характерными газами в обоих случаях являются: Н₂, СН₄ и С₂Н₆

Группа 2. Электрические разряды в масле

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

а) При частичных разрядах основным газом является H₂, характерными газами с малым содержанием – СН₄и С₂Н₂.

б) При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н₂ или С₂Н₂; характерными газами с любым содержанием – СН₄ и С2Н₄.

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

а) Дефекты электрического характера:

водород – частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен – электрическая дуга, искрение;

б) 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.

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.

3.3 Анализ проб масла трансформаторов ЭЧЭ-44 станции Михайло-Чесноковская

Проанализировав протоколы хроматографического анализа пробы масла на период с 2013-2015 год, составим графики зависимости значения концентраций газов в масле от даты проведенного анализа и выявил следующие значения:

1. Концентрация водорода Н₂

Рисунок 3.1 – Концентрация водорода Н₂ в масле

Исходя из графика видно что количество водорода в масле не превышает допустимого граничного значения, а максимальное значение достигает 6,5 % от допустимого, однако наблюдаются резкие спады и нарастание концентраций. В период с 02.2013 по 08.2013 мы видим резкое увеличение газа Н₂ это обусловлено с интенсивным ростом нагрузок, а также в связи с проведением сварочных работ на баке, в следующий период времени концентрация уменьшается что вызвано заменой силикагеля и частичной заменой масла в баке трансформатора, далее опять мы наблюдаем рост водорода что говорит о старении и тепловом износе изоляции трансформатора. Концентрация Оксида углерода (СО)

В отличии от водорода, оксид углерода возникает от проблем старение и увлажнение масла и твердой изоляции данные значения также где-то уменьшаются в связи частичной заменой масла однако мы видим тенденцию роста что говорит нам о старении изоляции в трансформаторе. Максимальная концентрация данного газа составляет 26,2 % от максимальной допустимой. Из графика видно что в Т-1 концентрация оксида углерода увеличена что говорит о большем времени в работе относительно Т-2. В период 02.2014 и 02.2015 концентрации уменьшаются в связи с частичной заменой масла.

Рисунок 3.2 – Концентрация Оксида углерода (СО) в масле

В отличии от водорода, оксид углерода возникает от проблем старение и увлажнение масла и твердой изоляции данные значения также где-то уменьшаются в связи частичной заменой масла однако мы видим тенденцию роста что говорит нам о старении изоляции в трансформаторе. Максимальная концентрация данного газа составляет 26,2 % от максимальной допустимой. Из графика видно что в Т-1 концентрация оксида углерода увеличена что говорит о большем времени в работе относительно Т-2. В период 02.2014 и 02.2015 концентрации уменьшаются в связи с частичной заменой масла.

1. Концентрация Углекислого газа (СО₂)

Наличие данного газа в масле может свидетельствовать об ускоренном старении и увлажнении твердой изоляции, максимальная концетрация данного газа состовляет 36,5 % от максимально допустимого значения. 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.

Рисунок 3.3 – Концентрация Углекислого газа (СО₂) в масле

1. Концентрация Метана (СН₄)

Метан определяет нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600) °С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами. Данный газ не превышает отметку в 5 % от максимально допустимой, что говорит об отсутствии данных неисправностей в трансформаторе.

Рисунок 3.4 – Концентрация Метана (СН₄) в масле

1. Концентрация Этилена (С₂Н₄)

Максимальная концентрация этилена в масле составляет 18,6 % от максимально допустимой концентрации. Присутствие в масле данного газа свидетельствует о нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С. на 2 трансформаторе мы наблюдаем рост этого газа в связи с заменой масла в периоды 02.2013 и 02.2014 существует падение однако наблюдается тенденция роста что может говорить о росте непрерывном росте нагрузки на трансформаторах в связи с чем идет нагрев изоляции.

Рисунок 3.5 – Концентрация Этилена (С₂Н₄) в масле

1. Концентрация Этана (С₂Н₆)

Этан возникает в результате нагрева масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400) °С. Максимальная концентрация в трансформаторах составляет 17,2 % от граничных значений. Увеличение данного газа в период с 02.2013 по 08.2013 свидетельствует о нагреве изоляции в данном диапазоне температур. На втором трансформаторе возникает скачок в период 07.2014 что может свидетельствовать о работе одного трансформатора и увеличенной нагрузки в данный период времени.

Рисунок 3.6 – Концентрация Этана (С₂Н₆) в масле

1. Концентрация Ацетилена (С₂Н₂)

Ацетилен по результатам хроматографического анализа содержится в очень малых количествах, порядка 1-2 % от максимально допустимой концентрации газа. Уровень ацетилена зависит от возникновения электрической дуги и искрений в трансформаторе. В период 08.2013 концентрация составила 13% процентов, что говорить о что в трансформаторе возникали дуговые процессы.

Характеристики

Список файлов ВКР