Основная часть (1223512), страница 5
Текст из файла (страница 5)
- замена масла в маслопроводах, навесных баках, расширителе, избирателе устройств РПН и т.д.[23]
1.8 Критерий граничных концентраций газов, растворенных в масле трансформаторов
Критерий граничных концентраций позволяет определить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможно развивающимися дефектом. Такие трансформаторы надлежит взять под хроматографический контроль с частым отбором проб масла и проведением АРГ.
Значения граничных концентраций газов, учитывая всяческие условия их эксплуатации в разных регионах, представляется определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, одного класса напряжения и т.д.). Рекомендуется, чтобы в каждой группе было не менее 50 трансформаторов. За граничную концентрацию всякого газа следует принимать такое значение, ниже которого обнаруживается концентрация этого газа у 90% общего числа обследованных трансформаторов принятой группы.
При отсутствии достаточных статистических данных для определения граничных концентраций растворенных в масле трансформаторов газов можно воспользоваться данными (таблица 1.1) [23, 25].
Таблица 1.1 – Граничные концентрации растворенных в масле газов
| Концентрации газов, %об. | |||||||
| Оборудование | Н2 | СН4 | С2Н2 | С2Н4 | С2Н6 | CO | СO2 |
| Трансформаторы напряжением 110-500 кВ | 0.01 | 0.01 | 0.001 | 0.01 | 0.005 | 0,6 | 0,8 |
| Трансформаторы напряжением 750 кВ | 0.003 | 0.002* | 0.001 | 0.002 | 0.001 | 0.05 | 0.40 |
| Реакторы напряжением 750 кВ | 0.01 | 0.003 | 0.001 | 0.001 | 0.002 | 0.05 | 0.40 |
1.9 Определение вида и характера развивающегося дефекта по критериям отношений концентраций пар газов
Вид и характер формирующихся в трансформаторе повреждений определяется по отношению концентраций следующих газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6.
Условия прогнозирования "разряда":
и 
Условия прогнозирования "перегрева":
и 
Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":
и
Либо
и 
Степень формирующихся в трансформаторах дефектов определяется в соответствии таблицы 3.
Отношение СО2/СО дополнительно проясняет характер дефектов, приведенных в табл.2:
- если повреждением не задета твердая изоляция, то
5СO2/СO13,
- если повреждением задета твердая изоляция, то
СO2/СО < 5 или СO2/СО > 13.
При интерпретации обработки значений отношений СO2/СО нужно учесть влияние различных факторов .
Следует подразумевать, что СО2 и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.[23]
Таблица – 1.2 Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов [23].
| Характер прогнозируемого дефекта | Отношение концентраций характерных газов | Типичные примеры | ||
|
|
|
| ||
| Нормальное | <0.1 | 0.1-1 | <1 | Нормальное старение |
| Частичные разряды с пониженной плотностью | <0.1 | <0.1 | <1 | Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции. |
| Частичные разряды с повышенной плотностью | 0.1-3 | <0.1 | <1 | Разряды в заполненных газом полостях, появившиеся вследствие не достаточной пропитки, но ведёт к оставлению следов. |
| Разряды небольшой мощности | >0.1 | 0.1-1 | 1-3 | Постоянное искрение в масле между соединениями разных потенциалов . |
| Разряды большой мощности | 0.1-3 | 0.1-1 | >3 | Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками |
| Термический дефект (<150°С) | <0.1 | 0.1-1 | 1-3 | Перегрев изолированного проводника. |
| Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С) | <0.1 | >1 | <1 | Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. |
Окончание таблицы 1.2
| Дефект средних температур (300-700°С) | <0.1 | >1 | 1-3 | Местный перегрев сердечника, но при дальнейшем увеличение температуры "горячей точки". |
| Дефект высокой температуры (>700°С ) | <0.1 | >1 | >3 | Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, циркулирующие токи в сердечнике или баке. |
1.10 Критерий скорости нарастания газов в масле
Критерий скорости нарастания газов в масле означает уровень опасности.
Абсолютная скорость нарастания i-го газа можно расчитать по формуле, согласно[23]:
, (1.1)
где Аmi, A – концентрация газа в равновесии с газовой фазой, %об
Относительная скорость нарастания i-го газа расчитывается по формуле, согласно[23]:
, (1.2)
где A– концентрация газа в равновесии с газовой фазой, %об
Если относительная скорость нарастания газа/газов превосходит 10% в месяц, то это говорит об наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе.
1.11 Определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов по результатам анализа растворенных в масле газов
Список обнаруживаемых с помощью АРГ дефектов и их хроматографические признаки (таблица 1.3) [23,25].
Вводы подлежат отбраковке при переходе концентраций ацетилена - 0.0005%об и более.
- вводы (110-220) кВ - 0.03%об и более;
- вводы (330-750) кВ - 0.015%об и более.[23]
Таблица 1.3 – Дефекты высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, обнаруживаемые с помощью АРГ.
| Дефекты | Хроматографические признаки дефектов |
| Механические примеси | Концентрация углеродосодержащих частиц вследствие разрядов - ацетилен. Проявление незаконченных искровых разрядов - водород. Допустимое отложение загрязнений по поверхностям и возрастание по ним разряда - водород и ацетилен. |
| Острые края деталей в масле | Появление незаконченных искровых разрядов - водород. |
| Нарушение контактных соединений | Появление искрового разряда в масле -водород и ацетилен. |
| Ослабление контактных частей | Термическая деструкция масла (осмоление) - метан, этан. |
| Локальные дефекты остова | Микроразряды в остове - ацетилен и водород. |
1.12 Обработка результатов хроматографического анализа газов, растворённых в масле
Хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) производится в соответствии с планом-графиком ХАРГ, составляемым сроком на один год. С помощью хроматографического анализа осуществляется контроль электрического оборудования на 220 и 110 кВ (мощностью от 40000 до 120000 кВа).
За описание работы трансформатора Т1 ТДТНЖ-40000/220 и Т2 ТДТНЖ-40000/220 в динамике взяты данные результатов хроматографических анализов, проводимых в соответствие с планом-графиком ХАРГ, за последние семь лет, а именно сроком с 22.05.2007 г. по 22.07.2014.
Данная динамика изменения концентраций показывает, что содержание пар газов метана (СН4) (%об) в масле трансформатора колебалось в пределах от 0,00023 до 0,00157; содержание ацетилена (С2Н2) отсутствовало; содержание этилена в пределах (С2Н4) от 0,000314 до 0,0064; содержание этана в пределах (С2Н6) от 0,0до 0,00155; содержание оксида углерода (СО) в пределах от 0,0035 до 0,03; содержание диоксида углерода (СО2) в пределах от 0,083 до 0,253. Приведенные пределы изменения концентраций не превышают допустимый предел. Результаты анализа за последние семь лет представлены на графиках.
Рассмотрим два графика (рисунок 1.1 и рисунок 1.2), в каждом представлены концентрации газов в масле, баков трансформаторов, за период в семь лет. Исходя из них видно что количество водорода не превышает установленной нормы, однако его концентрации в баке Т1 и Т2 разные. Увеличение водорода в масле возникает за счет частичных разрядов, искровых и дуговых разрядов а также перегревом токоведущих соединений, нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств, ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН, замыканием параллельных и элементарных проводников. Так в период на 22.05.2007 год в баке Т2 был зафиксирован максимум концентрации водорода, нежели в Т1 ,это означает что на этот трансформатор была приложена большая нагрузка, что влечёт интенсивное старение и тепловой износ трансформатора. В баке Т1 видна другая картина, характеризующаяся частыми спадами и подъёмами количества водорода, это значит что трансформатор находится в активной работе, что опять же подымает вопрос об износе изоляции.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
