Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Практика >> Методология диагностики трансформаторов

Диагностика состояния посредством измерения характеристик масла - Методология диагностики трансформаторов

Оглавление
Методология диагностики трансформаторов
Система двухступенчатых профилактических испытаний
Приемы диагностики
Диагностические характеристики
Частичные разряды
Диагностика состояния посредством измерения характеристик масла
Диагностика состояния трансформаторов по результатам анализа растворенных в масле газов
Диагностика увлажнения изоляции
Оценка степени увлажнения по температурной миграции влаги в масло
Диагностика состояния вводов
 

Измерение характеристик масла позволяет контролировать режим работы трансформатора и его состояние. Кроме того, само масло является важным элементом трансформатора, требующим контроля его свойств.
Характеристики масла удобнее представлять и оценивать в виде отдельных групп, отражающих функциональные особенности масла.
Идентификация масла представляет практический интерес, поскольку масла разных типов отличаются стабильностью к окислению, безопасностью, растворяющей способностью и совместимостью с другими материалами, коррозионными свойствами серы, тенденцией к газовыделению, в том числе при воздействии рабочей температуры трансформатора, растворимостью воды и газов.
При анализе состава масла ограничиваются определением нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов, а также суммой полиароматических углеводородов.

В странах СНГ используются масла с широким диапазоном содержания ароматики - от 1-5% (ГК) до 20% (ТКп). В эксплуатации находятся также масла с содержанием ароматики до 40 % (ТАп по ТУ 38.101.281—89 абсорбционной очистки Батумского НПЗ).
Высокое содержание ароматики означает высокую растворимость воды в масле, низкую анилиновую точку и, возможно, плохую совместимость, например с резиновыми уплотнениями, а также пониженную стабильность.
В то же время масла с высоким содержанием ароматики при воздействии электрического поля и ионизации поглощают газы (отрицательная тенденция газовыделения) и показывают высокое напряжение возникновения частичных разрядов.
Низкое содержание ароматики предполагает низкую газостойкость масла, а именно выделение газа (водорода) при воздействии электрического поля.
По стабильности к окислению масла подразделяются на высокостабильные, индукционный период старения которых превышает нормированный МЭК (120 ч), а также масла средней и низкой стабильности. Вместе с тем длительность индукционного периода в условиях искусственного окисления зависит от содержания ионола.
Идентификация коррозионной серы имеет особое значение, поскольку большая часть масел производится из сернистой нефти. Кроме того, при некоторых условиях в эксплуатации возможна трансформация некоррозионной серы в коррозионную.
Общепринятым критерием наличия активной серы является потемнение медной пластинки после выдержки в горячем масле.
Присутствие коррозионной серы представляет серьезную опасность для работоспособности трансформатора. Активная сера может быть катализатором старения масла с образованием коллоидов; может ускорять образование пленок и перегрев контактов переключающих устройств; способствовать деградации резиновых уплотнений; образовывать медно-сернистые проводящие соединения на обмотках и, как следствие, вызывать повреждение изоляции. Методы определения степени старения масла
В процессе окислительного старения масел образуются различные кислородосодержащие соединения, из которых только часть может быть обнаружена нормированными методами испытаний масла.
Образование продуктов окисления увеличивает значение диэлектрической проницаемости масла, которая становится заметно больше квадрата коэффициента преломления и оказывается надежной характеристикой старения.
Появление проводящих продуктов старения увеличивает проводимость и тангенс угла потерь масла, особенно при появлении металлосодержащих коллоидов.
Образовавшиеся кислоты, особенно низкомолекулярные, могут адсорбироваться целлюлозой, что маскирует реальное состояние масла в трансформаторе.
На практике традиционно нормируются значения кислотного числа и тангенса угла потерь. В международных нормативах уделяется также особое внимание изменению поверхностного натяжения и появлению осадка.
Наибольшую чувствительность к стабильным продуктам окисления масла показывают спектральные методы. В частности, анализ спектра в области нормальной прозрачности углеводородов в диапазоне 350— 700 нм показывает наличие продуктов старения задолго до изменения нормированных показателей (кислотного числа и тангенса угла потерь). Эффективным средством обнаружения продуктов старения является инфракрасное сканирование пробы масла.
Для косвенной оценки срока службы масла используются результаты испытания на стабильность.
В качестве критерия эффективного срока службы используют индукционный период окисления (ИПО), определенный, например, при температуре 120°С по времени до образования летучих водорастворимых кислот в количестве, соответствующем 0,05 мг КОН/г.
Остаточный ресурс масла (/ор) при предположении, что условия эксплуатации не более жесткие, чем при испытании на стабильность, составляет:


где 1 — время эксплуатации масла; ИПОизм — индукционный период окисления эксплуатационного масла; ИПОисх — исходный индукционный период масла.
Характеристики электрической прочности масла
Пробивное напряжение рассматривается как интегральная характеристика степени загрязнения масла влагой и проводящими твердыми частицами.
Низкое значение пробивного напряжения требует по рекомендации МЭК 60422 последующего раздельного анализа влаги и частиц в масле. В то же время высокое значение пробивного напряжения не всегда указывает на отсутствие опасных загрязнений.
Вода присутствует в масле в растворенном состоянии, а также в «связанной» форме, будучи адсорбированной полярными продуктами старения. Вода также содержится во взвешенных примесях, особенно в волокнах целлюлозы. Применяемые методы измерения воды в масле определяют в основном растворенную воду. Общее содержание воды в состаренном масле обычно превышает содержание растворенной воды в два или более раза. Рекомендуемые предельные значения влагосодержания масла в эксплуатации составляют 15—25 г/т для трансформаторов 220—750 кВ и 30 г/т для низких классов напряжения по отечественным нормам.

Классификация состояния силовых трансформаторов по уровню загрязнения масла нормирована ГОСТ 17216—71 и ISO4406-1987. Нормальному состоянию соответствуют классы чистоты 8—10 (по ГОСТ).
Ниже приведены рекомендации по оценке состояния трансформаторов по данным измерения параметров масла согласно методам функциональной диагностики. Состояние следует считать опасным при наличии следующих признаков:
1. Повышение относительной влажности масла выше 40% при рабочей температуре в присутствии механических примесей (содержание влаги в волокнах целлюлозы более 6—7 %).
2. Наличие свободной воды в масле.
3. Содержание воды в барьерах главной изоляции (ориентировочно 3,0—4,0), при котором возможно повышение относительной влажности масла при нормальной рабочей температуре.
4. Загрязнение масла примесями (класс чистоты >12 по ГОСТ). Присутствие металлических и визуально различимых примесей.
5. Увеличение общего числа частиц размером 3—150 микрон свыше 5000 в пробе 10 мл.
6. Содержание воды в витковой изоляции (ориентировочно 1,5—2 %), при котором возможно выделение пузырьков пара в масло при перегрузке.



 
« Метод непосредственной оценки увлажнения твердой изоляции силовых трансформаторов   Методы измерений шума трансформаторов »
электрические сети