Изменение характеристик изоляции распределительных трансформаторов при ресурсных испытаниях

УДК 621.315.615
О. Н. Гоечко, А. Г. Левит, Г. Г. Луненков, Η. П. Щипунова
ИЗМЕНЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПРИ РЕСУРСНЫХ ИСПЫТАНИЯХ

Анализ характеристик масла и бумажной витковой изоляции при ресурсных испытаниях силовых распределительных трансформаторов типа ТМ-1600/35 показал, что заметного старения масла не наблюдается, а расходование ресурса трансформатора происходит за счет термического износа витковой изоляции обмоток, сопровождающегося в конце концов потерей механической прочности бумаги. При отказе трансформатора средняя степень полимеризации витковой изоляции в верхней части обмоток составляла от 200 до 400, а объемная доля CO₂ в масле —  от 13 до 25%.

Методика и общие результаты ресурсных испытаний трансформаторов ТМ-1600/35 описаны в настоящем сборнике в [1]. В табл. 1 приведены значения температуры: наиболее нагретой точки обмоток θннт, масла в верхних слоях θвсм, средняя масла в баке θсрм, а также накопленный относительный износ к моменту отказа F.
Наблюдение за текущим состоянием трансформаторов в процессе испытаний производилось путем периодического измерения стандартных характеристик изоляции (Rиз, tgδиз) и трансформаторного масла (пробивного напряжения Uпp, кислотного числа Кч, температуры вспышки θвсм, tgδ), а также таких нестандартных характеристик масла, как поверхностное натяжение и светопропускание [2]. Кроме того, контролировались состав и концентрация растворенных в масле газов. При разборке отказавших трансформаторов были отобраны образцы бумажной витковой и межслоевой изоляции, на которых определялась средняя степень полимеризации (ССП).
Значения Rиз и tgδиз у всех трансформаторов в течение срока их испытаний сохранялись в пределах нормы [3], при этом у всех трансформаторов, кроме Т5, tgδиз практически не изменился, а у Т5 к концу испытаний tgδиз повысился на порядок.

Таблица 1

Таблица 2

За исключением пробивного напряжения, все стандартные характеристики масла, в том числе tgδ при 70 °C, в течение всего срока испытаний, вплоть до отказа, оставались в пределах нормы [3] и изменились незначительно (табл. 2). Объяснить это, вероятно, можно относительно невысокими значениями средней температуры масла в баке (80-90 °C) во всех испытательных режимах (табл. 1). Существенно изменились в ходе испытаний такие характеристики масла как Uпр, светопропускание и tgδ при 20 °C.
Зависимости Uпр от времени показаны на рис. 1. Изменение Uпр до значений ниже нормы наблюдается у всех трансформаторов. В режимах испытаний при θннт=138—167 °C (Τ1—Т4) после такого снижения Uпр была произведена очистка масла (процедура кратко описана в [1]), при этом Uпр повышалось до исходных значений, а затем с сильными колебаниями снижалось, не выходя за пределы нормы до окончания испытаний. В режиме θннт= 185 °C (Т5 и Т1) испытания продолжались без очистки масла, так что в Т5 большую часть времени пробивное напряжение масла было на уровне 15—20 кВ.

Рис. 1. Зависимость Uпр масла от длительности испытания для пары трансформаторов ТЗ-Т4

Снижение Uпр при работе трансформаторов в рассмотренных режимах нельзя объяснить ни повышенным влагосодержанием масла (например, у трансформаторов Т1 и Т2 влагосодержание перед очисткой составляло 33 г/т), ни его старением, поскольку все остальные стандартные характеристики и поверхностное натяжение масла изменились мало и оставались в пределах нормы.
Для анализа причин снижения Uпр в табл. 3 приведены относительный износ F, время т до снижения Uпр масла ниже допустимого, а также значения tgθ масла при 20°С и 70 °C (температурные параметры режимов см. в табл. 1). Из табл. 3 видно, что время снижения Uпр до нормативного значения не связано с F, т. е. с термическим износом твердой изоляции. 

Таблица 3

Скорость снижения Uпр зависит от температурного режима (θннт, θвсм) и длительности испытания. Если принять во внимание, что масло с низкими значениями пробивного напряжения было мутным, особенно в холодном состоянии (мелкодисперсная, практически не оседающая взвесь), то можно предположить, что в высокотемпературных режимах происходит более интенсивное вымывание (или растворение) некоторых продуктов из твердой изоляции и других конструкционных материалов. Возможно, с этим явлением связано и сильное потемнение масла (светопропускание с 30% снизилось в трансформаторах с θннт=185°С до 5—10%, а у остальных — до 20%). Обращает на себя внимание тот факт, что в то время как tgδ при 70 °C у всех трансформаторов всегда оставался в пределах нормы, ненормируемая характеристика — tgδ при 20°C стал на 2—3 порядка выше по сравнению с исходным значением и выше, чем tgδ70, и достигал значения 0,1 и более. Эти данные дают основание для предположения, что при нагревании пробы масла до 70 °C диспергированные продукты переходят в качественно другое состояние, что характерно, например, для растворов коллоидного типа (происходит разрушение коллоидов).
Концентрация углекислого газа в масле — это практически единственная характеристика масла, связанная с термическим износом целлюлозной изоляции, измерение которой сегодня освоено в эксплуатации. Известен метод оценки степени термического износа бумажной изоляции- путем определения содержания в масле фурфурола и его производных [4], однако эта методика в наших энергосистемах пока не освоена. Проведенный нами качественный анализ проб масла из трансформатора Т1 подтвердил наличие в них фурфурола.

Рис. 2. Зависимость содержания СО₂ в масле трансформаторов Т2, Т4 и T5 и от относительного износа F

Несмотря на значительный разброс результатов измерений, у всех трансформаторов наблюдался резкий рост концентрации СО₂ в начале испытания, особенно в режимах с невысокими значениями θннт, а затем, как правило, уменьшение скорости роста концентрации. Для примера на рис. 2 показаны зависимости содержания СО₂ в масле трансформаторов Т2, Т4 и Т5 от относительного износа F.
Чтобы сравнить содержание СО₂ перед отказом у всех трансформаторов, необходимо для тех из них, в которых очистка масла производилась с дегазацией (Т3 и Т4), сложить содержание СО₂, измеренное перед очисткой и перед отказом. В табл. 4 приведены максимальные значения концентрации СО₂ в масле к концу испытаний с учетом очистки масла. Из табл. 4 видно, что объемная доля СО₂ в масле перед отказом у всех трансформаторов достигает 13—25%, (см. рис. 2), при этом большие значения содержания СО₂ относятся к режимам с меньшей температурой, т. е. к режимам большей длительности.
Кроме СО₂, в масле всех трансформаторов независимо от режима испытания наблюдалось некоторое количество водорода (при очень большом разбросе результатов измерений). Так, максимальная объемная доля Н2 в отдельных пробах достигала 0,28%, а перед отказом у всех трансформаторов она составила 0,014—0,049%. Объемная доля прочих углеводородных газов в масле (СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6) не превышала 0,020%.
При испытаниях в режиме θннт=185°С (трансформаторы Т1 и Т5) наблюдалось накопление газа в газовом реле. У трансформатора Т5 срабатывание реле началось после достижения относительного износа F = 1,59, при этом газ был негорючим. При достижении F > 2,98 срабатывание газового реле происходило через 20-30 мин после очередного выпуска газа из реле. Аналогичная картина имела место и у трансформатора Т1 при приближении к F = 1,59. Результаты анализа газов из газового реле приведены в табл. 5. 

Таблица 4

Таблица 5

На примере Т5 видно, что с увеличением общей длительности испытания (в данном случае —  относительного износа F) в пробе газа уменьшается относительное содержание кислорода (это характерно для интенсивного окислительного процесса), увеличивается содержание Н2 и СН4, что свидетельствует о процессе разложения масла, но главным компонентом смеси, содержание которого растет, является СО₂, образующийся в результате термического разложения бумажной изоляции. Подобное соотношение концентрации газов было и в пробах из газового реле трансформатора Т1.
При испытаниях в режимах θннт=167°С бурное газовыделение не отмечено, хотя после перезаливки масла (в связи с его очисткой) сравнительно часто происходило срабатывание газового реле (на сигнал). Однако все анализы показали, что в реле был только воздух.
При разборке трансформаторов после отказа было обнаружено, что бумага витковой и межслоевой изоляции в верхней части обмоток хрупкая, в ряде случаев осыпается. На образцах бумаги, взятых (у всех трансформаторов) из 3-го снаружи слоя обмоток ВН и НН (фазы А и В) на уровне 4-х витков сверху и снизу, была определена ССП. В табл. 4 приведены средние значения ССП, полученные по 2—4 образцам. Видно, что все отказы произошли при средних значениях ССП в диапазоне 200—400 (в верхней части обмоток). Следует обратить внимание на то, что меньшим значениям концентрации СО₂ отвечают большие значения ССП, т. е. меньший термический износ (рис. 3). Отметим, что в первом (грубом) приближении эта связь имеет линейный характер. В нижней части обмоток ССП стала заметно меньше исходного значения, равного 1950, но она намного выше, чем в верхней части обмоток. Таким образом, к моменту отказа бумага витковой изоляции в верхней части обмоток характеризуется полным термическим износом, сопровождающимся потерей ею механической прочности.

Рис. 3. Связь содержания СО₂ в масле трансформаторов Т1—Т5 перед отказом со средними значениями ССП витковой изоляции верхней части обмоток

Выводы:

1. В условиях ускоренных по нагреву ресурсных испытаний трансформаторов расходование их ресурса практически полностью определяется термическим износом витковой изоляции в наиболее нагретой части обмоток.
2. К моменту полного исчерпания ресурса трансформатора масло в нем не претерпевает сколько-нибудь значительного старения, но его электрическая прочность заметно снижается.
3. Концентрация СО₂ в масле сегодня является единственным показателем термического износа, определение которого доступно эксплуатационным организациям, хотя этот показатель отличается большим разбросом.
4. С большой вероятностью можно утверждать, что концентрация СО₂ выше 10% об. свидетельствует о близком к полному термическом износе бумажной изоляции в наиболее нагретой области обмоток негерметизированных распределительных трансформаторов. С этой точки зрения представляется полезным ввести контрольные определения содержания СО₂ в масле для трансформаторов на напряжение 35 кВ и ниже, проработавших 15 лет и более.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ресурсные испытания силовых распределительных трансформаторов // О. Н. Гречко, А. Г. Левит, Г. Г. Луненков, В. П. Новиков, Η. П. Щипунова, Т. Я. Харина (см. настоящий сборник).
2. Гречко О. Н., Горчакова Л. А. Взаимосвязь характеристик трансформаторного масла в процессе эксплуатационного старения // Исследование старения и срока службы внутренней изоляции электрооборудования высокого напряжения. Л.: Энергоатомиздат. 1985. (Сборник научных трудов НИИПТ).
3. Нормы испытаний электрооборудования. М., Атомиздат, 1978.
4. Recent developments by CEGB to improve the prediction and monitoring of transformer perfomance // P. J. Burton, J. Craham and oth // CIGRE. 1984. Paper 12—09.