Хроматографический анализ газов.
Диагностика маслонаполненного оборудования в процессе эксплуатации.
Периодический контроль состояния трансформатора под рабочим напряжением.
В первую очередь, состояние изоляции трансформаторного оборудования может быть оценено путем проверки качества трансформаторного масла. Для этого его физико-химические характеристики периодически измеряются и сравниваются с допустимыми (ОиНИЭ [3]). Анализ характеристик масла выявляет его электрическую прочность как диэлектрика, герметичность конструкции по влагосодержанию и общему газосодержанию (для герметичных конструкций), наличие в масле продуктов старения бумажно-масляной изоляции, продуктов окисления и разложения масла и многое другое.
Периодический анализ проб масла и его физико-химический анализ позволяют отслеживать динамику процесса старения изоляции и своевременно принимать необходимые меры по поддержанию его работоспособности. Поэтому полученные результаты, прежде всего, должны сравниваться с предыдущими измерениями и с предельно допустимыми значениями. Отбор проб масла, его периодичность и критерии оценки установлены заводскими инструкциями по видам оборудования, объемом и нормами испытания электрооборудования, методическими указаниями по эксплуатации трансформаторных масел или определяются техническим руководителем энергопредприятия с учетом конкретных условий и технического состояния оборудования.
Комплекс показателей, характеризующий качество масла, в отечественной практике подразделяется на "сокращенный" и "полный" анализ. Наиболее важными характеристиками масла являются: пробивное напряжение, кислотное число, температура вспышки (при регулярном хроматографическом анализе масла эта характеристика теряет свою актуальность), влагосодержание, тангенс угла диэлектрических потерь, наличие механических примесей, содержание антиокислительной присадки - ИОНОЛ, реакция водной вытяжки. Нормативы на эти параметры, принятые у нас в стране, основаны на многолетнем практическом опыте и закреплены в ОиНИЭ [3].
Для диагностики состояния трансформатора наиболее важную роль играет физико-химический анализ трансформаторного масла, и в первую очередь, хроматографический анализ масла (ХАРГ), на наличие семи растворенных газов и фурановых соединений.
Хроматографический анализ газов.
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформаторов, в настоящее время широко применяется во всех развитых странах в качестве эффективного средства ранней диагностики медленно развивающихся дефектов. Существуют международные и отечественны нормы как по процедуре ХАРГ, так и по трактовке результатов анализа, которые довольно близки.
ХАРГ включает несколько этапов:
- отбор пробы масла в маслоотборное устройство (шприц),
- транспортировку и правильное хранение пробы,
- выделение растворенных газов по специальной методике,
- определение содержания газов в газовом анализаторе (хроматографе),
- диагностика дефекта по составу газов, скорости их роста.
Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле, проводится в специальных лабораториях и является узко профессиональной задачей. Для более детального изучения вопроса можно рекомендовать работу [15] или другие специальные издания.
Первым этапом ХАРГ является выделение газов из масла. Наиболее распространен метод равновесного выделения газов в шприце. Для этого в шприц вместимостью 20 мл набирают масло и газ-носитель (гелий или аргон) в определенных, установленных принятой методикой соотношениях, затем полученную смесь барботируют. При этом происходит процесс газообмена и часть газов из масла переходит в газ в соответствии с известными коэффициентами растворимости. Полученная смесь газа-носителя и газов, растворенных в масле, анализируется на количественный состав в специальных приборах – хроматографах.
В хроматографах применяется газоадсорбционный метод разделения анализируемой газовой смеси в специальных колонках (рис.3), заполненных адсорбентом (пористые вещества представляющие собой "молекулярные сита"). Различия в физико-химических свойствах отдельных газов смеси приводят к различным скоростям их движения по разделительной колонке. Поэтому на выходе колонки они будут появляться в различные моменты времени:
C2Н2, C2Н4, C2Н6 C2Н4 C2Н2
C2Н6
смесь газов разделенные газы
Рисунок 3 - Принцип разделение газов в колонке хроматографа
По свойствам газов их количественные концентрации определяются специальными устройствами, получившими название детекторов, и регистрируются в виде хроматограмм на дисплее ЭВМ. Результаты обрабатываются на ЭВМ с помощью специальных программ, анализируются и хранятся в базе данных по маслонаполненному оборудованию.
Плановый отбор масла на ХАРГ с периодичностью 1 раз в 6 месяцев в большинстве случаев позволяет:
- следить за развитием дефектов,
- предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традиционными методами,
- определять ориентировочный характер повреждения – разряды, горячая точка (образование замкнутых контуров тока через стяжные болты,
- обнаружить дефекты контактов избирателя РПН, дефекты межлистовой изоляции, перегревы твердой изоляции, частичные разряды вследствие недопропитки изоляции, ее чрезмерного увлажнения, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием плавающего потенциала и искрения, и т.д.
Однако не следует считать, что хроматография выявляет все виды дефектов. Существуют определенные виды дефектов, которые развиваются столь стремительно, что отбор проб масла с интервалом в несколько месяцев не позволяет своевременно обнаружить их развитие (мгновенно развивающиеся дуговые перекрытия, витковые и межкатушечные замыкания, ползущие разряды, внезапные пробои главной изоляции или каналов за счет концентрации примесей, влаги или оставленных при ремонтах посторонних предметов).
Основные газы (основным считается газ с наибольшей, относительно граничной, концентрацией), по опыту хроматографии, наиболее характерные для различных дефектов:
- Н2 (водород) – дефекты электрического характера (частичные разряды невысоких энергий, искровые дуговые разряды, горячая точка),
- С2Н2 (ацетилен) – разряды высокой энергии (искрения, дуга) нагрев выше 700 °С,
- СН4 (метан) – нагрев масла и изоляции в диапазоне температур 250-400°С (перегрузка трансформатора или дефект системы охлаждения), частичные разряды невысокой энергии,
- С2Н6 (этан) – термический нагрев масла и Б-М изоляции в диапазоне более 300 °С,
- С2Н4 (этилен)- высокотемпературный (более 600°С) нагрев масла и Б-М изоляции,
- СО (оксид углерода) – старение и увлажнение масла (или твердой изоляции), перегрев изоляции по всей массе,
- СО2 (диоксид углерода) – нагрев и старение твердой изоляции (бумаги, картона).
Для иллюстрации (рис.4) ниже приведена качественная диаграмма динамики газов, содержащихся в трансформаторном масле, в зависимости от температуры "горячей точки" [2]
| |||||||||||||||||
Рисунок 4 - Диаграмма динамики газов при наличии "горячей точки»
В таблице 1, в качестве примера, приведены граничные значения газов нормально работающих трансформаторов принятые, как в России, так и за рубежом.
Таблица 1- Граничные концентрации газов для силовых трансформаторов
Н2 | СН4 | С2Н2 | С2Н4 | С2Н6 | СО | СО2 | |
Силовые трансформаторы 110-500 кВ по РД 153-34.46.302-00. | 0,01 | 0,01 | 0,001 0,002* | 0,01 | 0,005 | 0,05- 0,06 | 0,6- 0. 8 |
Силовые тр-ры 35кВ (Ленэнерго) | 0,003 | 0,0025 | 0,0005 | 0,005 | 0,002 | 0,03 | 0,4 |
Рекомендации СИГРЭ 86 | 0,03 | 0,02 | 0,03 | 0,03 | 0,01 | 0,07 | 0,09 |
* Для трансформаторов с РПН, имеющих общий расширитель по опыту ОАО «Ленэнерго».
Для диагностики состояния маслонаполненного оборудования по результатам ХАРГ используются 3 критерия:
1. Критерий превышения граничных (предельных) концентраций. Граничные концентрации определяются путем статистической обработки результатов ХАРГ нормально работающих трансформаторов в энергосистеме по классам напряжения, типам защиты масла, срокам эксплуатации. При отсутствии таких данных ориентируются на граничные концентрации, приведенные в РД 153-34.46.302-00 (первая строка таблицы 1).
2. Критерий скорости нарастания газов используется для обнаружения тенденции роста газов. Увеличение скорости роста более 10% в месяц считается "сигналом тревоги" и трансформатор ставится на учащенный контроль, даже если концентрации еще не превысили граничных значений. При этом нужно тщательно проанализировать режим эксплуатации оборудования (рост нагрузки, температуры масла и атмосферы, рабочее напряжение, внешние к.з. и т.д.) Следует также учесть возможность случайной погрешности, особенно по водороду и СО, из-за потери газа при отборе и транспортировке пробы. Поэтому, в первую очередь, нужно повторить отбор пробы масла и убедиться в устойчивости (достоверности) результата.
3. Критерии отношений пар газов позволяет, в первую очередь, разделить на дефекты электрического характера когда С2Н2/С2Н4 больше 0,1 (дополнительно СН4/Н2 менее 1) и дефекты термического характера С2Н2/С2Н4 много меньше 0,1 (подтверждение данного факта - СН4/Н2 более 1). Отношение С2Н4/С2Н6 характеризует температуру горячей точки. Критерий отношения газов используют только в случае, если хотя бы один газ, входящий в отношение, превысил граничную концентрацию. По соотношению СО2/СО судят о вовлечении в дефект твердой изоляции (при наличии признаков нагрева или разряда). ПриСО2/СО более десяти имеет место перегрев целлюлозы. Отношение меньше трех свидетельствует о старении целлюлозы под действием дефектов электрического характера. Более подробно вопросы уточнения видов дефекта изложены в РД 153-34.46.302-00.
На рис. 5 приведена структурно-логическая схема процесса анализа результатов ХАРГ и принятия решения. Вид развивающего дефекта можно ориентировочно определить и графически по "портрету" основных газов. Графики строятся следующим образом (рис.6 –рис.16):
- по результатам ХАРГ рассчитываются относительные концентрации (аi) газов (по отношению к граничным),
- за основной газ принимается компонент с наибольшей относительной концентрацией (а макс),
- определяют величину по углеводородным газам и водороду,
- по оси Х откладывают пять равных отрезков и обозначают полученные точки в следующей последовательности: H2, СН4, С2Н6, С2Н4, С2Н2,
- по оси Y откладывают соответствующее значение отношения (аi)/ (амакс) для каждого газа,
- полученные точки соединяют прямыми линиями,
- построенный график сравнивают с "типовыми портретами" и находят наиболее близкий.
1 – отбор проб по графику
2- учащенный отбор
Рисунок 5 - Структурно-логическая схема диагностики по результатам ХАРГ.
На рисунках (рис.6 – рис. 9) представлены «графические партреты» по результатам ХАРГ [4], соответствующие дефектам электрического характеравызванные разрядами (преобладает водород).
Рисунок 6- Разряды малой мощности | Рисунок 7- ЧР с низкой плотностью энергии |
Рисунок 8 - Дефекты, вызванные искрением | Рисунок 9- Дефекты, вызванные дугой |
На рисунках (рис.10 – рис. 12) представлены «графические партреты», соответствующие дефектам термического характера в диапазоне средних температур (преобладает газ – метан), переходящие в ЧР.
Рисунок 10. Дефект термического характера | Рисунок 11. Дефект термического характера |
На рисунках (рис.13 – рис. 15) представлены «графические партреты» газов, соответствующие дефектам термического характера в диапазоне высоких температур (преобладает газ - этилен).
Рисунок 12. Дефект термического характера | Рисунок 13. Высокотемпературный нагрев |
Рисунок 14. Высокотемпературный нагрев | Рисунок 15 - Высокотемпературный нагрев, переходящий в дугу |
Рассмотрим на примере определение дефекта по результатам ХАРГ. При построении графика учитывалось отсутствие эксплуатационных факторов, способствующих росту растворенных в масле газов (п.3.2 РД).
Граничные концентрации растворенных в масле газов РД.
В трансформаторе ТРДЦН-63000/110 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:
Н2 = 0.004%об, СН4 = 0.084%об, С2Н2 = 0%об, С2Н4 = 0.02%об, С2Н6 = 0.011%об,
СО = 0.05%об, СО2 = 0.48%об.
1. Определяем относительные концентрации (аi) для каждого газа:
ан2= 0.004/0.01=0.4, аСН4= 0.084/0.01=8.4, аС2Н2= 0, аС2Н4= 0.02/0.01=2.0,
аС2Н6 = 0.011/0.005=2.2
2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:
8.4 = аСН4> аС2Н6> аС2Р4> аН2, т.е. основной газ - метан
3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа:
СН4= 1, Н2=0.4/8.4=0.05, С2Н4=2/8.4=0.24, С2Н2=0, С2Н6= 2.2/8.4 = 0.26
4. Строим график (рис.16).
5. По основному газу СН4 находим график похожий на построенный график (рис.10). При сравнении делаем заключение: в трансформаторе, по данным АРГ прогнозируется дефект термического характера в диапазоне средних температур.
6. Для решения вопроса, затронута ли дефектом твердая изоляция, определим отношение концентраций СО2/СО:
СО2/СО=0.48/0.05 = 9.6< 13 (см. П.5.3.РД), следовательно, твердая изоляция дефектом не затронута.
7. Для проверки диагноза (в последующих примерах эта проверка не приведена) определим прогнозируемый в трансформаторе дефект по критерию отношения (п.5.2, табл.3 РД):
Рассчитываем величины отношения концентраций газов:
На основании полученных данных прогнозируется дефект термического характера – "термический дефект в диапазоне средних температур (300-700)°С".
Так как СО2/СО=0.16/0.02=8 < 13 (см. П.5.3.РД), делаем вывод, что дефект не затрагивает твердую изоляцию и относится к группе 1 (п.2.1).
Таким образом, получили совпадение характера прогнозируемого дефекта, определенного графическим способом и по критерию отношения газов.
По результату этого анализа была дана рекомендация вывести трансформатор в ремонт в ближайшее время. Во время ремонта в нем был обнаружен сильный подгар контактов избирателя.
Рисунок 16 - График дефекта термического характера в диапазоне средних температур, вызванного подгаром контактов избирателя
Физико-химический анализ масла. Качество трансформаторного масла оценивается сравнением результатов испытаний с нормативными значениями в зависимости от типа, вида и класса напряжения электрооборудования, а также их динамикой. Нормативные значения показателей качества масла и периодичность испытаний регламентируются действующими ОиНИЭ и "Методическими указаниями по эксплуатации трансформаторных масел" (РД 34.43.105-89) [5]. Особенностью новых нормативов, является: во-первых то, что ФХАМ поставлен на первый план при оценке состояния маслонаполненного оборудования, во-вторых, выделение двух областей эксплуатации масла:
- область "нормального состояния масла", когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования,
- область "риска", когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности и требуется учащенный и расширенный контроль для прогнозирования срока службы или принятия специальных мер по восстановлению его эксплуатационных свойств или его замены.
Начинают контроль масла с визуального осмотра масла: анализируют его цвет, наличие загрязнения, прозрачность. Свежее масло имеет, как правило, светло-желтый цвет, а его темный цвет указывает на старение и возможный перегрев в эксплуатации. На основании результатов визуального осмотра принимается решение о проведении дополнительных испытаний:
Электрическая прочность трансформаторного масла 40-70 кВ определяется по ГОСТ 6581-75 в стандартном разряднике с использованием аппаратов АИМ-80, АИМ-90 и, как правило, затруднений не вызывает. Электрическая прочность является основной изоляционной характеристикой масла, определяющей его работоспособность. Электрическая прочность снижается при значительном увлажнении масла (вода в виде эмульсии) и загрязнении его механическими примесями, особенно при повышенной влажности.
Наиболее значительное снижение электрической прочности с ростом влагосодержания наблюдается при содержании воды более 25-30 г/т. Механические примеси снижают электрическую прочность в зависимости от их фракционного состава и их проводимости. Наиболее заметное снижение прочности происходит при размерах частиц более 100 мкм.
Количественное содержание воды.Вода в масле, как уже отмечалось, может находиться в следующих состояниях: связанная, растворенная, эмульгированная, слоевая (осажденная). Связанная вода определяется фракционным составом масла и примесей, находится в сольватированной форме и, как правило, обычными методами анализа масла не выявляется.
Влажность масла в энергосистемах до настоящего времени определялась, в основном, гидрит-кальциевым методом с помощью прибора ПВН по ГОСТ7822-75, Принцип основан на реакции гидрида кальция с водой при которой выделяется водород:
СаН2 + Н2О = Са(ОН)2 + 2Н2
По количеству выделившегося газообразного водорода рассчитывается содержания растворенной в масле воды.
В последние годы внедряются методы определения воды по методике публикации МЭК 814 (кулонометрическое титрирование в реактиве Карла Фишера). Влагосодержание жидких диэлектриков по данной методике определяется по количеству электричества, затраченного на генерацию йода, вступившего в реакцию с водой
Влагомер трансформаторного масла ВТМ-2, выпускаемый Ангарским ОКБА, реализует кулонометрический метод измерения влаги. Сущность метода заключается в поглощении влаги пленкой сорбента из потока газа носителя (воздуха), протекающего через масло, и извлекающего из масла влагу. Поглощенная пленкой влага подвергается электролизу и по количеству электричества определяется влагосодержание.
Во ВНИИЭ разработана методика хроматографического определения влагосодержания трансформаторного масла на газовых хроматографах. По методике ВНИИЭ, малая проба масла (25-100 мкл) вводится в испаритель. Температура испарителя порядка 180 градусов, поэтому вся вода, присутствующая в масле, переходит в газообразное состояние и вместе с выделившимися газами поступают в хроматографическую колонку, в которой происходит разделение газов. Затем детектор по теплопроводности регистрирует количество воды.
Кислотное число (КОН) определяется по ГОСТ 5985-79 методом титрирования спиртовым раствором. КОН – это количество едкого калия в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Значение кислотного числа масла, превышающее 0,15 мг/г, является признаком его старения и окисления (содержания в нем кислых соединений) и служит основанием для оценки состояния масла: необходимости замены силикагеля в термосифонных (адсорбционных) фильтрах, регенерации масла, проверки содержания атиокислительной присадки ионол (агидол) в масле. Чем выше кислотное число масла, тем, как правило, выше его проводимость и диэлектрические потери. Кислотное число не должно превышать 0,15-0,25 мг/г.
Тангенс угла диэлектрических потерьмасла характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации - степень загрязнения и старения масла (повышение электропроводности, образования коллоидных образований, растворимых металлоорганических соединений (мыл), смолистых веществ). Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tgdм) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.
Для определения tgdм масло заливают в специальный сосуд (по ГОСТ 6581-75) с цилиндрическими или плоскими электродами. Отбор проб масла осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 6433.5-84. Измерение производят с применением моста переменного тока Р5026 или другого типа.
Нормируется tgdм при температуре 20оС и 90оС. В эксплуатации целесообразно измерять его значение при температуре 70оС как на подъеме, так и спаде температуры. "Гистерезисный" характер темперературной зависимости tgdм - признак глубокого старения масла (снижение tg dм при температуре 70оС на спаде температуры после длительной выдержки при 90-100оС может происходить либо из-за коагуляции и выпадении осадка, либо при сильном увлажнении масла).
Водорастворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле (более 0,014 мг/г), свидетельствуют о низком качестве масла. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушении технологии производства, а также в результате окисления при эксплуатации. Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции. Для качественного обнаружения водорастворимых кислот (ВРК), по ГОСТ 6307-75, применяют 0,02% водный раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочи и мыл – 1% спиртовой раствор фенолфталеина. Данные реактивы меняют свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. Определение ВРК в масле заключается в их извлечении из испытуемого масла дистиллированной водой и определения реакции водной вытяжки рН- метром.
Температура вспышки масла в закрытом тигле характеризует степень испаряемости масла и насыщенности его легкими углеводородами. Для товарных масел температура вспышки должна находиться в пределах 130-150°С. Нормами допускается снижение температуры вспышки не более чем на 5°С, по сравнению с предыдущими испытаниями.
Определение содержания антиокислительной присадки (ИОНОЛ). В присутствии ионола процесс термоокислительного старения масла происходит относительно медленно и масло длительное время имеет показатели, соответствующие нормам. При эксплуатации масла идет процесс непрерывного расхода ионола и при снижении его ниже определенного предела (0,1%) начинается процесс интенсивного старения масла, сопровождающийся образованием шлама, ростом кислотного числа, ухудшением эксплуатационных характеристик масла. Замена силикагеля в термосифонных фильтрах, как правило, дает только кратковременный результат. Определение содержания присадки ионол осуществляется в настоящее время методами тонкослойной хроматографии на специальных пластинах (РД 34.43.105-89), методами жидкостной хроматографии на жидкостных хроматографах (РД 34.43.208-95), на газовых хроматографах по методике ВНИИЭ или методами ИК спектроскопии. В свежих товарных маслах содержание ионола составляет 0,25-0,3%. При снижении его в процессе эксплуатации ниже 0,1 % требуется регенерация масла и добавка ионола.
Количественное содержание механических примесей. Появление механических примесей в масле свидетельствует либо о грубых дефектах при производстве изоляции, либо о наличии истирания и расслоения материалов в процессе эксплуатации. Механические примеси приводят к сильному снижению электрической прочности масла. Поэтому их наличие определяются вначале визуально и при необходимости - количественно. При количественном анализе определяется количество частиц и производится распределение их по размерным диапазонам. Эти сведения позволяют определить класс чистоты масла по ГОСТ 17216-2001. Для количественного определения механических примесей применяются приборы АЗЖ-975 (г. Самара), ПКЖ-904 (г. Саратов), ГРАН-152 (Техноприбор). В ряде случаев наряду с количественным определением примесей, полезным бывает изучение под микроскопом качественного состава примесей для поиска источника их происхождения. Например, наличие металлических частиц свидетельствует о разрушении циркуляционных насосов трансформатора.
Основные показатели качества эксплуатационного масла приведены в табл. 2
Таблица 2 - Области эксплуатации (состояния) трансформаторного масла
Показатель качества масла (основные) | Область «нормального состояния масла | Область «Риска» | ||
от | до | от | до | |
Электрическая прочность Uпр, кВ Оборудов. до 35 кВ До 150 кВ 220-500 кВ | и выше | и ниже | ||
Кислотное число (КОН), в % До 220 кВ Выше 220 кВ | 0,02 0,01 | 0,1 0,1 | 0,1 | 0,25 |
Влагосодержание в Г/Т С защитой масла Без защиты | - | |||
Механические примеси в г/т (класс чистоты) До 220 кВ Выше 220 кВ | Отсутств. 10 (10) | (12) 20 (11) | Отсут. 20(11) | (13) 30 (12) |
Тангенс потерь при 90град, % До 220 кВ Выше 220 кВ | 0,7 | |||
Содержание «Ионола», % | 0,18 | 0,1 | Менее 0,1 |
Дата добавления: 2017-02-13; просмотров: 13121;