Трансформаторы с экологически чистыми жидкими диэлектриками дороже традиционных масляных трансформаторов, но дешевле сухих трансформаторов и успешно конкурируют с последними в части пожарной безопасности в распределительных сетях 6…35 кВ.

9.7. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев .

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н2 , ацетилен С2 Н2 , этан С2 Н6 , метан СН4 , этилен С2 Н4 , окись СО и двуокись СО2 углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен – перегрев активных элементов; этан – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен – высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода – перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.

1 . Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции . Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение

СО2 /CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.

При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания - метан

и этилен. При этом отношение СО 2 /CO, как правило, меньше 5.

3. Электрические разряды в масле . Это частичные, искровые и дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными газами с малым содержанием - метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород

и ацетилен; характерными газами с любым содержанием - метан и этилен.

После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумятремя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора из работы прежде всего с дефектами группы 2. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и объем ремонтных работ.

Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по каким-то объективным причинам это невозможно осуществить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и хромотографическим анализом газов.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявлять не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее состояние изоляции его обмоток. Объективным показателем, позволяющим оценить степень износа изоляции обмоток трансформатора, является степень ее полимеризации, снижение которой

прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (деструкции) изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопутствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси углерода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммарной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции. Образование фурановых производных является прямым следствием старения бумажной изоляции.

Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и контролировать требуемое содержание в трансформаторном масле антиокислительных присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансформатора от старения.

9.8. Ремонт трансформаторов

Трансформаторы являются наиболее сложным оборудованием систем электроснабжения. Ремонт трансформатора, связанный с его разгерметизацией, выемкой и ремонтом активной части, требует высокой квалификации ремонтного персонала, больших материальных и временных затрат.

Вывод трансформатора в ремонт через определенный календарный промежуток времени не может считаться достаточно оправданным, поскольку в плановый ремонт может быть выведен вполне работоспособный трансформатор. Поэтому текущие и капитальные ремонты трансформаторов систем электроснабжения проводят в соответствии с их действительным техническим состоянием (система РТС).

Для оценки действительного состояния трансформатора при его техническом обслуживании периодически проводятся профилактические проверки, измерения, испытания, диагностирование. При обнаружении явных или прогнозировании развивающихся дефектов, которые могут привести к отказу трансформатора планируется вывод его в ремонт.

Предварительно проводится ряд организационно-технических мероприятий, обеспечивающих четкое выполнение ремонтных работ: подготовка помещения (площадки), грузоподъемных механизмов, оборудования, инструментов, материалов, запасных частей. Кроме того, составляются ведомость объема работ и смета, которые являются исходными документами для определения трудовых и денежных затрат, сроков ремонта, потребности в материалах.

Любой ремонт трансформатора, связанный с разгерметизацией и выемкой активной части относится к капитальному. В зависиости от состояния активной части различают:

капитальный ремонт без замены обмоток;

капитальный ремонт с частичной или полной заменой обмоток, но без ремонта магнитной системы;

капитальный ремонт с заменой обмоток и частичным или полным ремонтом магнитной системы.

Ремонт трансформаторов мощностью до 6300 кВ. А выполняется, как правило, на специализированных ремонтных предприятиях. Ремонт трансформаторов большей мощности, у которых затраты на транспортировку могут превосходить стоимость ремонта, выполняется непосредственно на подстанциях. В этом случае персонал специализированного ремонтного предприятия выезжает к месту установки трансформатора.

По завершению ремонта активная часть трансформатора промывается сухим трансформаторным маслом. Для старого электрооборудования со сроком службы более 25 лет следует использовать интенсивную промывку активной части, добавляя в промывочное масло специальные присадки, обладающие повышенной растворяющей способностью. Это позволяет интенсифицировать процесс выделения из изоляции и активной части трансформатора воды, механических примесей, продуктов старения масла и твердых изоляционных материалов, что положительно сказывается на характеристиках изоляции.

Твердая изоляция обмоток трансформатора обладает гигроскопичностью. В период выполнения ремонтных работ на открытой активной части изоляция обмоток впитывает влагу из окружающей среды. Поэтому по окончании ремонта возникает вопрос о необходимости сушки изоляции обмоток трансформатора.

Трансформаторы, у которых при ремонте выполнялась полная или частичная замена обмоток, подлежат обязательной сушке. Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток, могут быть включены в работу без сушки изоляции при условиях, что:

характеристики изоляции не выходят за пределы нормированных значений;

продолжительность пребывания активной части на открытом воздухе Т откр при определенной его влажности не превышает значений, приведенных в табл. 4.1.

Сушка изоляции существляется ее нагреванием в вакуумных шкафах, сухим горячим воздухом в специальных камерах, в собственном баке (без масла).

Вакуум ускоряет испарение влаги и облегчает условия ее выделения из изоляции. Предварительно нагретую активную часть трансформатора помещают в вакуумный шкаф. Выдерживая определенный режим температуры и вакуума, проводят сушку изоляции. Этот способ сушки достаточно сложный, требует значительных затрат и применяется, как

правило, на заводах-изготовителях трансформаторов и крупных ремонтных предприятиях.

При сушке изоляции сухим нагретым воздухом активную часть трансформатора помещают в теплоизолированную и защищенную изнутри от возгорания камеру. В нижнюю часть камеры с помощью воздуходувки подается нагретый сухой воздух, удаляемый через вытяжное отверстие в верхней части камеры.

Одним из наиболее распространенных в эксплуатации является способ сушки изоляции в собственном баке без масла с применением вакуума, допустимого для конструкции бака. На поверхности бака 1 (рис. 9.6) размещается намагничивающая обмотка 2, подключаемая к источнику переменного напряжения U . Между баком и обмоткой прокладывается слой теплоизоляции (асбест или стеклоткань).

При протекании по обмотке переменного тока в стальных конструкциях трансформатора возникает переменный магнитный поток. Токи, индуктируемые этим потоком, нагревают трансформатор. Влага из изоляции обмоток испаряется.

В отверстие в крышке бака трансформатора вставляется вытяжная труба 3, через которую пары влаги вытягиваются в приемник конденсата 5 вакуум-насосом 4. Этот насос создает внутри бака разряжение, допустимое для данной конструкции бака.

Рис. 9.6. Принципиальная схема сушки изоляции трансформатора

В приводятся аналитические выражения для расчета параметров намагничивающей обмотки.

При всех способах сушки с помощью термодатчиков

контролируется температура активной части трансформатора, которая должна быть в пределах 95…105о С.

В процессе сушки периодически измеряется сопротивление изоляции. При проведении измерений питание намагничивающей

На протяжении последних десятилетий при проведении диагностических исследований трансформаторов, обязательным становится использование хроматографического анализа масла. Прежде всего, это относится к определению наличия в нем растворенных газов.

Кто выполняет работу?

Крайне важно при этом провести правильный отбор проб, с последующей доставкой их в специализированные лаборатории для последующих испытаний. Наряду с персоналом, обслуживающим данное оборудование, такую процедуру (по забору проб) могут выполнять приглашенные специалисты. Тем более что сегодня, наряду с государственными структурами, данный вид услуг предлагают независимые компании.

Например, заключение договора на обслуживание с АНО «Центр химических экспертиз», позволит рассчитывать на своевременное проведение качественного хроматографического анализа масла.

Для чего проводятся испытания?

Это тем более важно, поскольку далеко не всегда удается получить полную и достоверную информацию путем обычных физико-химических испытаний. Зачастую только хроматография дает исчерпывающую информацию о степени и видах повреждений силового трансформатора:

• перегрев, как следствие ускорение процессов старения (относятся к дефектам твердой изоляции);
• перегревается металл, наблюдаются частичные разряды, др.

Избежать либо свести к минимуму возможность создания аварийной обстановки и призвано проведение дополнительного вида исследований хроматографического анализа масла. По его результатам станет гораздо проще выяснить причину появления дефектов, разработать своевременные, соответствующие обстановке, рекомендации по устранению.

В этой статье мы расскажем о том, для чего нужен хроматографический анализ . В проблеме продления срока службы трансформаторных масел важную роль играют способы контроля их текущего состояния. Зная, как себя чувствует в данный момент изоляционная жидкость, можно своевременно принять решение о ее замене или восстановлении без опасных последствий для силового трансформатора и другого маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ трансформаторного масла: как проводить?

Хроматографический анализ трансформаторного масла – один из самых эффективных методов ранней диагностики состояния изоляционных жидкостей. Он основывается на работе с растворенными газами, которые являются следствием разложения изоляции. Как правило, для проведения анализа необходимо определение таких газов, как водород, азот, кислород, этилен, ацетилен, оксид и диоксид углерода, метан. Чем качественнее выполнен хроматографический анализ, тем достовернее данные о состоянии изоляционной системы.

Впервые данный вид исследования был применен в 70-хх годах прошлого века в Англии. Первый опыт оказался успешным, поэтому далее хроматографический анализ начал использоваться в большинстве развитых стран.

Основные этапы хроматографического анализа трансформаторного масла:

• отбор проб;
• транспортировка отобранных проб в лабораторию;
• выполнение подготовительных работ;
• собственно хроматографический анализ;
• работа с полученными результатами, выводы.

К преимуществам такого анализа относят возможность диагностики с высокой степенью достоверности развивающихся в трансформаторе дефектов, которые вызываются локальными перегревами и (или) электрическими разрядами. Одновременно с этим метод имеет и свои недостатки, которые выражаются в относительно большом времени измерений, существенных материальных затратах и потребности в химических реактивах. Наличие перечисленных недостатков пока не позволяет включить хроматографический анализ в программу экспресс-анализа трансформаторного масла.

Для получения как можно более достоверных результатов необходимо корректно выполнять отбор проб, проводить хранение и транспортировку проб в место проведения анализа.

Экспертиза нефтепродуктов различных марок включает в себя самые разные методы исследования. К примеру, химический анализ трансформаторного масла можно дополнить хроматографическими методами исследования. И если вам понадобилось провести комплексное исследование какого-либо вида нефтепродуктов, специалисты НП «Федерация Судебных Экспертов» готовы выполнить ваш заказ с помощью самых современных методов экспертизы и с применением новейшего оборудования.

Впервые хроматографический метод исследований был введен в научный оборот в начале 20 века, и его автором является русский ученый-ботаник М.С. Цвет. В дальнейшем хроматография стала усиленно развиваться, и теперь такие методы исследования широко используются в таких научных областях, как биохимия, физиология, фармацевтика, органическая химия.

Использование хроматографических методов для изучения нефтепродуктов началось еще в середине 20 века, когда с подачи ученых в нефтяной промышленности стали использоваться методы жидкостной и капиллярной хроматографии. Использование этих методов позволило проводить точный и эффективный анализ содержания различных фракций в нефти того или иного месторождения.

Хроматографические методы анализа нефти, используемые при проведении экспертизы нефтепродуктов, позволяют решить следующие задачи:

• определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов;
• определение компонентного состава нефти и нефтепродуктов;
• вычисление отдельных физических свойств компонентов, входящих в состав нефтепродуктов, в том числе – и автомобильного топлива;
• анализ хлорорганических веществ, меркаптана, сероводорода и других сопутствующих соединений в составе изучаемой нефти;
• анализ компонентного и фракционного состава нефти для установления источника их происхождения.

Весь комплекс хроматографических исследований нефти включает в себя разные методы анализа, выбор которых зависит от целей и задач, поставленных перед экспертом. К примеру, распространенный метод бумажной хроматографии позволяет установить содержание в нефти смолянистых веществ и асфальтенов. Другой вид анализа, известный как эклюзионный хроматографический метод, предназначен для контроля динамики изменений молекулярных масс во время переработки нефти.

Хроматографический анализ является удобными и точным методом исследований, и может быть использован для экспертизы отдельных видов нефтепродуктов. К примеру, хроматографический анализ масла, используемого в силовых трансформаторах, позволяет установить содержание растворенных газов, антиокислительных присадок, влаги, полихлорбенилов, что дает возможность сделать выводы о качественном составе и эксплуатационных свойства исследуемого масла.

Хроматографический анализ трансформаторного масла позволяет так же диагностировать состояние оборудования за счет анализа отдельных компонентов в составе масла. К примеру, повышенное содержание ацетилена, растворенного в трансформаторном масле, может сигналом об имеющемся перегреве токоведущих соединений в трансформаторе, а слишком высокое соединение углекислого газа – об увлажнении или ускоренном старении твердой изоляции.

Газохроматографические методы анализа позволяют экспертам решать целый ряд различных аналитических задач при проведении экспертизы нефтепродуктов. Использование таких методов исследования гарантирует точность и объективность полученных результатов при проведении работы с самыми разными видами нефтепродуктов.

Важно учитывать, что современные методы исследования и высокотехнологичное аналитическое оборудование требует высокой квалификации экспертов. Поэтому, если вам понадобились химический анализ трансформаторного масла или хроматографическое исследование нефти, обращайтесь в НП «Федерация Судебных Экспертов». Наши специалисты обладают необходимой квалификацией и выполнят все необходимые виды экспертизы на высоком уровне.

Химический анализ трансформаторного масла

Стоимость экспертизы

ПРИМЕЧАНИЕ:
Цена aнализ асбеста на загрязнение указана с учетом налогов.
Консультации экспертов по проведению анализа асбеста на загрязнение - бесплатно.
Вы можете вызвать эксперта-химика на место изъятия образцов.

Для качественной диагностикии контроля над состоянием трансформаторов в последние годы все чаще используется хроматографический анализ трансформаторного масла . Данная процедура достаточно проста, не требует наличия полноценных лабораторий и квалифицированных сотрудников, как это было 20 лет назад. Сейчас для диагностики применяют современные портативные газоанализаторы и тестеры масла, позволяющие всего за несколько минут получить необходимые данные.

В основе хроматографического анализа лежит разделение сложной смеси на простейшие составляющие с последующей стадией количественного определения содержания в ней веществ. Именно на основе полученных цифр и проводится конечная оценка состояния изоляции трансформатора и качества масла.

Хроматографический анализ растворенных газов позволяет достаточно точно определить вид имеющегося повреждения и степень его развития. Кроме того, возможно определение дефектана ранней стадии его появления. Диагностика проводится следующим образом: делается анализ масла (контактный или бесконтактный в зависимости от типа оборудования), выявляются количественныехарактеристики примесей и сравниваются с граничными значениями для данного типа трансформаторов. Эта процедура должна делаться не реже 1 раза в полгода.

Анализу подвергаются все растворенные в масле газы. Так, ХАРГ позволяет определить количественное содержание в смеси водорода, метана, ацетилена, этана, окисей CO, этилена и CO2. Поломки электрики (разряды в масле) приводят к повышению количества водорода, перегрев масла или изоляции – к выработке этана и его составляющих, перегрев активных элементов – к появлению в смеси ацетилена, разряды в изоляции обмотки – к возникновению окиси и двуокиси углерода.

Хроматографический анализ позволяет обнаружить следующие неполадки:

• Повреждения твердой изоляции. Как правило, образуются из-за системного перегрева изоляции и, как следствие, частого пробоя.
• Перегрев магнитопровода и различных токопроводящих частей. Возникает из-за подгорания контактов, лопнувшей пайки обмотки, замыканием проводов обмотки, разбалтыванием крепежа электростатического экрана и т.д.
• Наличие электрических пробоев в масле (дуговых, искровых или частичных разрядов). При обнаружении этой проблемы необходимо сделать несколько контрольных замеров, чтобы подтвердить диагноз, и, если он верен, вывести из работы трансформатор. Эксплуатация оборудования с пробоями строго запрещена, поскольку может привести к аварийному повреждению трансформатора и его капитальному ремонту или замене.

Кроме этого, ХАРГ трансформаторного масла позволяет эффективно определять общее состояние обмотки электрооборудования по степени ее полимеризации, а также количество защитных присадок в смеси.