Трансформаторное масло хроматография ниже 110 кв целесообразность. Системы мониторинга трансформаторов

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Российский государственный концерн по производству электрической

(КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА ОСНОВЕ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ (ХАРГ) В МАСЛЕ

РД ЭО

Дата введения 01.06.2006

СОГЛАСОВАНО
Технический директор НИЦ «ЗТЗ-Сервис»		Заместитель Технического директора - директор по научно-технической поддержке
		Руководитель Департамента научно-технической поддержки

РАЗРАБОТАНО
Начальник отдела
Начальник лаборатории
Нормоконтролер
ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ	Приказом

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие методические указания относятся к системе контроля и диагностики состояния трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией классов напряжения 110-750 кВ разных конструкций, установленных на объектах концерна. Особенности конструкций трансформаторов тока представлены в Приложении А.

РД вводится впервые.

ГОСТ 7746-89 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".

РД 34.45-51.300-97. "Объем и нормы испытаний электрооборудования".

РД 34.46.303-98. "Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов".

РД 153-34.0-46.302-00. "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования".

МЭК 60599:1999 "Эксплуатационное электрооборудование, заполненное минеральным маслом - руководство по интерпретации анализов растворенных и свободных газов".

МЭК 60422:2003 "Руководство по контролю и обслуживанию минеральных изоляционных масел в электрическом оборудовании".

2.2 Список методической литературы

Методические указания по контролю изоляции электрооборудования под рабочим напряжением. АО "Техносервис-электро". М. 1996 г.

Трансформатор тока серии ТФРМ классов напряжения 330-750 кВ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВЛИЕ.670105.002 ТО, 1986 г.

Трансформатор тока серии ТФУМ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 412.079 ТО, 1986 г.

Трансформаторы тока. Трансформатор тока ТФКН-330. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 412.079 ТО. 1971. Запорожский завод высоковольтной аппаратуры (ЗЗВА).

Трансформаторы тока серии ТФНД. Паспорт ОВЛ. 468.2ЗЗВА).

Трансформатор тока серии ТФЗМ 110-500. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВЛИЕ.670105.001 ТО. 1984. ЗЗВА.

Трансформаторы тока 750 кВ типа ТРН-750 У1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 140.148 ТО. 1974. ЗЗВА.

Программа комплексного обследования технического состояния трансформаторов тока типа ТФРМ-750, 1НИЦ. Д10.550.01, НИЦ "ЗТЗ-Сервис", 2000.

Опорные маслонаполненные трансформаторы тока. Методика отбраковки. ОАХ 119.463.050, 1994, ВИТ (Запорожье, Украина).

Документ СИГРЭ TF 15/ Последние разработки по интерпретации ХАРГ, 2004.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 Дефект

Несоответствие свойств и характеристик оборудования заданным, требуемым или ожидаемым его свойствам и характеристикам, определенным в технической документации. Такое несоответствие может приводить к ускоренному ухудшению состояния или отказу как самого оборудования, так и оборудования с ним связанного.

3.2 Дефектное состояние

Аномальное изменение состояния оборудования, приводящее к нарушению его функциональной работоспособности в заданных условиях эксплуатации.

3.3 Дефект, не обусловленный развивающимся повреждением

Несоответствие, приводящее к изменению состояния, при котором еще не происходит деструкция основных материалов и заметное образование продуктов деструкции (увлажнение, газонасыщение, окисление масла и др.) которые возможно восстановить посредством сушки, дегазации, регенерации и пр.

3.4 Развивающийся дефект (повреждение)

Отклонение, приводящее к необратимому изменению состояния (повреждению) с образованием газообразных, твердых и жидких продуктов деструкции, для устранения которого требуется частичный либо полный ремонт с заменой изоляции.

3.5 Развивающийся дефект, не приводящий непосредственно к нарушению функциональной работоспособности оборудования

Примером такого дефекта может быть возникновение аномального контура в магнитном потоке рассеяния и местный перегрев масла, старения масла и бумажно-масляной изоляции, не приводящее к значительному увеличению диэлектрических потерь в изоляционном остове.

3.6 Развивающийся дефект, приводящий к нарушению функциональной работоспособности оборудования

Примером такого дефекта могут быть разряды в конденсаторном остове.

3.7 Критическое дефектное состояние

Состояние оборудования, при котором неизбежен его отказ.

3.8 Критическое дефектное состояние, требующее немедленного вывода оборудования из работы

Состояние оборудования, при котором неизбежен его отказ с катастрофическими последствиями (взрывом и пожаром).

4 МЕХАНИЗМ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ.

КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ГАЗЫ

Разрушение изоляционных материалов в маслонаполненном аппарате происходит вследствие локального выделения аномальной энергии, которое сопровождается образованием продуктов деградации, в том числе и газообразных, определяемых методом ХАРГ.

4.1 Разложение масла

Минеральные изоляционные масла представляют собой смесь различных углеводородных молекул, содержащих химические группы СН3, СН2 и СН, соединенные молекулярными связями углерод-углерод (С-С). Воздействие повышенной температуры и разрядов приводит к разрыву химических связей между отдельными атомами этих молекул. Разрыв связей углерод - углерод (С-С) и углерод - водород (С-Н) происходит с образованием нестабильных фрагментов молекул в форме активных радикалов, таких как H*,СН3*, СН2*,СН* или С*, которые, в результате быстрых рекомбинаций (объединяясь), образуют молекулы газов, таких как водород (Н-Н), метан (СН3-Н), этан (СН3-СН3), этилен (СН2=СН2), ацетилен (СН=СН). Другими продуктами разложения масла являются углеводородные газы С3, С4, С5, жидкие продукты, твердые частицы, в том числе частицы углерода, а также X-воски.

Состав газов и его изменения определяются энергией, выделяющейся в зоне дефекта.

Наименьшая энергия требуется для разрыва наиболее слабой связи С-Н, что происходит, например, при воздействии частичных разрядов. В результате разрыва связи и рекомбинации образуется преимущественно водород.

Разрыв связей С-С приводит к образованию насыщенных углеводородных газов метана, этана, пропана.

Разрыв двойных связей С=С обуславливает образование этилена, что требует выделения более высокой энергии.

Образование ацетилена, газа с тройной связью между атомами углерода, требует воздействия температуры выше 800 °С либо разрядов большой мощности.

Выделение частиц углерода происходит при температуре 500-800 °С и особенно заметно при возникновении дугового разряда в масле.

4.2 Местный нагрев в масле

Состав газов и скорость выделения газов при местном нагреве металла и пиролиза масла, например, при перегреве плохого контакта, зависит от температуры в месте нагрева и нагреваемой площади. Соответственно, определенное температурное воздействие вызывает характерное распределение газов, что позволяет однозначно идентифицировать дефект.

4.3 Старение масла

Нагрев больших объемов масла до сравнительно невысоких температур приводит к его окислительному старению. При старении масла в нем образуются преимущественно окись (СО) и двуокись углерода (СО2), сопровождаемые поглощением кислорода и выделением незначительных количеств воды.

4.4 Газовыделение из новых масел

В некоторых новых маслах возможно заметное выделение газов при воздействии рабочих температур, что связано с наличием нестабильных молекул.

Выделение газов может быть результатом термической обработки, например, в процессе пропитки изоляции маслом. В большинстве случаев основным побочным газом является водород, но в некоторых маслах наблюдается преимущественное выделение метана и этана, а также окиси и двуокиси углерода. Другой причиной выделения газов может быть воздействие повышенной напряженности электрического поля, например, при испытаниях трансформаторов тока одноминутным напряжением и повышенная тенденция газовыделения масла в электрическом поле.

4.5 Разложение целлюлозных материалов

Старение целлюлозных материалов происходит под действием трех механизмов: окисления с выделением воды и кислот; гидролиза, вызывающего разрыв межмолекулярных связей (деполимеризацию) и выделение воды и фурановых соединений; и пиролиза, протекающего при температуре выше 120-130 °С, также вызывающего деполимеризацию изоляции и выделение воды, фурановых соединений, СО, СО2 и кислот.

5 КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ГАЗЫ

Обязательный спектр газов:

Ацетилен
Окись углерода
Двуокись углерода
Кислород

Хроматографический анализ растворенных газов в масле трансформаторов тока выполнять в соответствии с «Методическими указаниями по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов».

6 ТИПЫ ДЕФЕКТОВ В ТРАНСФОРМАТОРНОМ ОБОРУДОВАНИИ

Понятие бездефектного трансформатора определяется техническими требованиями в отношении предельно-допустимых термических и электрических воздействий, а также состоянием оборудования, при соблюдении которого газы в нем, кроме ацетилена, образуются на уровне не выше 2-3 кратного предела их обнаружения.

Дефектное состояние трансформатора может быть определено посредством измерения продуктов деградации, главным образом, газов которые являются результатом аномального рассеяния энергии. Вид аномального процесса: нагрев (пиролиз масла), частичные разряды, искрение или дуга обуславливает различные виды химической деградации молекул масла и соответственно характерно отличающийся состав газов.

Т1 - Термический дефект в диапазоне температур 150°С < Т < 300 °С

Преимущественно образуются насыщенные углеводородные газы, требующие минимальной энергии. Характерными газами являются пропан, метан, водород. Информативным газом, позволяющим выявить нагрев в таком диапазоне температур, может быть бутен-1, концентрация которого может достигать до 90% от всех образующихся газов. По мере роста температуры растет относительное количество этилена.

Т2А - Термический дефект в диапазоне температур 300 °С < Т < 500 °С

Скорость образования газов увеличивается. Концентрация этилена относительно насыщенных углеводородных газов - метана, этана и водорода, с ростом температуры растет быстрее и при температуре 400-500 °С и выше этот газ является характерным.

Т2Б - Термический дефект в диапазоне температур 500 °С < Т < 700 °С

Происходит увеличение скорости выделения газов, изменение состава газов (группа этилена), образование твердых продуктов деградации (углерод).

Т3 - Термический дефект в диапазоне температур Т > 700 °С

Увеличивается скорость образования этилена. Энергии при температуре выше 700 °С достаточно для образования незначительных количеств ацетилена. Относительная концентрация этана значительно снижается. При температуре выше 800 °С увеличивается скорость образования ацетилена. Возможно интенсивное выделение пузырьков газа.

ЧР - Частичные разряды в масле

Частичные разряды сопровождаются выделением водорода, который является характерным газом, и в значительно меньшем количестве метана. Этилен и этан при этом присутствуют в следовых количествах. Рост интенсивности частичных разрядов сопровождается увеличением относительной концентрации этилена и этана и появлением следов ацетилена. В маслах с высоким содержанием парафиновых углеводородов возможно образование x-восков - желеобразных продуктов разложения масла.

Р1 - Разряды в масле малой энергии

При интенсивном искрении, при заметном увеличении в первую очередь концентрации ацетилена и в меньшей степени этилена и этана, характерным газом остается водород.

Р2 - Разряды в масле большой энергии (дуговые разряды)

При дуговом разряде в масле образуются преимущественно водород (60-65 %) и ацетилен (25-28 %), а также некоторое количество этилена (5-6 %), метана (3-4 %) и этана (<0,5 %).

P и - разряд по поверхности и в толще изоляции (ползущий разряд)

Характеризуется заметно большим выделением энергии по сравнению с разрядом в масле и газовым составом электрического и термического характера с преимущественным выделением водорода, метана, а также этилена и ацетилена.

Разрушение изоляции сопровождается также образованием СО и СО2

ТИ - пиролиз (перегрев) целлюлозной изоляции

Нагрев целлюлозной изоляции до температуры 130-150 °С ведет к образованию газов СО и СО2 и при температуре 300 °С заканчивается полной карбонизацией.

7 ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

7.1 Характерные газы

Н2 - характеризует частичные разряды в масле.

СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н8 - характерные газы при пиролизе масла при 150-300 °С.

С2H4 - симптом перегрева масла от °С с возможным образованием углерода.

С2Н2 - возникновение перегрева с температурой °С (сопровождается выделением этилена и других углеводородов), образование пузырьков газа, сильные разряды или дуга в масле (сопровождается выделением водорода).

СО, СО2 - указывают на деструкцию целлюлозной изоляции или окислительного старения масла. Разрушение целлюлозы сопровождается выделением фурановых производных.

7.2 Характерные отношения газов

СН4/Н2 - частичные разряды

Для случаев, когда водород и метан являются ключевыми газами, это отношение указывает на наличие частичных разрядов. Величина отношения составляет 0,1 и менее. Как вспомогательное, это отношение используется при диагностировании термических дефектов, при которых оно больше 1.

С2Н2/С2Н4 - разряды, дуга

Отношение указывает на наличие разрядов средней и большой мощности, достаточной для образования ацетилена в заметных количествах. При таких дефектах величина отношения больше единицы и растет с ростом мощности разрядов. Для устойчивого дугового разряда значение отношения достигает пяти.

СО2/СО - разрушение целлюлозы

Отношение окислов углерода может быть индикатором разрушения целлюлозной изоляции. При термическом повреждении бумаги с температурой в зоне дефекта менее 150 °С это отношение превышает десять, а при температурах превышающих 250 °С, меньше трех. Отношение дает достоверные результаты при достаточно высоких концентрациях этих газов, не менее 5000 мкл/л СО2 и 500 мкл/л СО. При этом процесс сопровождается выделением фуранов.

Оба газа образуются не только в результате термического повреждения бумаги, но и при старении масла, особенно в негерметичном оборудовании со свободным доступом кислорода.

O 2 / N 2 - герметизация

Эти газы могут попадать в масло или в результате прямого контакта с воздухом в негерметичном оборудовании, или при нарушении герметичности в герметичном оборудовании.

При условии достижения равновесной растворимости кислорода и азота , отношение этих газов в масле отражает состав воздуха и приблизительно равно 0,5.

7.3 Скорость образования газов

Скорость образования газов определяется в мкл/л (объем)/час, сутки, месяц, год; мл/час, сутки, месяц, год.

Количество газов, образующихся при ЧР, искрении, скользящих и ползущих разрядах зависит от типа дефекта и типа масла. Ориентировочно на 1 кДж энергии при воздействии ЧР в масле выделяется 20-50 мл газа, а при ползущем разряде более 100 мл газа.

Скорость выделения газа при перегреве бумаги значительно повышается при температуре выше 130-140 °С.

8 МЕХАНИЗМ ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

С БУМАЖНО-МАСЛЯНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

Различаются два типичных механизма:

8.1 Ионизационный пробой

Возникает в ослабленном месте, чаще всего из-за наличия пузырьков воздуха, в виде критической ионизации. При наличии достаточно большой энергии происходит разрушение материалов, выделение газов. Потери на ионизацию обуславливают рост измеряемого тангенса угла диэлектрических потерь с увеличением испытательного напряжения. В то же время измерения при напряжении 10 кВ обычно не указывают на наличие дефекта. Пробой развивается в течение десятков (иногда нескольких сотен) часов.

Эффективные диагностические характеристики: величина кажущегося заряда ЧР, частота их повторения и особенно энергия ЧР при непрерывном контроле; ХАРГ, особенно пробы с верхней части трансформатора, а также измерение tgd и емкости изоляции остова при рабочем напряжении и прироста tgd при увеличении напряжения.

Этот вид повреждения оказывается более характерным для рымовидных конструкций.

8.2 Тепловой пробой

Возникает в зоне повышенных диэлектрических потерь из-за термической нестабильности бумажно-масляной массы, обусловленной наличием остаточной влаги или ее образованием, а также образованием полярных продуктов старения.

Процесс вызывает повышение диэлектрических потерь, особенно при повышении температуры, а также рост температуры.

Внутренняя температура 140-150 °С может рассматриваться как граница между работоспособным и опасным состояниями.

Повреждение может развиваться годами, но резко ускориться после изменения условий (например, повышения температуры) и затем развиться до пробоя в течение сотен (десятков) часов.

Развитие повреждения сопровождается выделением продуктов перегрева изоляции. Ионизация и сопутствующие явления (рост интенсивности ЧР, газовыделение) возникают преимущественно на завершающей стадии.

Соответственно, наиболее эффективными диагностическими характеристиками являются изменение тангенса угла потерь при рабочих условиях; увеличение температуры, а также продукты старения и пиролиза масла и перегрева изоляции.

Этот вид повреждения оказывается более характерным для U-образных конструкций ТТ.

9 ВЫЯВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ТОКА С ПОМОЩЬЮ ХАРГ

9.1 Характерные дефекты в трансформаторах тока, выявляемые ХАРГ представлены в таблице 1.

Таблица 1

Тип дефекта	Проявление и развитие
Повышенная остаточная влажность , увлажнение основной изоляции	Местное увеличение диэлектрических потерь, диэлектрический перегрев, развитие теплового пробоя. В сочетании с газовыделяющим маслом - возникновение начальной ионизации при низких температурах и образование X-восков.
Прямое проникновение воды (недостаточная или нарушенная герметизация).	Появление частичных разрядов с выделением газов; развитие скользящих разрядов с пробоем между обкладками.
Недопропитка маслом, оголение изоляции из-за низкого уровня масла; попадание воздуха; выделение пузырьков воздуха, например, из-за образования вакуума при резком снижении температуры; повышенная местная напряженность электрического поля из-за некачественного изготовления.	Появление частичных разрядов с выделением газов, развитие ионизационного пробоя.
Значительное старение масла и бумажно-масляной массы. Низкая стабильность масла.	Увеличение диэлектрических потерь, диэлектрический перегрев, развитие теплового пробоя.
Нарушение изоляции линейных выводов (ТФРМ).	Возникновение частичных разрядов в масле.
Перегрев контактных соединений (ТФУМ).	Выделение газов термического характера.

9.2 Диагностические сценарии развития дефектов

9.2.1 Тепловой пробой: увеличение tgd основной изоляции - увеличение tgd при повышении температуры, повышение tgd масла - повышение температуры поверхности - резкий рост tgd и температуры, выделение продуктов деструкции целлюлозы (СО, СО2, фурфурол) - саморазогрев - появление ЧР - выделение газов.

9.2.2 Ионизационный пробой: возникновение и прогрессирующий рост ЧР (до пКл) - приращение tgd основной изоляции с ростом испытательного напряжения - выделение газов (преимущественно Н2) - резкий рост интенсивности ЧР, сопровождающийся ростом tgd при пробое изоляции между обкладками и выделением газов.

Характерными газами являются Н2 (ключевой газ), СН4 и СО, сопутствующие повреждению изоляции.

Концентрации газов в пробах из верхней части трансформатора тока обычно существенно выше, чем в пробах их нижней части.

9.2.3 Старение масла и бумажно-масляной массы изоляции: характеризуется ростом СО2 и СО.

9.2.4 Повреждение изоляции линейного вывода разрядами: характеризуется появлением в масле ацетилена и сопровождается резким снижением сопротивления изоляции, а также возникновением высокочастотных колебаний напряжения, сопутствующих обычно коммутациям разъединителя.

10 ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

Выделение газов происходит на стадии рассеяния аномальной энергии, обусловленной возникновением разрядов или диэлектрического перегрева. Отсюда следует, что для трансформаторов тока анализ газов является, как правило, вторичной диагностической процедурой, подтверждающей опасность явления и распознающей его механизм.

В таблице 2 показаны наиболее чувствительные диагностические характеристики, определенные по данным ресурсных испытаний трансформаторов тока 330-500 кВ.

Таблица 2 - Симптомы развития характерных дефектов в трансформаторах тока по данным ресурсных испытаний

	Механизм развития повреждений
Тепловой (ТФУМ)	Ионизационный (ТФРМ)	Комбинация ионизационного и теплового (ТФРМ)
Начальное состояние	Рост tgdиз 10кВ = 0,48 - 1,6 %	Симптомы нарушения герметичности Низкий уровень масла Повышение общего газосодержания масла (SN2 и О2) до 8 - 10%	Повышение tgdиз 10 кВ до 0,46-0,5 %
Dtgdиз = (0,0% при повышении измерительного U с 10 кВ до U н. р.	Повышение температуры поверхности (термовизионное сканирование)
Рост tgd90°С масла до 5-10%	Dtgdиз = 0,15 % при повышении измерительного напряжения с 10 кВ до U н. р.
Опасное состояние	Прирост tgd с ростом температуры (a > 0,03)	Dtgdиз = 0,1 - 0,15 % при повышении U с 10 кВ до U н. p.	Прирост tgdиз 10кВ с ростом температуры (a = 0,032-0,041)
Прирост tgdиз 10кВ со временем, Dtgdиз > 0,03%/год	Рост tgdиз 10кВ со временем более 0,15%	Повышение температуры изоляции на 9-20 °С (термовизионное сканирование)
Снижение tgdиз с повышением измерительного U с 10 кВ до U н. р.	Рост емкости
Рост tgdиз до 10%	ЧР > пКл
Появление газов в масле		Газообразование
Перед пробоем	Рост tgdиз	Быстрый рост tgdиз до 4 %
Прирост DС/С = %	Прирост емкости (за счет к. з. между слоями	Рост температуры изоляции (термическая нестабильность)
Появление ЧР пКл	Быстрый рост ЧР>1000пКл	Появление ЧР пКл

11 БЕЗДЕФЕКТНЫЙ ТРАНСФОРМАТОР ТОКА

Бездефектное состояние трансформатора тока при расчетных условиях работы характеризуется уровнем частичных разрядов не более 10 пКл, а tgd основной изоляции - не более 0,35% при температурах 20-60° С. Уровень газов в бездефектном трансформаторе тока как правило не превышает значений, приведенных в таблице 3.

Таблица 3 - Типичный уровень концентраций газов в бездефектном трансформаторе тока

Концентрация, мкл/л

12 ДОПУСТИМОЕ СОДЕРЖАНИЕ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Граничные концентрации устанавливаются на базе опыта эксплуатации оборудования. Граничные значения концентраций газов в ТТ получают путем статистического анализа результатов профилактического контроля. В качестве граничного значения характеристики аппарата, сохраняющего функциональную работоспособность в эксплуатации без отказов и повреждений, принимают значение характеристики по интегральной функции распределения при F = 0,9 (т. е. у 90 % всех работающих аппаратов рассмотренной группы значения характеристики более низкие). Предполагается, что аппараты, в которых концентрации газов выше граничных значений, могут характеризоваться повышенным риском повреждения и требуют дополнительного обследования. Граничные концентрации газов для трансформаторов тока в эксплуатации приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Граничные концентрации растворенных в масле газов в трансформаторах тока, находящихся в эксплуатации

Граничные концентрации газов, мкл/л

13 ВЛИЯНИЕ РАЗНЫХ ФАКТОРОВ НА УРОВЕНЬ КОНЦЕНТРАЦИЙ И СОСТАВ ГАЗОВ

13.1 Тип масла

Большая часть трансформаторов тока серии ТРН залита маслом ТКп. Трансформаторы тока серии ТФРМ до 1986 года заливались преимущественно маслом Т-750, а после 1986 года маслом ГК. Масла с повышенным составом ароматических углеводородов (ТКп, Т-750) характеризуются склонностью к ускоренному окислению в условиях влияния электрического поля более высокой напряженности, чем в силовых трансформаторах. Соответственно, развитие процессов, связанных с прогрессирующим ростом диэлектрических потерь в трансформаторах тока, которые залиты такими маслами, является более вероятным. Масло ГК более стойко к окислительному старению, но имеет тенденцию к образованию большего количества газов, особенно Н2.

13.2 Тип оборудования

В трансформаторах тока серии ТФЗМ вероятные повреждения связаны в основном с развитием частичных разрядов в масле, а также с нагревом контактов. Коды дефектов ЧР, Р1, Т1.

В трансформаторах тока серии ТФУМ более вероятными являются дефекты, связанные с диэлектрическим нагревом, особенно в зоне установки магнитопровода. Код дефекта Т1. Ионизационные процессы в трансформаторах тока серии ТФУМ могут иметь место при резком снижении электрической прочности изоляционной системы, например при повышении влагосодержания, при попадании воздуха, или при загрязнении поверхности проводящими частицами. Коды дефектов ЧР, Р1, Р2.

В трансформаторах тока серии ТФРМ более вероятными являются дефекты, связанные с ионизационными процессами.

13.3 Срок службы

Зависимость роста концентрации газов от времени эксплуатации существует и для трансформаторов тока. Одной из причин роста концентрации газов в процессе эксплуатации трансформаторов тока является нормальное окислительное старение масла. При нормальном окислительном старении масла скорость нарастания газов незначительна и превышение предельно допустимых концентраций, приведенных в таблице 4, менее, чем за 5 лет эксплуатации, означает возникновение локального дефекта в оборудовании.

13.4 Периодичность контроля

После введения в работу (по согласованию с заводом изготовителем);

После длительного (более 3 лет) хранения с целью оценки проникновения воздуха. Выполняется для герметичного оборудования;

После 1 года эксплуатации (по согласованию с заводом изготовителем);

Один раз в 5 лет для нормально работающего оборудования;

Для идентификации дефекта при росте тангенса угла диэлектрических потерь изоляции остова или масла выше установленных норм;

При снижении сопротивления изоляции линейных выводов ниже установленных норм;

При обнаружении относительного повышения температуры при тепловизионном обследовании;

При комплексном обследовании оборудования, а также при решении вопроса о продлении эксплуатации по истечении установленного срока службы.

14 ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ХАРГ

14.1 Концентрации отдельных газов для полученного результата ХАРГ сравнить с концентрациями, приведенными в таблице 4. Если концентрации ни одного из газов не превышают граничные концентрации, продолжить нормальную эксплуатацию. Если концентрация хотя бы одного из газов или нескольких газов превышает предельно допустимые концентрации, выполнить повторный анализ для подтверждения наличия дефекта в трансформаторе тока.

14.2 При подтверждении превышения граничных концентраций установить характер дефекта при помощи характерных газов и характерных отношений газов. Для уточнения характера дефекта использовать графический метод (РД 153-34.0-46.302-00, Приложение 3).

14.3 Сравнить полученные результаты с предыдущими данными, а также сданными, полученными на однотипном оборудовании.

14.4 Выполнить измерения диэлектрических и изоляционных характеристик изоляционной системы трансформатора тока. По результатам таких измерений и результатам ХАРГ оценить симптомы дефектного состояния. Определить влагосодержание масла и степень его старения.

14.5 Решение о возможности продолжения эксплуатации или выведения трансформатора тока из эксплуатации принимать на основании анализа всех результатов проведенных испытаний и измерений, а также конструктивных особенностей трансформаторов тока.

14.6 Обратиться за консультацией на завод изготовитель или в специализированную сервисную организацию.

Приложение А

(справочное)

ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

С учетом конструктивных особенностей трансформаторов тока диагностические подходы могут отличаться в зависимости от вида конструкции. Среди конструкций отечественного производства имеются три основных вида:

Звеньевая конструкция с изоляцией обмоток бумажно-масляного типа, рисунок А.1.

100%" style="width:100.0%;border-collapse:collapse">

Класс напряжения, кВ

Емкость основной изоляции С1, пФ

U -образная конструкция с изолированной первичной обмоткой, рисунок А.2.

Алюминий" href="/text/category/alyuminij/" rel="bookmark">алюминиевой фольги на 14 основных слоев по 3,6 мм каждый. Поверх 14-й обкладки наложены тонкий слой кабельной бумаги и заземляемая конденсаторная обкладка (15-я обкладка). Последняя и предпоследняя обкладки в необходимых случаях могут быть использованы для измерения напряжения, в противном случае они заземляются.

Состояние изоляции ТФКН контролируется на трех изоляционных промежутках: С1 - основная изоляция между первичной обмоткой и предпоследней измерительной обкладкой, С2 - изоляция между предпоследней и последней обкладками (измерительный конденсатор) и С3 - изоляция между последней обкладкой и цоколем, включая масляный промежуток (наружные слои). На ТФУМ выводится только последняя обкладка, т. е., кроме С1, можно контролировать промежуток С3.

Расположение первичной изолированной обмотки по высоте трансформатора тока позволяет эффективно использовать термовизионный контроль при выявлении дефектов, связанных с ростом диэлектрических потерь.

Хорошие диагностические возможности конструкции позволяют эффективно контролировать состояние трансформатора тока непосредственно под напряжением.

ХАРГ для этой конструкции в большинстве случаев является дополнительным средством для идентификации опасности дефектов, выявленных, например, по результатам контроля диэлектрических потерь.

Рымовидная конструкция с изолированной вторичной обмоткой, рисунок А.3.

0" обкладкой - промежуток С1, а также промежуток "0"-обкладка - цоколь", заземляемый при работе.

Кольцевая часть изоляции и обмотки располагаются в маслорасширителе.

ТФРМ изготавливают в герметичном исполнении. Герметизирующее устройство расположено в верхней части.

Конструкции трансформаторов тока имеют существенно отличающиеся узлы герметизации:

До 1976 г. (ТФРМ-330) и до 1978 г. (ТФРМ-500) защита масла осуществлялась с помощью силикагелевого осушителя. Соответственно, воздушные газы могли свободно проникать внутрь.

До 1983г. применялся узел герметизации в виде "мешка" из фторолоновой лакоткани в металлическом баке (Тип I). В этой конструкции доступ кислорода ограничен, однако наличие воздушной подушки обуславливает высокое содержание азота.

До 1987-88 гг. применялась "мембрана" (диафрагма) из фторолоновой лакоткани или литой резины, "лежащей" на масле (Тип II).

До 1992 г. устанавливалась "резиновая диафрагма" между верхним и нижним баками узла герметизации, причем масло под и над диафрагмой сообщалось через патрубки (Тип III).

С 1992 был увеличен объем расширителя, а также значительно расширены отверстия, через которые сообщалось масло между расширителем и баками узла герметизации.

Имеются также отличия в конструкции маслоотборных устройств.

Идентификация узла герметизации существенна для определения уровня надежности и может осуществляться по номеру и году выпуска трансформатора тока.

Особенности конструкции предопределяют неравномерное распределение газов по высоте трансформатора тока. В наиболее частом случае развития повреждения в изоляции трансформатора тока концентрация газов в верхней части значительно выше, чем в нижней.

Парк трансформаторов тока на блоках АЭС

В таблице А.2 дана информация о составе парка трансформаторов тока, установленных на блоках АЭС.

Таблица А.2

Место установки	Типы конструкций
Смоленская АЭС
Курская АЭС
Балаковская АЭС
Нововоронежская АЭС
Ленинградская АЭС
Волгодонская АЭС
Кольская АЭС
Калининская АЭС
Костромская АЭС

* Работают в классе напряжения 220 кВ.

Основу парка составляют ТТ серии ТФРМ. Звеньевая конструкция эксплуатируется в основном на Ново-Воронежской АЭС. Две группы ТФЗН-500 установлены на Балаковской АЭС взамен ТФРМ-500. Трансформаторы тока U-образной конструкции установлены на Кольской АЭС.

Прибор для хроматографического разделения и анализа смесей веществ называется хроматографом . Хроматограф состоит из: системы ввода пробы, хроматографической колонки, детектора, системы регистрации и термостатирования, и приспособлений для приема разделенных компонентов. Хроматографы бывают жидкостными и газовыми, в зависимости от агрегатного состояния подвижной фазы. Чаще всего используют проявительную хроматографию.

Хроматограф работает следующим образом. Из баллона в хроматографическую колонку через регуляторы давления и расхода непрерывно подается газ-носитель с переменной либо постоянной скоростью. Колонка помещена в термостат и заполнена сорбентом. Температура поддерживается постоянной, и находится в пределах до 500°С.

Жидкая и газообразная пробы вводятся шприцем. В колонке происходит разделение многокомпонентной смеси на несколько бинарных смесей, в состав которых входит как газ носитель, так и один из анализируемых компонентов. В зависимости от того, насколько компоненты бинарных смесей сорбируемы, смеси поступают в детектор в определенном порядке. По результату детектирования фиксируется изменение концентрации компонентов на выходе. Происходящие в детекторе процессы преобразуются в электрический сигнал, затем записываются в виде хроматограммы.

За последние десять лет широкое распространение в электроэнергетике получил хроматографический анализ трансформаторного масла , показывающий хорошие результаты при диагностике трансформаторов, помогающий выявить растворенные в масле газы, и определить по ним наличие дефектов в трансформаторе.

Электромонтер просто отбирает пробу , доставляет ее в лабораторию, где работник химической службы выполняет хроматографический анализ, затем ему остается сделать правильные выводы из полученных результатов, и принять решение, стоит ли эксплуатировать трансформатор дальше или он нуждается в ремонте либо замене.

В зависимости от способа выделения из трансформаторного масла газов, есть несколько способов забора пробы. Далее рассмотрим два самых популярных способа.

Если выделение растворенных газов будет производиться посредством вакуума, то забор пробы производится в герметичные стеклянные шприцы 5 или 10 мл. На герметичность шприц проверяют так: оттягивая поршень до конца, втыкают конец иглы в пробку, надавливают на поршень, доводя его до середины шприца, затем погружают пробку с воткнутой в нее иглой, вместе со шприцем с вдавленным на половину поршнем, под воду. Если пузырьков воздуха нет, значит шприц герметичен.

В трансформаторе имеется патрубок для забора пробы масла. Патрубок очищают, сливают некоторое количество застоявшегося в нем масла, промывают маслом шприц и маслоотборное приспособление, затем берут пробу. Операция забора пробы выполняется в следующей последовательности. Тройник 5 с пробкой 7 соединяют с патрубком 1 при помощи трубки 2, а трубку 3 соединяют с краном 4.

Вентиль на трансформаторе открывают, затем открывают кран 4, сливают через него до 2 литров трансформаторного масла, затем закрывают. Иглу шприца 6 вводят насквозь в пробку 7 тройника 5, и заполняют маслом шприц. Открывают немного кран 4, выдавливают из шприца масло - это промывка шприца, данную процедуру повторяют 2 раза. Затем набирают пробу масла в шприц, вынимают его из пробки тройника, и втыкают в заранее подготовленную пробку.

Перекрывают вентиль трансформатора, снимают маслоотборную систему. Шприц маркируют, указывая дату, имя сотрудника, взявшего пробу, название объекта, маркировку трансформатора, место отбора масла (бак, ввод), затем помещают шприц в специальную тару, которую отправляют в лабораторию. Часто маркировку делают сокращенно, а расшифровку заносят в журнал.

Если планируется провести частичное выделение растворенных газов, то проба берется в специальный маслоотборник. Точность будет выше, но и объем масла потребуется больший, до трех литров. Поршень 1 изначально опускается на дно, барботер 2, оснащенный термодатчиком 3, при закрытом вентиле 4, вворачивается в отверстие 5, при этом вентиль 6 закрыт. Заглушка 8 запирает отверстие 7 на дне маслоотборника. Пробу берут из патрубка 9, закрытого пробкой, присоединенного к поддону трансформатора. Сливают 2 литра масла.

Трубку с накидной гайкой 10 присоединяют к патрубку. Штуцер с гайкой направляют вверх, позволяя маслу понемногу стекать, не более 1 мл в секунду. Выворачивают барботер 2, и штоком 11 нажимают на поршень 1 через отверстие 7, выводя его вверх. Перевернув маслоотборник, гайку 10 накручивают на отверстие 5 до тех пор, пока масло не перестанет подтекать.

Маслоотбойник заполняется трансформаторным маслом со скоростью пол литра в минуту. При появлении хвостовика 12 поршня 1 в отверстии 7, заглушку 8 устанавливают на место, на отверстие 7. Подачу масла перекрывают, шланг не отсоединяют, переворачивают маслоотборник, отворачивают штуцер 10, убеждаются, что масло доходит до патрубка 5, вворачивают барботер 2 на место, вентиль 4 должен быть закрыт. Маслоотборник отправляют в лабораторию для хроматографического анализа.

Пробы хранятся до анализа не более суток. Лабораторный анализ позволяет получить результаты, указывающие на отклонение содержания растворенных газов от нормы, в связи с чем электротехнической службой принимается решение о дальнейшей судьбе трансформатора.

Хроматографический анализ позволяет определить содержание в масле растворенных: углекислого газа, водорода, окиси углерода, а также метана, этана, ацетилена и этилена, азота и кислорода. Чаще всего анализируют наличие этилена, ацетилена и углекислого газа. Чем меньше количество анализируемых газов, тем меньшее разнообразие начинающихся повреждений выявляется.

На данный момент благодаря хроматографическому анализу возможно выявление двух групп повреждений трансформаторов:

Дефекты изоляции (разряды в бумажно-масляной изоляции, перегревы твердой изоляции);

Дефекты токоведущих частей (перегрев металла, разряды в масле).

Дефекты первой группы сопровождаются выделением окиси углерода и углекислого газа. Концентрация углекислого газа служит критерием состояния трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой трансформаторного масла. Определены критические значения концентрации, позволяющие судить об опасных дефектах первой группы, есть специальные таблицы.

Дефекты второй группы характеризуются образованием в масле ацетилена и этилена, и в качестве сопутствующих газов - водород и метан.

Дефекты первой группы, связанные с повреждением изоляции проводников обмоток представляют наибольшую опасность. Даже при небольшом механическом воздействии на место дефекта, уже может образоваться дуга. Такие трансформаторы в первую очередь нуждаются в ремонте.

Но углекислый газ может образовываться и по другим причинам, не связанным с повреждением обмоток, например причинами могут оказаться старение масла или частые перегрузки и перегревы, связанные с отказом системы охлаждения. Были случаи, когда в систему охлаждения по ошибке вместо азота подавали углекислый газ, поэтому важно учесть данные химического анализа и электрических испытаний, прежде чем делать выводы. Можно сравнить данные хроматографического анализа аналогичного трансформатора, работавшего в аналогичных условиях.

При диагностике, место повреждения изоляции будет темно-коричневого цвета, и отчетливо выделится на общем фоне целой изоляции. Возможны следы разряда на изоляции в виде ветвистых побегов.

Дефекты токоведущих соединений, расположенные вблизи твердой изоляции наиболее опасны. Рост концентрации углекислого газа свидетельствует о том, что затронута твердая изоляция, тем более при сравнении данных анализа для аналогичного трансформатора. Измеряют сопротивление обмоток, выявляют неисправность. Трансформаторы с данными дефектами, равно как и с дефектами первой группы, следует ремонтировать прежде всего.

В случае, если при нормальной концентрации углекислого газа превышены ацетилен и этилен, имеет место перегрев магнитопровода или частей конструкции. Такой трансформатор нуждается в капитальном ремонте в течение ближайшего полугода. Важно рассмотреть и иные причины, например связанные с нарушением работы системы охлаждения.

При ремонтном обслуживании трансформаторов с выявленными повреждениями второй группы, обнаруживают твердые и вязкие продукты разложения масла в местах повреждений, они имеют черный цвет. При возобновлении эксплуатации трансформатора после ремонта, скорый анализ, в течение первого месяца после ремонта, скорее всего покажет наличие ранее обнаруженных газов, однако концентрация их будет значительно ниже; концентрация углекислого газа возрастать не будет. Если концентрация станет возрастать, значит дефект остался.

Трансформаторы с пленочной защитой масла и другие трансформаторы, у которых по данным анализа предполагаемое повреждение твердой изоляции не подтвердилось, подвергают расширенному хроматографическому анализу растворенных газов.

Повреждение твердой изоляции, сопровождаемое частыми разрядами, - наиболее опасный вид повреждения. Если на него указывают два и более соотношений концентраций газов, дальнейшая эксплуатация трансформатора рискованна, и допускается лишь с разрешения изготовителя, при этом дефект не должен затрагивать твердую изоляцию.

Хроматографический анализ повторяют каждые две недели, и если на протяжении трех месяцев соотношения концентраций растворенных газов не изменяются, значит твердая изоляция не задета.

Скорость изменения концентрации газов также свидетельствует о дефектах. Ацетилен при частых разрядах в масле увеличивает свою концентрацию на 0,004 - 0,01% за месяц и более, и на 0,02-0,03% за месяц - при частых разрядах в твердой изоляции. При перегревах скорость роста концентрации ацетилена и метана снижается, в таком случае необходима дегазация масла и последующий анализ раз в пол месяца.

Согласно нормативам, хроматографический анализ трансформаторного масла необходимо проводить раз в пол года, а трансформаторы на 750 кВ нуждаются в анализе через две недели после ввода в эксплуатацию.

Эффективная диагностика трансформаторного масла посредством хроматографического анализа позволяет сегодня снизить количество работ по дорогостоящему обслуживанию трансформаторов во многих энергосистемах. Уже не нужно отключать сети для измерения характеристик изоляции, достаточно просто взять пробу трансформаторного масла.

Так, хроматографический анализ трансформаторного масла является на сегодняшний день незаменимым методом контроля дефектов трансформатора на самом раннем этапе их появления, он позволяет определить предполагаемый характер дефектов и степень их развития. Состояние трансформатора оценивается по концентрациям растворенных в масле газов и скорости их роста, сравнением их с граничными значениями. Для трансформаторов напряжением 100 кВ и выше такой анализ должен проводится не реже одного раза в полгода.

Именно хроматографические методы анализа позволяют судить о степени изношенности изоляторов, о перегревах токоведущих частей, о наличии электрических разрядов в масле. Исходя из степени предполагаемой деструкции изоляции трансформатора, на основании данных, полученных после серии анализов, можно судить о необходимости вывода трансформатора из эксплуатации и постановке на ремонт. Чем раньше будут выявлены развивающиеся дефекты, тем меньшим будет риск аварийного повреждения, и тем меньшим окажется объем ремонтных работ.

Страница 5 из 13

5. ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

В последнее десятилетие для диагностики состояния трансформатора получил широкое распространение и показал удовлетворительные результаты хроматографический анализ растворенных в масле газов. От электротехнического персонала и электромонтеров требуется правильно отобрать пробу масла и доставить ее в лабораторию, а после выполнения анализа правильно истолковать его результаты и принять решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Рисунок 7. Отбор пробы масла в шприц

Анализ выполняется на хроматографе, как правило, специально подготовленными работниками химической службы.
Существует несколько способов выделения газов из масла, каждому из которых соответствуют свои способы отбора пробы масла. Рассмотрим два наиболее распространенных способа.
Отбор пробы масла в стеклянные шприцы применяется в случае выделения растворенных в масле газов с помощью вакуума. Отбор проб производится в медицинские шприцы объемом 5 или 10 мл. Предварительно шприц проверяют на герметичность. Для этого оттягивают поршень до предела и затем конец иглы шприца вводят в резиновую пробку, не протыкая ее насквозь. Надавливают на шток, перемещая поршень примерно на половину его входа. В таком состоянии шприц вместе с пробкой опускают в воду. Отсутствие пузырьков выделяемого воздуха свидетельствует о достаточной герметичности.
Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений. При отборе нужно слить некоторое количество масла, застоявшегося в патрубке, промыть маслом шприц и маслоотборное приспособление. Лучше всего пользоваться схемой, рекомендованной методическими указаниями . Тройник 5 (рис. 7) с резиновой пробкой 7 с помощью резиновой трубки 2 и переходника соединяют с патрубком 1 трансформатора, а трубкой 3 - с трехходовым или иным краном 4. Вся система должна быть герметичной. Длина трубки 2 выбирается такой, чтобы было удобно оперировать с тройником 5 и шприцем 6. Открывают вентиль на трансформаторе. Открывают кран 4 и сливают 1-2 л масла. Закрывают кран 4, вводят иглу шприца в тройник 5, протыкая насквозь пробку 7. Заполняют шприц маслом. Под избыточным давлением масла поршень шприца должен перемещаться свободно. Открывают (не полностью) кран 4. Для промывки шприца нажимают на его поршень и выдавливают из него масло. Операцию повторяют 2 раза. Затем, набрав масло в шприц, вынимают его из тройника и вводят конец иглы в заранее подготовленную резиновую пробку (как при проверке герметичности шприца). Закрывают вентиль на трансформаторе и отсоединяют систему отбора. Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную (лучше деревянную) тару с гнездами для шприцев, маркируют пробу и отправляют в лабораторию.

Рисунок 8. Схема маслоотборного устройства

При маркировке пробы следует фиксировать объект (электростанция или подстанция), местную маркировку трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора пробы и кем выполнен отбор. Часто на шприце ставят краткое условное обозначение, которое расшифровывается в журнале.

Отбор пробы масла в маслоотборник производится при так называемом частичном выделении растворенных в масле газов. Точность результатов анализа здесь значительно выше, чем в предыдущем случае, однако требуемый объем масла велик (несколько литров), что усложняет отбор и транспортировку пробы. Обычно пользуются маслоотборником вместимостью 2,5-3 л, схема которого приведена на рис. 8, В нормальном положении поршень 1 опущен на дно, барботер* 2 с датчиком температуры 3 и закрытым вентилем 4 ввернут в отверстие 5. Вентиль б закрыт. Отверстие 7 в дне маслоотборника закрыто заглушкой 8.
* Приспособление, используемое при выделении из масла растворенных газов

Пробы масла отбирают из патрубка 9, расположенного в поддоне трансформатора и нормально закрытого пробкой. К патрубку присоединяется резиновая трубка диаметром 5-8 мм, имеющая на конце штуцер с накидной гайкой 10. Сливают 1,5-2 л масла. Штуцер 10 переворачивают накидной гайкой вверх (как показано на рис. 8) и регулируют расход масла (примерно 1 мл/с). При таком расходе масло заполняет накидную гайку и медленно стекает по ее краям.
Из маслоотборника вывертывают барботер 2-4 и, нажимая штоком 11 на хвостовик поршня, переводят поршень вверх. Шток вводят через отверстие 7. Переворачивают маслоотборник кверху дном и навертывают накидную гайку 10 на отверстие 5 настолько, чтобы масло перестало подтекать из штуцера. Происходит заполнение маслоотборника. Расход масла при этом должен быть примерно 0,5 л/мин. Когда из отверстия 7 показывается хвостовик поршня 72, следует завернуть на место заглушку 8.

Прекратив подачу масла, но не отсоединяя шланг 9-10 переворачивают маслоотборник дном вниз. Отвернув штуцер 10 и убедившись, что масло полностью заполняет патрубок 5, ввертывают на место барботер 2 с закрытым вентилем 4. Маслоотборник, заполненный маслом, доставляют в лабораторию для анализа.
Во всех случаях главное требование при отборе и доставке пробы масла в лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла. Время хранения пробы до проведения анализа должно быть минимальным (не более суток).
Проведя анализ, лаборатория выдает результаты и, как правило, указывает на отклонение от нормы содержания тех или иных растворенных газов. Однако решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора принимает электротехническая служба.
При анализе определяют содержание углекислого газа СО 2 , окиси углерода СО, водорода Н 2 и углеводородов - метана СН 4 , ацетилена С 2 Н 2 , этилена С 2 Н 4 , этана С 2 Н 6 , а также кислорода О 2 и азота N 2 . Однако чаще производится анализ не по всем перечисленным газам, а по части из них, например углекислому газу, ацетилену и этилену. Естественно, чем меньшая номенклатура газов учитывается, тем меньше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение трансформатора.
В настоящее время с помощью хроматографического анализа можно определить две группы повреждений силовых трансформаторов:
1) дефекты твердой изоляции (перегревы и ускоренное старение твердой электрической изоляции, частичные разряды в бумажно-масляной изоляции), 2) перегревы металла и частичные разряды в масле (дефекты токоведущих частей, особенно контактных соединений, магнитопровода и конструкционных частей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров и др.).
Для дефектов первой группы характерно выделение углекислого газа и окиси углерода. Для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла в качестве критерия оценки состояния используется концентрация углекислого газа. Установлено, что опасные дефекты первой группы имеют место при концентрациях СО2, превышающих указанные в табл. 3.
О критериях оценки состояния трансформаторов с пленочной защитой масла будет сказано ниже.
Для второй группы дефектов характерно выделение этилена или ацетилена. Могут присутствовать оба этих газа одновременно, а также сопутствующие газы метан и водород. Опасные концентрации приведены в табл.3.
Как следует подходить к решению вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора? Наибольшую опасность представляют те повреждения первой группы, которые связаны с повреждением твердой изоляции обмоток или отводов. Достаточно какого-либо дополнительного действия, чтобы трансформатор получил повреждение.
Возникающие даже при не очень близком КЗ механические воздействия могут привести к повреждению изоляции в месте возникшего дефекта, образованию дуги и аварийному отключению. Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь.

Чтобы более правильно решить вопрос о степени срочности вывода трансформатора в ремонт, нужно учитывать ряд дополнительных обстоятельств. Углекислый газ может образоваться и по причинам, не связанным с изоляцией обмоток или отводов. К такому эффекту может привести умеренно повышенный нагрев большой площади металла или сильное старение масла, а также частые перегрузки, перевозбуждения, отказы системы охлаждения. В эксплуатации имели место ошибочные подключения баллона с углекислым газом вместо азота к системе азотной защиты. В этих случаях следует учитывать данные электрических испытаний и химического анализа масла (см. § 4), также рекомендации завода-изготовителя, связанные с конструктивными особенностями и данными о повреждаемости данного типа трансформаторов. Можно провести сравнительный анализ на содержание углекислого газа в трансформаторе того же типа, работающего то же самое время в тех же условиях в аналогичном режиме.

Таблица 3. Предельные концентрации растворенных в масле газов для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла

При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции имеет черно-коричневый цвет и отчетливо выделяется на фоне остальной части изоляции. На ней могут быть видны ветвистые побеги, представляющие собой следы разряда.
Дефекты второй группы наиболее опасны в том случае, если они расположены в непосредственной близости от твердой изоляции, также при неисправности токоведущих соединений. Если повреждение затронуло твердую изоляцию, это может быть установлено по росту концентрации углекислого газа, особенно при сравнении с данными анализа для соседнего такого же трансформатора. Опасная неисправность токоведущих частей определяется измерением электрического сопротивления обмоток постоянному току.
Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь, как и при повреждениях первой группы. В общем случае повышенное содержание этилена и ацетилена при нормальном содержании углекислого газа указывает на перегревы конструкционных частей или магнитопровода. В этом случае капитальный ремонт следует провести в ближайшие 6 мес. Естественно, при решении вопроса о выводе в ремонт нужно учитывать возможность появления газов по иным причинам, не связанным с дефектом самого трансформатора, повреждение двигателей электронасосов системы охлаждения, проникновение газов из контактора устройства РПН и др.
При выводе в ремонт трансформаторов с повреждениями второй группы в месте повреждения находят вязкие или твердые продукты разложения масла черного цвета.
При вводе в работу трансформатора после капитального ремонта хроматографический анализ в течение первого месяца может показать наличие ранее обнаруженных газов. Если дефекты при ремонте были устранены, то концентрация характерных газов (кроме углекислого) в дальнейшем уменьшается, а углекислого газа - не изменяется. Увеличение концентрации свидетельствует о том, что дефект при ремонте не был устранен.
Для трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, а также для других трансформаторов, в которых на основании анализа предполагалось повреждение твердой изоляции, но оно не было выявлено при капитальном ремонте, проводится расширенный анализ растворенных и масле газов. Оценка степени опасности предполагаемого повреждения производится по отношениям концентрации газов в соответствии с данными табл. 4.
Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоляции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предположить его наличие можно в том случае, если на него указывают не менее двух отношений в приведенной таблице. Эксплуатация таких трансформаторов допускается только с согласия завода-изготовителя.
Если обнаружены частичные разряды в масле, нужно убедиться, что возникший дефект не затрагивает твердую изоляцию. Для этого хроматографический анализ растворенных в масле газов следует повторять через каждые две недели. Если в течение 3 месяцев отношения не изменяются, то твердая изоляция не затронута.
Дополнительным подтверждением повреждений, выявленных по указанным отношениям, является скорость изменения концентрации газов. Свидетельством наличия опасного дефекта является увеличение концентрации ацетилена при частичных разрядах в масле на 0,004 -0,01 % в месяц и более, при частичных разрядах в твердой изоляции 0,02-0,03 % в месяц. Для перегревов (последняя колонка таблицы) характерно снижение скорости нарастания концентрации газов в первую очередь метана и ацетилена, при этом рекомендуется провести дегазацию масла в баке трансформатора с последующим отбором проб 1 раз в 2 недели.
В общем случае периодичность отбора проб для хроматографического анализа растворенных в масле газов - 1 раз в 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ дополнительно производится отбор пробы через 2 недели после включения.
Благодаря высокой эффективности диагностики состояния трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов в ряде энергосистем (на Украине, в Мосэнерго и др.) уменьшен объем работ по традиционным измерениям характеристик изоляции трансформаторов, требующим их отключения.

Таблица 4. Опасные отношения концентраций растворенных в масле газов в трансформаторах с пленочной защитой масла

Отношение концентраций газов	Отношение концентрации при наличии
	частичных разрядов		перегревов токоведущих соединений и элементов конструкции
		в твердой изоляции
	Основные показатели
	Дополнительные показатели

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 ). 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 .

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 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:

C 2 Н 2 , C 2 Н 4 , C 2 Н 6 C 2 Н 4 C 2 Н 2

C 2 Н 6

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:

Н 2 (водород) – дефекты электрического характера (частичные разряды невысоких энергий, искровые дуговые разряды, горячая точка),

С 2 Н 2 (ацетилен) – разряды высокой энергии (искрения, дуга) нагрев выше 700 °С,

СН 4 (метан) – нагрев масла и изоляции в диапазоне температур 250-400°С (перегрузка трансформатора или дефект системы охлаждения), частичные разряды невысокой энергии,

С 2 Н 6 (этан) – термический нагрев масла и Б-М изоляции в диапазоне более 300 °С,

С 2 Н 4 (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,

СО 2 (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"

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

* 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 С 2 Н 2 /С 2 Н 4 больше 0,1 (дополнительно СН 4 /Н 2 менее 1) и дефекты термического характера С 2 Н 2 /С 2 Н 4 много меньше 0,1 (подтверждение данного факта - СН 4 /Н 2 более 1). Отношение С 2 Н 4 /С 2 Н 6 характеризует температуру горячей точки. Критерий отношения газов используют только в случае, если хотя бы один газ, входящий в отношение, превысил граничную концентрацию. По соотношению СО 2 /СО судят о вовлечении в дефект твердой изоляции (при наличии признаков нагрева или разряда). ПриСО 2 /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 (а i) 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 (а i)/ (а макс) 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 , соответствующие дефектам электрического характеравызванные разрядами (преобладает водород).

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:

Н 2 = 0.004%об, СН 4 = 0.084%об, С 2 Н 2 = 0%об, С 2 Н 4 = 0.02%об, С 2 Н 6 = 0.011%об,

СО = 0.05%об, СО 2 = 0.48%об.

1. Определяем относительные концентрации (а i) для каждого газа:

а н2 = 0.004/0.01=0.4, а СН4 = 0.084/0.01=8.4, а С2Н2 = 0, а С2Н4 = 0.02/0.01=2.0,

а С2Н6 = 0.011/0.005=2.2

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

8.4 = а СН4 > а С2Н6 > а С2Р4 > а Н2 , т.е. основной газ - метан

3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа:

СН 4 = 1, Н 2 =0.4/8.4=0.05, С 2 Н 4 =2/8.4=0.24, С 2 Н 2 =0, С 2 Н 6 = 2.2/8.4 = 0.26

4. Строим график (рис.16).

5. По основному газу СН 4 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 СО 2 /СО:

СО 2 /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 СО 2 /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.

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) . 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:

СаН 2 + Н 2 О = Са(ОН) 2 + 2Н 2

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 потерь масла 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 tgd м) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Для определения tgd м 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 tgd м при температуре 20 о С и 90 о С. В эксплуатации целесообразно измерять его значение при температуре 70 о С как на подъеме, так и спаде температуры. "Гистерезисный" характер темперературной зависимости tgd м - признак глубокого старения масла (снижение tg d м при температуре 70 о С на спаде температуры после длительной выдержки при 90-100 о С 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

Хроматографический анализ газов растворенных в масле, является специальным методом, служащим для обнаружения повреждений и дефектов конструктивных узлов электрооборудования, но практически не информирующем о качестве и состоянии самого масла. Хроматографический анализ (ХАРГ) позволяет:

• отслеживать развитие процессов в оборудовании,
• выявлять дефекты на ранней стадии их развития, не обнаруживаемые традиционными способами,
• определять предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения
• ориентироваться при определении места повреждения.

Для оценки состояния маслонаполненного оборудования используются газы: водород (Н2), метан (CH4), этан (C2H6), этилен (C2H4), ацетилен (С2Н2), угарный газ (CO), углекислый газ (CO2). Кроме этого, всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформатора и могут выделяться такие газы как пропан, бутан, бутен и другие, но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.

Состояние оборудования оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Важно различать нормальные и чрезмерные объемы газа. Нормальное старение или газовая генерация изменяется в зависимости от конструкции трансформатора, нагрузки и типа изоляционных материалов.

В заимосвязь основных газов и наиболее характерных видов дефектов.

Водород (Н2)	Дефекты электрического характера: частичные разряды, искровые и дуговые разряды
Метан (CH4)	Дефекты термического характера: нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
Этан (C2H6)	Дефекты термического характера: нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;
Этилен (C2H4)	Дефекты термического характера: нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С
Ацетилен (С2Н2)	Дефекты электрического характера: электрическая дуга, искрение
У гарный газ (CO)	Дефекты термического характера: старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;
Углекислый газ (CO2)	Дефекты термического характера: старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции; нагрев твердой изоляции

Дефекты трансформаторов, определяемые с помощью хроматографического анализа:

Наименование дефектов	Основные газы	Характерные газы
Перегревы токоведущих соединений	С 2 Н 4 - в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С	Н 2 , С Н 4 и С 2 Н 6
- нагрев и выгорание контактов переключающих устройств; - ослабление и нагрев места крепления электростатического экрана; - обрыв электростатического экрана;
- ослабление винтов компенсаторов отводов НН; - ослабление и нагрев контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; - лопнувшая пайка элементов обмотки: замыкание параллельных и элементарных проводников обмотки и др	С 2 Н 2 - в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом.
Перегревы элементов конструкции остова.
- неудовлетворительная изоляция листов электротехнической стали; - нарушение изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; - общий нагрев и недопустимый местный нагрев от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, рессующих кольцах и винтах; - неправильное заземление магнитопровода; - нарушение изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.
Частичные разряды	Н 2	СН 4 и С 2 Н 2 с малым содержанием
Искровые и дуговые разряды	Н 2 или С 2 Н 2	СН 4 и С 2 Н 2 с любым содержанием
Ускоренное старении и/или увлажнение твердой изоляции	СО и СO 2
Перегрев твердой изоляции	СO 2

Для получения объективных результатов хроматографического анализа трансформаторного масла необходимо квалифицированно произвести отбор проб из маслонаполненного оборудования. Более подробные требования по отбору проб трансформаторного масла представлены в разделе Отбор проб масла