3

Газеты:

Энергетика и промышленность России Тепловая энергетика и ЖКХ
4

Каталог Энергетика RU

Компании-партнеры Продукция и услуги Новости компаний
16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
\Газета "Энергетика и промышленность России" \№ 11 (223) июнь 2013 года \Тема номера \
http://www.eprussia.ru/epr/223/15068.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 11 (223) июнь 2013 года

Надежность эксплуатации маслонаполненных трансформаторов

Тема номера Всеволод МАНДРУСОВ, технический директор ООО «МТЕ»

Для изношенных энергосистем мониторинг состояния силовых трансформаторов – крайне важный вопрос. На основе опыта многолетней эксплуатации трансформаторов установлены типичные виды повреждений, их признаки, возможные причины и способы выявления.

Несвоевременное принятие мер, направленных на устранение незначительных дефектов, порой приводит к аварийным отключениям трансформаторов.



Газовое реле

Ряд повреждений в трансформаторе не вызывает немедленного отключения при срабатывании защиты. К таким повреждениям относятся некоторые витковые замыкания, повреждения изоляции листов стали или стяжных шпилек магнитопровода. К примеру, при возникновении виткового замыкания происходит сильный нагрев места замыкания (меди проводников) из‑за большой величины тока между замкнувшимися проводниками. Это влечет перегрев и разложение масла, окружающего место повреждения, с выделением газообразных продуктов разложения масла. Причем если нагрев в месте замыкания не очень силен, газ будет выделяться медленно.

На практике весьма важно на основании данных о составе газа получить представление о характере повреждений внутри трансформатора.

Прежде данные о составе газа получали с помощью газового реле. Это позволяло обнаружить зарождающиеся повреждения в трансформаторе и предотвратить крупную аварию.

Сопоставление большого числа наблюдений за составом газа, взятого из газовых реле трансформаторов, поврежденных при эксплуатации, с данными по составу газа, выделяющегося в моделях с искусственно созданными повреждениями, позволило установить определенные закономерности и подтвердить, что всякое повреждение токоведущих частей трансформатора, а также возникновение сильных местных перегревов вызывает выделение газа определенного состава.

Установлены состав и предельные концентрации газов, растворенных в масле исправных трансформаторов и при характерных видах повреждений. Так, например, при разложении масла под действием электрической дуги (перекрытие в переключателе) выделяется преимущественно водород. Из непредельных углеводородов преобладает ацетилен, который в данном случае является характерным газом. Оксид и двуоксид углерода присутствуют в незначительных количествах. А вот газ, выделяющийся при разложении масла и твердой изоляции (междувитковое замыкание в обмотке), отличается от газа, образующегося при разложении только масла, заметным содержанием оксида и диоксида углерода.



Шаг вперед

Однако дальнейшие исследования показали, что контроль за состоянием трансформаторов и раннее обнаружение возникающих в них повреждений возможны только методом анализа газов, растворенных в масле. В этом случае тревожные симптомы можно обнаружить, даже когда выделение газа еще очень незначительно.

Дело в том, что период накопления газа в реле может быть достаточно длительным, а скопившийся в нем газ по составу может существенно отличаться от газа, отобранного вблизи места его выделения (следует учитывать растворимость газа при его прохождении через слой масла). Поэтому диагностика повреждения на основе анализа газа, отобранного из реле, может быть запоздалой и неточной.

Анализ пробы газа, растворенного в масле, помимо более точной диагностики повреждения, дает возможность наблюдения за его развитием до срабатывания газового реле. И даже в случае крупных повреждений, когда газовая защита срабатывает на отключение трансформатора, сравнение составов газа, взятого из реле, и газа, растворенного в масле, может быть полезным для более правильной оценки серьезности повреждения.

Эти обстоятельства стали толчком для интенсивных исследований по установлению состава газа, растворенного в масле трансформатора. Развитию этого направления способствовало появление высокочувствительных приборов для газового анализа – газохроматографов. Метод хроматографического анализа растворенного в масле газа включает следующие этапы: а) отбор пробы масла, содержащего растворенные газы; б) извлечение газов из масла; в) собственно анализ газовой смеси с помощью газохроматографа.

С целью обеспечить сопоставимость результатов газохроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле, Международная электротехническая комиссия (МЭК) внесла рекомендации по методу испытания. Использование газохроматографического анализа позволило уточнить известные ранее закономерности о зависимости состава газа, образующегося в трансформаторном масле, от различных воздействующих факторов.

В аппаратах, которые долгое время находились в эксплуатации, масло обычно содержит заметное количество газов, которые накопились в результате естественного старения масла и твердой изоляции. В первом приближении принимают, что концентрация газа в масле линейно зависит от продолжительности эксплуатации трансформатора. В случае, если концентрация газов превышает «норму», то есть то количество, которое можно ожидать за счет естественного старения, то через некоторое время (пять-десять дней) повторно отбирают пробу газа и анализируют. В случае увеличения концентрации газа в масле более чем на 10 процентов в течение месяца (по сравнению с первоначальной) считается, что положение становится опасным. При этом надо привлечь другие методы испытания для установления причины зарождающегося повреждения внутри трансформатора.



Важность постоянного мониторинга

Физические параметры и поведение изоляции со временем деградируют. Старение бумажной изоляции и трансформаторного масла приводит к образованию влаги и фуранов, которые могут вызывать дальнейшее ускоренное старение. Перегрев системы изоляции, частичные разряды и искрение нередко приводят к выбросу газов. Влага в изоляции вводов может привести к их деградации и разрушению. Температура может оказывать влияние на содержание влаги. Один из способов минимизации ущерба от старения трансформатора – постоянный мониторинг газов, температуры и содержания влаги. Эти данные могут помочь в выявлении типа неисправности, ее интенсивности и, в некоторой степени, ее местонахождения.

Механические свойства изоляционной бумаги значительно снижаются с возрастом, хотя ее электрические свойства, возможно, не показывают существенных изменений. Механическая прочность изоляционной бумаги может снизиться за счет увеличения температуры в обмотках, а механическое повреждение стареющей изоляционной бумаги – привести к электрическому пробою. Это, в свою очередь, отрицательно повлияет на характеристики изоляции, что может привести к аварии трансформатора. Следовательно, состояние изоляции должно контролироваться регулярно, как и оценка состояния трансформатора в целом.

Температура масла/бумаги изоляционной системы может повлиять на процесс старения, что приводит к тепловому стрессу и изменениям механических и электрических свойств материала. Ухудшение свойств трансформаторного масла влечет повреждения трансформатора. Кроме того, выбросы трансформаторного масла могут серьезно повредить другие изоляционные материалы. В целом, процент отказов трансформаторов, вызванных диэлектрическими проблемам, может быть выше 75 процентов.

Правильный диагноз нарушений играет жизненно важную роль в продлении жизни трансформатора и позволяет значительно снизить незапланированные простои и затраты, которые их сопровождают.

Распечатать Отправить по E-mail

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 11 (223) июнь 2013 года: