Контроль за состоянием трансформаторов



страница3/8
Дата09.08.2018
Размер1.27 Mb.
#43490
1   2   3   4   5   6   7   8
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.

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.

* Приспособление, используемое при выделении из масла растворенных газов


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 СО2, окиси углерода СО, водорода Н2 и углеводородов - метана СН4, ацетилена С2Н2, этилена С2Н4, этана С2Н6, а также кислорода О2 и азота N2. 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 З. Предельные концентрации растворенных в масле газов для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла




Группа дефектов

Защита масла

Среднегодовая температура масла,°С

Характерный газ

Предельная концентрация,

%

Первая

Воздухоосушитель с гидрозатвором

<40

CO2

0,6

>40

CO2

1

Азотная

<40

CO2

0,3

>40

CO2

0,5

Вторая

Всех систем

-

C2H4

0,008




C2H2

0,01




CH4

0,01

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 масле

в твердой изоляции




Основные показатели

CH4 : H2

0,4-1

менее 0,4

более 1

C2H2 : C2H4

более 1

менее 1

менее0,5

C2H6 : C2H2

менее 0,5

менее 0,5

более 0,5

C2H6 : CH4

менее 0,2

менее 0,2

более 0,2

CO2 : CO

менее 3

более 10

менее 10




Дополнительные показатели

CH4 : C2H4

более 5

1-5

-

C2H4 : C2H6

1-5

более 5

-

C2H2 : CH4

менее 0,4

менее 0,4

-

6. ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ

Профилактические испытания трансформаторов производятся в соответствии с требованиями ПТЭ и Норм испытаний электрооборудования [2] при каждом текущем и капитальном ремонте. Текущий ремонт трансформаторов с устройствами РПН производится ежегодно, без РПН - 1 раз в два года для главных трансформаторов электростанций и подстанций и трансформаторов собственных нужд и 1 раз в 4 года для всех других. Профилактические испытания в основном сводятся к испытаниям изоляции и измерениям переходных сопротивлений контактов. Нормируемый объем испытаний трансформаторов приведен в табл. 5.

На практике применяются и другие виды испытаний. Если есть признаки ухудшения изоляции или предположения о ее ухудшении, профилактические испытания производятся в период между ремонтами. Результаты испытаний сравнивают с установленными нормами а также с ранее измеренными значениями.

Испытания изоляции являются основным элементом всяких профилактических испытаний. Изоляция подвергается тепловым, механическим и электрическим воздействиям. При этом ускоряется протекание химических процессов (окисление), изменяется структура изоляции, снижается механическая прочность, происходит расслоение. Особенно вредные воздействия на изоляцию трансформаторов оказывают увлажнение и загрязнение.

Влага проникает в глубь изоляции, создавая опасность электрического пробоя. Полностью избежать вредных воздействий практически невозможно. В результате изоляция стареет и в ней возникают общие, (равномерно распределенные) и местные (сосредоточенные) дефекты. Даже такое эффективное средство диагностики состояния трансформаторов, как хроматографический анализ растворенных в масле газов, не говоря уже о внешнем осмотре, не позволяет выявить всех возможных дефектов изоляции. Именно этим вызвана необходимость проведения профилактических испытаний с отключением трансформатора.

Рассмотрим основные виды профилактических испытаний изоляции трансформаторов.

Измерение сопротивления изоляции производится с помощью мегаомметра и является одним из наиболее простых и распространенных видов испытаний. Оно может дать представление о среднем состоянии изоляции, при явных повреждениях указать на их наличие, а в некоторых случаях помогает определить место дефекта.



Таблица 5. Объем профилактических испытаний трансформаторов

проводимые измерения и проверки

Испытание

при вводе в эксплуатацию

при капитальном ремонте

при текущем ремонте

в межремонтный период

Сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции

+

+

+

+

tg

+

+

-

+

Емкость, С

+

+

-

-

Испытание повышенным напряжением

+

+

-

-

Сопротивление обмоток постоянному току

+

+

-

-

Коэффициент трансформации

+

+

-

-

Группа соединений и фазировка

+

+

-

-

Ток и потери холостого хода

+

+

-

-

Проверка переключающего устройства

+

+

+

-

Проверка бака давлением

+

+

-

-

Проверка устройства охлаждения

+

+

+

-

Проверка индикаторного силикагеля

+

+

+

+

Трансформаторное масло

+

+

+

+

Сопротивление изоляции, tg , испытание повышенным напряжением и испытание масла вводов

+

+

-

+

Проверка качества уплотнения вводов

+

+

-

-

Проверка манометров вводов

-

-

-

+

Таблица 6. Соединение обмоток при измерении характеристик изоляции трансформатора



Измеряемые обмотки

Заземленные части

Двухобмоточные трансформаторы

НН

ВН, бак

ВН

НН, бак

ВН+НН

Бак

Трехобмоточные трансформаторы

НН

СН, ВН, бак

СН

ВН, НН, бак

ВН

НН, СН, бак

ВН+СН

НН, бак

ВН+СН+НН

Бак

Для измерения сопротивления изоляции трансформатора используются мегаомметры с напряжением 2,5 к В. Для трансформаторов 220 кВ и более целесообразно применять мегаомметр со стабилизирующей электронной приставкой. Если генератор мегаомметра имеет ручной привод, рукоятку надо вращать с частотой 120 об/мин. К зажиму Л (линия) подключают одну обмотку трансформатора, к зажиму 3 (земля) - все остальные обмотки, соединенные с баком или другим заземленным элементом (табл. 6).


В табл. 6 обозначены: ВН — обмотка высшего, СН — среднего, НН -низшего напряжения. В автотрансформаторах, имеющих общую обмотку ВН и СН и отдельную обмотку НН, соединения производятся как для двухобмоточного трансформатора.


Рис. 9. Простейшая схема замещения внутренней изоляции трансформатора





Рис. 10. Зависимость сопротивления изоляции и тока в ней от времени при измерении мегаомметром (R1 и R2 - установившиеся значения при температурах t1 и t2 соответственно)


Если обмотка НН отсутствует, выполняется одно измерение. При профилактических испытаниях измерять сопротивление изоляции по всем перечисленным схемам нет необходимости.

Перед подачей напряжения от мегаомметра рекомендуется сначала раскрутить его генератор до полной скорости и лишь тогда подавать напряжение на трансформатор (это позволит правильно определить коэффициент абсорбции (см. ниже). При этом сначала произойдет быстрый заряд геометрической емкости Сг (рис. 9), определяемой конструкцией изоляции, затем будет плавно заряжаться емкость С, которая вместе с сопротивлением R характеризует наличие увлажнении, загрязнений и тд., и, наконец, протекающий ток установится и будет определяться сопротивлением изоляции постоянному току Ry. Этот установившийся ток называется током утечки. В соответствии с изменением тока будет изменяться и значение сопротивления, измеряемое мегаомметром. Изменение тока и сопротивления показано на рис. 10. Установившееся значение Ry достигается довольно долго. За сопротивление изоляции данной обмотки (или между обмотками) трансформатора принимают значение сопротивления R6 0, измеренное через 60 с после подачи испытательного напряжения. После измерения до проведения других испытаний нужно разрядить обмотку трансформатора. Существенное влияние на результаты измерения оказывает температура. Пересчет сопротивления изоляции R1 измеренного при температуре t1, к температуре t2 производится по формуле




Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница