Наличие каких газов в трансформаторном масле может служить признаком дугового пробоя с большим током

Обновлено: 12.07.2024

С воздействием на трансформаторное масло разрядов высокого напряжения или дуги приходится встречаться при работе масляных выключателей, контакторов устройств для переключения трансформаторов под нагрузкой, а также в случае аварийных режимов, которые могут иметь место при эксплуатации маслонаполненного оборудования высокого напряжения (кратковременный пробой, более или менее длительное горение дуги и т. д.). Рассмотрим поведение трансформаторных масел в таких условиях.

Электрическая дуга, возникающая в масле, как известно, представляет собой один из видов газового разряда. Она отличается высокой температурой, большой плотностью тока и сравнительно низким падением напряжения. Для дуги в масле, т. е. для газового пузыря, образованного продуктами разложения масла, напряжение на единицу длины дугового столба составляет 5—10 кВ/м. Принципиально для гашения дуги надо создать условия интенсивной деионизации промежутка. При этом проводимость дуги падает, что приводит к ее погашению. После угасания дуги пространство между электродами должно быстро восстанавливать свои изоляционные свойства, чтобы не произошло пробоя промежутка и повторного зажигания дуги.

При горении в масле дуги в нем образуются продукты глубокого разложения углеводородов. Прежде всего, это газы, большинство из которых могут образовывать с воздухом горючие и взрывоопасные смеси. Приводятся следующие данные по составу газа, образующегося при работе масляных выключателей (таблица 1).

Таблица 1 - Состав газа, выделяющегося при работе масляных выключателей

Температура самовоспламенения, °С (при
0,1 МПа в воздухе)

Процентное содержание газа в смеси с воздухом (по объему при 0,1 МПа и 20 °С), соответствующее

максимальной скорости распространения пламени

Кроме газа в результате разложения масла образуются низкокипящие жидкие углеводороды. Эти продукты, а также газ, выделяющийся при горении дуги в масле и частично в нем растворенный, приводят к снижению температуры вспышки масла, например, со 145 до 50—80 °С.

Образование газов при эксплуатации трансформаторов может происходить в результате разрушения электроизоляционных материалов под действием локального выделения теплоты, дуги, частичных разрядов и т. д.

В этих случаях, если трансформатор оборудован газовым реле, последнее срабатывает за счет повышения давления и отключает связанные с ним выключатели. Повышение давления в газовом реле может также происходить и по другим причинам, например за счет подсоса в трансформатор воздуха или его выделения из масла. В связи с этим важно знать состав этого газа. Наличие в пробе газа из реле водорода, ненасыщенных углеводородов, метана и этана указывает на развитие повреждений внутри трансформатора.

В период 1940—1965 гг. данные о составе газа из реле использовали для обнаружения зарождающихся
повреждений в трансформаторе. Своевременное отключение и устранение дефекта в ряде случаев позволяли предотвратить крупную аварию трансформатора.

Для практики весьма важно на основании данных о с уставе газа из газового реле составить представление о характере повреждений внутри трансформатора. При оценке состава газа из реле трансформатора следует учитывать растворимость газа при его прохождении через слой масла. 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 (таблица 2), позволило установить определенные закономерности.

Таблица 2 - Состав газа, выделяющегося из масла в моделях герметичных трансформаторов при искусственно созданных повреждениях

Дуга в масле или разряд с остро-
конечного электрода на границе масло - газ

Образование местных перегревов, перегрев проводов и соединений

Тепловое или электрическое разрушение

феноль-
ных смол

пропитан-
ного маслом пресшпана

прессшпана из сульфатной целлюлозы

изоляции проводов из манильских волокон

проводов из сульфатной целлюлозы

Примечание. Наибольшее содержание того или иного газа в пробое принято за 100 (азот не учитывался).

Так, при горении дуги в масле, когда процесс не затрагивает твердой изоляции, в основном образуются водород (60—80 %) и ацетилен (10—25% по объему). Объемное содержание метана 1,5—3,5, этилена 1—2 %. В случае если горение дуги затрагивает пропитанную маслом твердую изоляцию на основе целлюлозы, также наблюдается большой выход водорода и ацетилена. Однако наряду с этим в значительном количестве образуется окись углерода и повышается содержание метана в смеси газов.

При воздействии частичных разрядов на масло и пропитанную им изоляцию в основном образуется водород, затем метан, окись углерода и углекислый газ.

Процесс термического разложения масла начинается с температуры 350—450 °С, и скорость разложения возрастает по мере повышения температуры. Основные газообразные продукты — легкие углеводороды (метан, этан, этилен) и водород. При температуре свыше 600 °С газовая смесь в основном состоит из метана и водорода. При термическом разложении пропитанной маслом целлюлозной изоляции в основном образуется углекислый газ, в меньшей степени — окись углерода, и при температуре свыше 500 °С накапливается водород.

Приведенные данные свидетельствуют, что всякое повреждение токоведущих частей трансформатора, а также возникновение сильных местных перегревов вызывают выделение газа определенного состава. Повреждения трансформатора могут быть выявлены задолго до момента возникновения серьезных аварий на основании анализа газа из реле (таблица 3). Для этого важно в полевых условиях быстро оценить степень горючести газов из реле. Широко применяемые в лабораторной практике установки для газового анализа в большинстве случаев достаточно сложны, и ими можно пользоваться лишь в стационарных условиях.

Таблица 3 - Состав газа из газового реле (ГР), а также извлеченного из масла (М) при различных повреждениях трансформаторов

Состав газа, % (по объему от общего состава)

Из ГР герметичных трансформаторов мощностью

Из негерметичных
трансформаторов для образцов

Общее количество газа в масле, % (по объему)

Характер повреждений, выявленных при осмотре трансформатора

Искрение между выводом катушки и заземленной деталью.
В промежутке между деталями горела дуга

В камере переключающего устройства обгорание деталей из гетинакса

Местный нагрев, затрагивающий твердую изоляцию

Пробой между двумя изолированными бумагой витками

Особенности состава газа

Высокое содержание водорода, метана, ацетилена, углекислого газа

В основном водород, метан, углекислый газ

Углекислый газ, метан, этан, этилен; ацетилена, водорода мало

Углекислый газ, окись углерода, метан, этан; ацетилена, водорода мало

Высокое содержание водорода, метана, ацетилена, углекислого газа и окиси углерода

Продолжение таблицы 3

Состав газа, % (по объему от общего состава)

Из негерметичных трансформаторов для образцов

Вторая проба через 6 мес

Общее количество газа в масле, % (по объему)

Характер повреждений, выявленных при осмотре трансформатора

Интенсивные ЧР в изоляции, обусловленные ростом газовых пузырей в результате кавитации масляного насоса

Перегревы металлических деталей в нижней части бака с выделением газа.
Слабые ЧР в газовых
включениях. Разложение твердой изоляции

Длительная работа трансформатора с перегрузкой сопровождается разложением масла и целлюлозной изоляции, что привело к короткому замыканию

Особенности состава газа

В основном водород и метан. Нет ацетилена. Углекислый газ

Повышенное содержание углекислого газа по сравнению с содержанием окиси углерода. Нет ацетилена

Повышенное содержание метана, этана и
других легких газов. Ацетилена мало

Повышенное содержание метана, этана и других легких газов.
Ацетилена мало

Применяется полевой метод качественного определения ненасыщенных углеводородов в газе из реле. Для этого газ пропускают через стеклянную трубку, наполненную силикагелем, предварительно обработанную марганцовокислым калием (рисунок 1). Изменение цвета индикатора от пурпурного к коричневому указывает на присутствие ненасыщенных углеводородов. Для этого испытания достаточно 60 мл газа. Метод довольно чувствителен. Положительный результат получается уже через 1 мин при содержании в газовой смеси 0,1% ненасыщенных компонентов.

1 — стеклянная трубка, заплавленная с концов; 2 — уплотнение из стеклоткани; 3 — силикагель; 4 — силикагель, обработанный марганцовокислым калием (индикатор)
Рисунок 1 - Полевой прибор для определения горючести газа из реле трансформатора

Примерно с конца 60-х годов начались интенсивные исследования по установлению состава газа, растворенного в масле трансформатора. На основании данных такого анализа можно гораздо раньше, чем по составу газовой смеси из реле трансформатора, обнаружить зарождающиеся повреждения в трансформаторе. Развитию этого направления способствовало появление высокочувствительных приборов для газового анализа — газохроматографов (таблица 4). 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.

Таблица 4 - Минимальные концентрации различных газов, растворенных в масле, которые можно с достоверностью обнаружить методом газохроматографического анализа

Минимальная
определяемая концентрация
газа в масле

Примечание: ТП — детектор по теплопроводности; ПИ — детектор пламенно-ионизационный; МС 5 А — молекулярное сито марки 5 А

С целью обеспечения сопоставимости результатов газохроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов Международной электротехнической комиссией (МЭК) внесена рекомендация
по методу испытания. Этот метод учитывает положительный опыт, накопленный исследованиями разных стран в данном направлении. Использование газохроматографического анализа позволило уточнить известные ранее закономерности о зависимости состава газа, образующегося в трансформаторном масле, от различных воздействующих факторов (рисунки 2—4).

Рисунок 2 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при термической деструкции трансформаторного масла при температурах 300, 500, 800 °С
Условные индексы наименования газов: 1 — водород; 2 — окись углерода; 3 — углекислый газ; 4 — метан; 5 — этан; 6 — этилен; 7 — ацетилен; 8, 9, 10 — бутан, бутен-1, бутен-2Условные индексы наименования газов: 1 — водород; 2 — окись углерода; 3 — углекислый газ; 4 — метан; 5 — этан; 6 — этилен; 7 — ацетилен; 8, 9, 10 — бутан, бутен-1, бутен-2

Рисунок 3 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при деструкции целлюлозной бумаги

а — при температурах 300, 500 и 800 °С; б — после 936 ч старения при температурах 100 и 150 °С (условные индексы наименований газов 1—10 — те же, что и на рисунке 2)

Рисунок 4 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при воздействии частичных разрядов (ЧР)
X — на масло; ○ — на масло в главном канале; D — на увлажнен ную бумагу; ▼ — на пропитанную маслом бумагу (условные индексы наименование газов 1—10 — те же, что на рисунке 2)

Установлено, что для обычной целлюлозной бумаги в диапазоне 60—130°С справедлива линейная зависимость логарифма скорости образования газов от обратного значения абсолютной температуры. При температурах свыше 130 °С процесс старения (деструкции) такой бумаги существенно ускоряется.

Применительно к трансформаторному оборудованию в настоящее время предложена следующая последовательность для выявления характера повреждений по составу газа. Газохроматографическим анализом определяется количественный состав газа в масле трансформатора. В случае если количество газа превосходит вдвое пределы достоверных значений определяемых газов, то вычисляют характеристические соотношения концентраций найденных газов.

В случае увеличения концентрации газа в масле более чем на 10% в течение месяца (по сравнению с первоначальной) считается, что положение становится опасным. При этом надо участить (по времени) анализы состава газа, а также привлечь другие методы испытания для установления причины зарождающегося повреждения внутри трансформатора.

В некоторых случаях газ, выделяющийся из масла, может накапливаться в пространстве над маслом в трансформаторе и находиться в состоянии динамического равновесия с растворенным в масле газом под давлением р (р равно сумме атмосферного давления и гидростатического давления столба масла в расширителе трансформатора). При этом важно оценить, достигнуто ли равновесие между газом в масле и над маслом (если состояние равновесия еще не достигнуто, то создаются условия для образования в масле пузырей, наличие которых приводит к развитию ионизационных процессов и даже пробоя).

Как уже упоминалось, выделение газа из масла происходит и при нормальной работе некоторых высоковольтных аппаратов, таких, как масляные выключатели и контакторы устройств для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов.

При конструировании этой аппаратуры, так же как и при ее эксплуатации, важно знать закономерность разложения масла в таких условиях.

Объем газа, образующегося при горении дуги в масле, зависит от ее энергии. Этот параметр не связан с химическим составом масла. Например, объем газа, выделяющегося из ароматической фракции трансформаторного масла, практически не отличался от объема газа из нафтеновой фракции (рисунок 5).

Рисунок 5 - Зависимость объема газа, выделяющегося при горении дуги из различных фракций трансформаторного масла, от энергии дуги

○ — нафтеновая фракция; D — ароматическая фракция (среднее значение объема газа равно 55 • 10 -6 л/Дж;
среднее отклонение 7,2 • 10 -6 л/Дж; максимальное отклонение 15• 10 -6 л/Дж; среднеквадратичное отклонение 9,4 • 10 -6 л/Дж)

Характерно, что под действием дуги в ароматической фракции масла образуется примерно в 3 раза больше углерода в расчете на 1 кДж, чем в нафтеновой части. Точно оценить количественное соотношение между энергией дуги и твердыми продуктами разложения довольно сложно. В связи с этим для расчетных целей рекомендуется квадратичная зависимость количества продуктов разложения масла от тока дуги (с введением коэффициента надежности 1,5). В предложенной формуле не учитывается влияние напряжения. Интересно, что не удалось обнаружить разницы в поведении ингибированных и неингибированных масел под действием дуги. Отмечается, что в таких условиях сам ингибитор подвергается разложению.

Основной реакцией любых углеводородов при дуговом электрическом разряде следует считать деструктивное разложение (крекинг) с выделением углерода, водорода, углеводородных газов и жидких продуктов разложения. Наиболее вероятными вторичными реакциями для нафтеновых углеводородов являются дегидрирование и частичный отрыв боковых цепей. Возможно раскрытие незначительной части колец, а также конденсация их. Для ароматической части масла в качестве вторичных реакций наиболее характерна конденсация с выделением водорода и снижением длины боковых цепей.

В контакторах РПН трансформаторов с увеличением количества переключений резко падает электрическая прочность масла, снижается температура его вспышки, растет количество осадка. Преобладающую часть осадка составляют продукты глубокого уплотнения углеводородов масла, и лишь небольшая часть приходится на долю минеральных примесей. В состав последних входят металлы, образующиеся при износе контактов переключателя (таблица 5). Незначительное увеличение кислотности масла, зафиксированное после окончания испытаний, свидетельствует, что накопление осадка в масле происходит главным образом за счет термического разложения масла (крекинга его) в зоне горения дуги. В этих условиях роль окислительных процессов в среде углеводородов масла, по-видимому, незначительна. Результаты аналогичного характера получены при испытаниях опытного переключающего устройства, работавшего при токе 200 А и напряжении ступени 500 В (рисунок 6).

Рисунок 6 - Изменение пробивного напряжения трансформаторного масла, содержания в нем углеродистых частиц и воды в зависимости от числа переключений

Определение пробивного напряжения масла производилось между сферическими электродами диаметром 12,7 мм при следующих зазорах между ними. 1 — 4 мм, 2 — 3 мм; 3 — 2 мм; 4 — 1 мм. Скорость подъема напряжения — кривые 1 и 2 — 3 кВ/с, кривые 3—4 — 1 кВ/с. Размеры углеродистых частиц в масле: 5 — от 1 до 5 мкм; 6 — от 6 до 10 мкм; 7 — от 11 до 15 мкм; 8 — от 16 до 25 мкм. Содержание влаги в масле — кривая 9

Таблица 5 - Изменение качества масла при работе его в контакторе РПН трансформатора

Пробивное напряжение является важнейшим показателем качества трансформаторного масла, которое характеризует способность жидкого диэлектрика выдерживать электрическое напряжение без пробоя, т.е. определяет безаварийную работу всей системы изоляции оборудования. Определение значений пробивного напряжения по ГОСТ 6581-75 зависит от температуры испытуемого масла. В протоколе следует указывать температуру масла при данном испытании, и при прочих равных условиях результаты следует считать сопоставимыми, если разность температур при определении не превышает 2°С. Чем выше рабочее напряжение трансформатора, тем большей величиной должна быть электрическая прочность масла. Величина электрической прочности показывает степень увлажнения масла. Например: ничтожно малое количество воды резко снижает пробивное напряжение масла и делает его непригодным для работы в энергетических аппаратах.

Влияние напряженности электрического поля Е на скорость окисления масла марки Т-1500 при 95°С: 1 -- Н=2,5МВ/м (в герметичном сосуде без масла); 2 - Е=2,5 МВ/м;-3 - Е=0; 4 - Е=3,5 МВ/м; 5 - Е=5,0 МВ/м; 6 - содержание ионола в масле после 720 ч окисления
Наличие воды в (%) в масле соответствует пробивному напряжению (кВ): 0,03-10 кВ 0,0075 -20 кВ 0,00025 - 30к В, отсутствие - свыше 40 кВ.
Электрическая прочность снижается за счет присутствия в масле механических примесей, в том числе мельчайших волокнистых веществ, незаметных при обычном освещении, они образуют проводящие мостики между электродами сосуда-разрядника и служат причиной резкого спада электрической прочности масла. На пробивное напряжение масла также влияет скорость движения масла. В мощных силовых трансформаторах, как известно, применяют принудительное охлаждение масла с помощью масляных насосов. Так, при возрастании скорости масла до 1 м/с пробивное напряжение уменьшается на 10%. Возможно уменьшение пробивного напряжения на 20% при скорости 15-20 см/с для старого масла та трансформатора, находившегося в эксплуатации.
Снижение температуры масла в пределах +20 до -5°С при переменном и постоянном напряжении приводит к уменьшению Е„р масла, а дальнейшее снижение ее от -5 до -45°С вызывает рост Епр. Это объясняется различным агрегатным состоянием воды в масле, образованием кристаллов льда и ростом вязкости масла. Зависимость пробивного напряжения трансформаторного масла от температуры приведена на рис.

Схема установки для определения пробивного напряжения масла
Аппарат для испытания пробивного напряжения представляет собой подвижную тумбочку (см. рис. 4), в нижней части которой находится повышающий трансформатор мощностью 3 кВА. Трансформатор питается от осветительной сети переменного тока. В верхней части аппарата помещается фарфоровый сосуд для заливки испытуемого масла. В сосуде- разряднике находятся латунные электроды (плоские параллельные диски с закругленными краями диаметром 25 мм), присоединённые к выводам обмотки высокого напряжения трансформатора. Расстояние между плоскостями электродов должно быть равно 2,5 мм. Напряжение, подаваемое на электроды от трансформатора, может постепенно повышаться до 80 кВ. Пробой отмечается по образованию дуги между электродами в виде яркой искры- вспышки, отключению высокого напряжения и спаданию на нуль стрелки вольтметра.
Испытание производится плавным подъемом напряжения с нуля до пробоя со скоростью 2-5 кВ в 1 с.
Для одной пробы при плавном подъеме напряжения должно производиться шесть пробоев. После каждого пробоя из промежутка между электродами посредством стеклянного или металлического стержня должны быть удалены обуглероженные частицы испытываемой жидкости. После этого жидкость должна отстояться в течение 10 мин. Пробивное напряжение определяется как среднее арифметическое пяти последних пробоев.

Зависимость пробивного напряжения трансформаторного масла от температуры при постоянном и переменном напряжениях, электроды- диски 25 мм с закругленными краями, расстояние 2,5 мм. При постоянном напряжении: I - масло ТКп, содержащее 0,002% (мае.) воды; 2 - масло Т-1500, содержащее 0,004% (мас.) воды; при переменном напряжении; 3 - масло ТКп; 4 - масло Т-1500.
При приближении пробивного напряжения к предельно допустимому значению следует определить количественное влагосодержание масла. Влагосодержание также позволяет определить причину ухудшения характеристик твердой изоляции.
Определение значений пробивного напряжения зависит от температуры испытуемого масла. Чем выше рабочее напряжение трансформатора, тем большей величины должна быть электрическая прочность масла. Электрическая прочность масла чрезвычайно чувствительна к его увлажнению. Весьма малая примесь воды в масле резко снижает его электрическую прочность. Под действием сил электрического поля капельки эмульгированной в масле воды втягиваются в места, где напряженность поля особенно велика и где, собственно, и начинается развитие пробоя. Еще более резко понижается электрическая прочность масла, если в нем, кроме воды, содержатся волокнистые примеси.
Волокна бумаги, хлопчатобумажной пряжи легко впитывают в себя влагу из масла, причем значительно возрастает диэлектрическая проницаемость смеси. Под действием сил поля увлажненные волокна не только втягиваются в места, где поле сильнее, но и располагаются по направлению силовых линий, что весьма облегчает пробой масла.
Изменения давления, формы и материала электродов и расстояния между ними влияют на электрическую прочность. В то же время эти факторы не влияют на проводимость жидкости.
Вода легко может попасть в масло при его перевозке, хранении, переливке в недостаточно просушенную тару и т.п.
Чистое трансформаторное масло, свободное от воды и других примесей, независимо от его химического состава обладает высокой, достаточной для практики электрической прочностью (более 210 кВ/см), определяемой в плоских медных электродах с закругленными краями и расстоянием между ними 2,5 мм. Повышение электрической прочности с увеличением температуры от 0 до 70°С связывают с удалением из масла влаги, переходом ее из эмульсионного состояния в растворенное и уменьшением вязкости масла.
Растворенные газы играют большую роль в процессе пробоя. Еще при напряженности электрического поля, более низкой, чем пробивная, отмечается образование на электродах пузырьков. С понижением давления для недегазированного масла прочность его падает. Однако в случаях тщательно дегазированной жидкости пробивное напряжение вовсе не зависит от давления.

С целью максимального увеличения срока службы и эффективности трансформатора, важно быть в курсе возможных неисправностей, которые могут возникнуть, и знать, как их обнаружить заблаговременно. Регулярный мониторинг и техническое обслуживание дают возможность обнаруживать возникающие неисправности, прежде чем будет нанесен большой ущерб.

Четыре основных типа неисправности силовых трансформаторов:

Дугообразование, или большие разрушающие токи
Легкое искрение, или небольшие разряды.
Местный перегрев, или горячие точки
Общий перегрев из-за недостаточного охлаждения или постоянной перегрузки

Эти неисправности могут привести к термическому разрушению масла и бумажной изоляции в трансформаторе. Один из способов их обнаружения является оценка количества газов углеводородов, водорода и окиси углерода, присутствующих в трансформаторе. Различные газы могут служить признаками различных неисправностей. Например,

Большие количества водорода и ацетилена (C2H2) могут указывать на дуговой пробой с большим током. Оксиды углерода также могут быть найдены, если искрение вовлекает бумажную изоляцию.
Присутствие водорода и низших углеводородов могут быть признаком небольших разрядов.
Значительные объемы метана и этана, могут означать местные перегревы, или горячие точки.
При перегреве бумажной изоляции, могут выделяться СО и СО2, что является следствием длительной перегрузки или нарушения теплообмена.

газовое реле,
анализ растворенного газа,
тесты, определяющие качество масла и его загрязнение.

Методы обнаружения неисправностей

Методы обнаружения неисправности трансформатора включают в себя реле Бухгольца, анализ растворенного газа (DGA), а также ряд тестов для определения наличия примесей в масле с целью измерения показателей качества (электрической прочности и сопротивления) масла.

Реле Бухгольца

Реле Бухгольца называют также газовым реле. Это устройство безопасности обычно монтируется в середине трубы, соединяющей бак трансформатора с баком расширителя. Газовое реле может быть использовано для обнаружения как мелких, так и существенных неисправностей в трансформаторе.

Указанное устройство работает путем обнаружения объема газа, выделяемого в баке трансформатора. Газ, выделяющийся при небольших неисправностях, в течение длительного времени накапливается в камере реле. После того, как объем выделенного газа превышает определенный уровень, поплавок опускается и замыкает контакты, включая аварийный сигнал.

Анализ растворенного газа

Анализ растворенного газа - это тест, используемый в качестве диагностики и инструмента технического обслуживания для электрических машин. При нормальных условиях, диэлектрическая жидкость трансформатора разлагается с очень малой скоростью. Тем не менее, тепловые и электрические неисправности могут ускорить распад диэлектрической жидкости и твердой изоляции. Все газы, выделяемые при этом процессе, имеют малую молекулярную массу и включают в себя водород, метан, этан, ацетилен, окись углерода и двуокись углерода. Эти газы растворяются в диэлектрической жидкости. Анализ конкретных пропорций каждого газа помогает в обнаружении дефектов. Коронирование, искрение, перегрев и дугообразование – все эти неисправности могут быть обнаружены таким образом.

Неисправности в работе трансформатора могут быть найдены путем изучения накапливаемых в нем газов. При применении правильных контрмер на ранней стадии неисправности, повреждения оборудования могут быть сведены к минимуму.

Другие тесты трансформаторного масла

Другие тесты трансформаторного масла, используемые для обнаружения неисправностей, включают в себя тесты кислотности, тесты на электрическую прочность, тест по оценке волокнистой структуры масла, цветовой тест, тесты на содержание воды, анализ на наличие полихлорбифенилов (ПХБ), тесты на наличие фурфурола, исследование масла на присутствие металлов, тест удельного сопротивления.

Тест кислотности: кислотность жидкости трансформатора должна контролироваться регулярно. Высокая кислотность может ускорить разрушение бумажной изоляции и вызвать коррозию стальных резервуаров.

Электрическая прочность: электрическая прочность изоляционной жидкости это ее способность выдерживать напряжение без пробоя. Чем ниже электрическая прочность жидкости, тем меньше её способность к изоляции. Если диэлектрическая прочность будет слишком мала, могут возникнуть неисправности трансформатора.

Тест по оценке взвесей в трансформаторном масле: Если взвеси или другие загрязняющие вещества присутствуют в масле, они могут уменьшить электрическую прочность масла. Влажные взвеси, в частности, могут быть вовлечены электрическим полем, в результате чего может возникнуть искрение. Прохождение поляризованного света через пробы масла дает возможность сделать взвеси и другие загрязнения видимыми, что позволяет оценить содержание взвесей в образце. Отбор проб должен проводиться осторожно, так как взвеси и влага могут быть подобраны извне в процессе отбора проб.

Цвет: Очевидные изменения в окраске масла (например, светлое масло быстро потемнело) может указывать на более глубокие внутренние изменения самого масла, которые нуждаются в дальнейшем изучении.

ПХД Тест: анализ наличия полихлорбифенилов (ПХБ) тест вычисляет концентрацию или наличие полихлорбифенилов в масле. Для этого процесса может быть использована капиллярная хроматография. Несмотря на то, что присутствие ПХБ не является показателем качества масла, ПХБ является запрещенным веществом, наличие которого не разрешается в новом заполненном жидкостью трансформаторе.

Исследование масла на присутствие металлов: концентрации различных металлов в масле трансформатора могут быть рассчитаны с помощью таких методов, как атомно-абсорбционная спектроскопия (AA) и индуктивная связанная плазмой спектрометрия (ПМС).

Тесты на наличие фурфурола: концентрация фурфурола в образце масла может использоваться как мера разрушения бумаги. Фурфурол является одним из побочных продуктов разрушения бумаги и её ослабления, процесс, который устанавливает естественный предел жизни трансформатора. Мониторинг уровня концентрации фурфурола может помочь определить оставшийся срок службы трансформатора.

Влажность: Избыток влаги в масле может вызвать резкое падение электрической прочности масла, что приводит к отказу трансформатора. Поэтому очень важно контролировать уровень влажности в трансформаторе.

Тест на сопротивление: Высокое сопротивление указывает на низкий уровень свободных ионов и ионоформирующих частиц, а также низкий уровень токопроводящих загрязнений. Тесты на сопротивление обычно проводятся при комнатной температуре. Как бы там ни было, также, может быть очень полезно, проводить тесты при более высокой температуре, результаты которых можно сравнить с результатами при комнатной температуре.

Методика анализа растворенных в трансформаторном масле газов начала применяться в конце 60-х начале 70-х годов прошлого столетия. В настоящее время она позволяет успешно предупреждать и определять причины коротких замыканий в маслонаполенном оборудовании (силовых и измерительных трансформаторах, масляных выключателях).

Этот метод, выполняемый в соответствии со стандартами ASTM D3612 или IEC 60567, на сегодняшний день является наиболее востребованным и самым важным диагностическим тестом для анализа трансформаторного масла, поскольку изоляция трансформатора разрушается как от чрезмерного перегрева или перегрузки. Газ, как побочный продукт подобных ситуаций, может указать на причины и условия возникновения повреждений.
Растворенные газы могут быть обнаружены в низких концентрациях (на уровне миллионных долей), которые обычно позволяют раннее вмешательство до отказа электрооборудования, в том числе и во время планового технического обслуживания.
Методика DGA предусматривает извлечение или поглощение (абсорбцию) газов из масла, и впрыскивание их в газовый хроматограф (GC).
Для определения концентрации газа, как правило, применяется пламенно-ионизационный детектор (FID) и детектор теплопроводности (ДТП).
Большинство систем также использует метанайзер (methanizer), который преобразовав любую окись углерода и двуокись углерода в метан, после сжигания выявляет газ при помощи очень чувствительного сенсорного датчика FID.
Извлечение газа из масла является одной из наиболее сложных и ответственных этапов процедуры.
При анализе оригинальным методом - ASTM D3612A, для извлечения наибольшей части газа, требуется, чтобы обработка проб масла происходила в условиях высокого вакуума, в стеклянной герметичной системе.
Газ собирается и измеряется в специально градуированной трубке.
Далее газ извлекается из градуированной колонки через перегородку газонепроницаемым шприцем и сразу вводится в GC.
Однако в данном измерительном приборе применяется ртуть. А так, как в настоящее время в современных лабораториях, ртуть не применяется из-за опасности для жизни людей. По этой причине были разработаны два дополнительных метода извлечения газа, исключающие применение ртути.
Один из них - это метод прямой инъекции ASTM D3612B.
При этом методе извлечение газов из масла и анализ газов происходит внутри газового хроматографа.
Первоначально разработанный в середине 1980-х годов для этих целей, метод предполагает впрыскивание образца масла в контур хроматографа.
При запуске хроматографа, образец масла с контура переходит через серию клапанов к металлической сфере испарителя.
Газ-носитель, проходя через испаритель, извлекает растворенные газы из масла, которые затем переносятся в хроматографическую колонку, где происходит их разделение и затем проходит через датчик.
Масло смывается с поверхности сферы и выдувается из системы до ввода следующей пробы.
Еще один, новейший метод, который был одобрен около года назад, называется методом парофазы (методом свободного пространства) ASTM D3612C.
Эта технология использовалась для анализа растворенных газов в течение почти десятилетия. Тем не менее, технология стала надежным стандартным методом только несколько лет назад, когда Джоселин Жальбер (Jocelyn Jalbert) из Hydro-Quebec усовершенствовала метод парофазы с использованием инструментов Hewlett Packard (теперь Agilent Technologies).
Второй метод предполагает введение определенного объема масла в очищенную и герметичную (вакуумированную) емкость. Затем проба масла подогревается и перемешивается до установления равновесия между жидкой и газовой фазами.
После определенного времени, автоматическим пробоотборником часть газа удаляется из испытательной емкости и впрыскивается в газовый хроматограф.
Хотя метод ASTM D3612A известен давно, он до сих пор широко используется и сегодня.
Преимуществом этого метода является то, что он может быть автоматизирован, что снижает риск ошибки оператора при обработке образца в процессе подготовки и инъекции.
Конечно, у каждого метода есть свои преимущества и недостатки. Ни один из методов не обеспечивает полное извлечение всех газов из масла. Это связано с коэффициентом растворимости каждого газа, которые должны учитываться при заключительном определении концентрации.
Преимущество в том, что из большинства оборудования, образцы масла можно брать в любое время без остановки оборудования для технического обслуживания, что помогает при диагностике и определении потенциальных неисправностей.
Тем не менее, альтернативные методы, которые более легко автоматизировать, получают все больше признание, так как они доказали свою надежность.
Лаборатории должны также работать с коммерческими поставщиками, разработка газовых и в масле стандартов или они должны быть готовы сами стандарты, так как они не являются в настоящее время из национальных органов по стандартизации, таких как NIST.
Для развития стандартов исследований газа и газа в масле, лаборатории должны сотрудничать с коммерческими поставщиками, или же готовить стандарты самостоятельно, так как в настоящее время он не согласованы национальными органами по стандартизации, таких как NIST.
Повторяемость и точность испытаний также имеют огромное значение, так как небольшие изменения, даже несколько ppm в некоторых случаях может означать разницу между активно развивающимися предпосылками повреждения, что требует немедленного вмешательства или тот, который является стабильной и не требует внимания.
Так же, как с промышленным анализом масла, эффективная практика отбора проб имеет большое значение для получения точных данных DGA.
Основные газы, такие как водород и угарный газ легко могут легко испариться из образца из-за их низкой растворимости в масле.
Для того чтобы свести к минимуму потери газов, ASTM D3613 требует чтобы образцы проб содержались в газонепроницаемых стеклянных шприцах или металлических колбах.

Образующиеся газы и их обозначение.

К типичным газам, образующимся из минерального масло и целлюлозы (бумаги и картона) в трансформаторах, относятся:
• водород Н2;
• метан CH4;
• этан C2H6;
• этилен C2H4;
• ацетилен С2Н2;
• угарный газ CO;
• углекислый газ CO2.

Дополнительно, всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформаторе.
Кроме того, также могут выделяться такие газы как пропан, бутан, бутен и другие, но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.
Концентрации различных газов предоставляет информацию о типе зарождающейся неисправности, а также серьезности повреждения.
Например, четыре категории общих повреждений были описаны и охарактеризованы в таблице 1.

Четыре основных типа неисправности силовых трансформаторов:

Дугообразование, или большие разрушающие токи
Легкое искрение, или небольшие разряды.
Местный перегрев, или горячие точки
Общий перегрев из-за недостаточного охлаждения или постоянной перегрузки

Большие количества водорода и ацетилена (C2H2) могут указывать на дуговой пробой с большим током. Оксиды углерода также могут быть найдены, если искрение вовлекает бумажную изоляцию.
Присутствие водорода и низших углеводородов могут быть признаком небольших разрядов.
Значительные объемы метана и этана, могут означать местные перегревы, или горячие точки.
При перегреве бумажной изоляции, могут выделяться СО и СО2, что является следствием длительной перегрузки или нарушения теплообмена.

Методы поиска неисправностей:

газовое реле,
анализ растворенного газа,
тесты, определяющие качество масла и его загрязнение.

Методы обнаружения неисправностей

Реле Бухгольца

Анализ растворенного газа

Другие тесты трансформаторного масла

Тест кислотности: кислотность жидкости трансформатора должна контролироваться регулярно. Высокая кислотность может ускорить разрушение бумажной изоляции и вызвать коррозию стальных резервуаров.

Электрическая прочность: электрическая прочность изоляционной жидкости это ее способность выдерживать напряжение без пробоя. Чем ниже электрическая прочность жидкости, тем меньше её способность к изоляции. Если диэлектрическая прочность будет слишком мала, могут возникнуть неисправности трансформатора.

Тест по оценке взвесей в трансформаторном масле: Если взвеси или другие загрязняющие вещества присутствуют в масле, они могут уменьшить электрическую прочность масла. Влажные взвеси, в частности, могут быть вовлечены электрическим полем, в результате чего может возникнуть искрение. Прохождение поляризованного света через пробы масла дает возможность сделать взвеси и другие загрязнения видимыми, что позволяет оценить содержание взвесей в образце. Отбор проб должен проводиться осторожно, так как взвеси и влага могут быть подобраны извне в процессе отбора проб.

Цвет: Очевидные изменения в окраске масла (например, светлое масло быстро потемнело) может указывать на более глубокие внутренние изменения самого масла, которые нуждаются в дальнейшем изучении.

ПХД Тест: анализ наличия полихлорбифенилов (ПХБ) тест вычисляет концентрацию или наличие полихлорбифенилов в масле. Для этого процесса может быть использована капиллярная хроматография. Несмотря на то, что присутствие ПХБ не является показателем качества масла, ПХБ является запрещенным веществом, наличие которого не разрешается в новом заполненном жидкостью трансформаторе.

Исследование масла на присутствие металлов: концентрации различных металлов в масле трансформатора могут быть рассчитаны с помощью таких методов, как атомно-абсорбционная спектроскопия (AA) и индуктивная связанная плазмой спектрометрия (ПМС).

Тесты на наличие фурфурола: концентрация фурфурола в образце масла может использоваться как мера разрушения бумаги. Фурфурол является одним из побочных продуктов разрушения бумаги и её ослабления, процесс, который устанавливает естественный предел жизни трансформатора. Мониторинг уровня концентрации фурфурола может помочь определить оставшийся срок службы трансформатора.

Влажность: Избыток влаги в масле может вызвать резкое падение электрической прочности масла, что приводит к отказу трансформатора. Поэтому очень важно контролировать уровень влажности в трансформаторе.

Тест на сопротивление: Высокое сопротивление указывает на низкий уровень свободных ионов и ионоформирующих частиц, а также низкий уровень токопроводящих загрязнений. Тесты на сопротивление обычно проводятся при комнатной температуре. Как бы там ни было, также, может быть очень полезно, проводить тесты при более высокой температуре, результаты которых можно сравнить с результатами при комнатной температуре.

Читайте также: