Хроматографический анализ растворенных газов
реклама
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» Виноградова Л.В., Игнатьев Е.Б., Овсянников Ю.М., Попов Г.В. Хроматографический анализ растворенных газов в диагностике трансформаторов Монография Иваново 2013 УДК 621.314 П 57 Виноградова Л.В., Игнатьев Е.Б., Овсянников Ю.М., Попов Г.В. Хроматографический анализ растворенных газов в диагностике трансформаторов / ФГБОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». – Иваново, 2013. – 104 с. ISBN В монографии рассмотрен один из наиболее популярных методов в современной диагностике маслонаполненного электрооборудования – хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле. Несмотря на то, что данный метод приобрел широкое распространение в РФ, сведения о нем рассредоточены по различным источникам. В связи с этим авторы посчитали целесообразным обобщить эту информацию в предлагаемом издании, которое может быть полезно студентам-электроэнергетикам, а также специалистам, занимающимся техническим обслуживанием маслонаполненного оборудования. Табл. 30. Ил. 34. Библиогр.: 45 назв. Печатается по разрешению редакционно-издательского сотета ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» РЕЦЕНЗЕНТ д-р техн. наук, проф. А.Н. Назарычев (ПЭИПК, г. С.-Петербург) © Л.В. Виноградова, Е.Б. Игнатьев, Ю.М. Овсянников, ISBN 2 Г.В. Попов, 2013 3 Оглавление Введение……………………………………………………………… 1. ИСТОРИЯ МЕТОДА………………………………………….… 4 5 2. ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ……………………………………………... 8 2.1. Разложение масла………………………………………………... 2.2. Разложение целлюлозной изоляции……………………………. 2.3. Другие источники газа в масле…………………………………. 2.4. Растворимость газов в трансформаторном масле……………... 2.5. Кипение масла………………………………………………...…. 2.6. Диффузия газов в масле……………………………………….... 8 15 16 17 19 22 3. ТЕХНОЛОГИЯ ХАРГ……………….…………………………... 23 3.1. Отбор пробы масла…………………………………………….... 3.2. Хроматографы………………………………………………….... 3.3. Проведение анализа……………………………………………... 23 28 39 4. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ХАРГ……………………………………… 45 47 4.1. Факторы, вызывающие увеличение газов……………………... 4.2. Факторы, вызывающие уменьшение газов…………………….. 4.3. Случайные факторы………………………………………........... 4.4. Виды выявляемых дефектов……………………………………. 4.5. Граничные значения для ХАРГ………………………………… 50 51 54 57 5. МЕТОДИКИ ПОСТАНОВКИ ДИАГНОЗА……...…………... 61 5.1. Методика РФ……………………………………………….......... 5.2. Методика Роджерса……………………………………………... 5.3. Методика компании АО «KEGOC»……………………………. 5.4. Методика IEC 60599……………………………………….......... 5.5. Методика НИЦ «ЗТЗ-Сервис»…………………………….......... 5.6. Методика MSS…………………………………………………… 5.7. Методика Дорненбурга…………………………………………. 5.8. Методика SIGRE………………………………………………… 5.9. Методика IEEE…………………………………………………... 5.10. Треугольник Дюваля…………………………………………... 5.11. Метод фирмы GATRON………………………………….......... 5.12. Метод ETRA……………………………………………………. 5.13. Графические образы дефектов………………………………... 5.14. Лепестковая диаграмма………………………………………... 5.15. Пример постановки диагноза с помощью разных методик…. 63 66 68 68 71 75 77 78 79 82 85 88 89 91 94 6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ О СОСТОЯНИИ ТРАНСФОРМАТОРА НА ОСНОВЕ ХАРГ............................................................................ 96 Библиографический список……………………………………….. 99 4 Введение В современной электроэнергетике метод хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ), получил исключительное широкое распространение за счет целого ряда достоинств: - возможность проведения на работающем оборудовании, что определяет его доступность; - реализацию одним специалистом за короткое время, что обусловливает низкую стоимость; - применимость к любому маслонаполненному трансформаторному оборудованию и высоковольтным вводам, что делает его универсальным; - возможность выявления широкого спектра дефектов в оборудовании, из-за чего при комплексной диагностике ХАРГ занимает ведущее место. Оборудование, необходимое для проведения ХАРГ, хотя и является относительно дорогостоящим, но используется, как правило, для большого числа объектов, что делает его использование безусловно рентабельным практически для любого предприятия электроэнергетики. Неуклонное совершенствование аппаратного, теоретического и методического обеспечения ХАРГ открывает перед этим методом перспективы еще более широкого и эффективного использования при оценке состояния электроэнергетического оборудования. 5 1. ИСТОРИЯ МЕТОДА Метод хроматографии был предложен в 1903 году русским ученым Михаилом Семёновичем Цветом (рис. 1.1), который использовал его для разделения пигментов, входящих в состав листьев растений [1]. В современной технической литературе хроматографию определяют как метод разделения, анализа и физико-химического исследования веществ, основанный на различиях в скоростях движения Рис. 1.1. М.С. Цвет анализируемых компонентов в потоке подвижной фазы вдоль слоя неподвижной, за счет их различного распределения между подвижной и неподвижной фазами. В основе классификации хроматографических методов лежит их различие по агрегатному состоянию подвижной фазы (рис. 1.2). По этому признаку хроматографические методы разделяются на две большие группы: газовую (подвижная фаза – газ) и жидкостную (подвижная фаза – жидкость) хроматографии. Внутри каждой группы хроматографические методы подразделяются по типу взаимодействия разделяемых веществ и неподвижной фазы. По этому признаку хроматографические методы подразделяются на газоадсорбционную, жидкостно-адсорбционную и газожидкостную хроматографии. Первые два метода предполагают, что разделение компонентов смеси происходит за счет различий в адсорбции между анализируемыми компонентами и неподвижной фазой. В последнем методе разделение компонентов смеси происходит за счет различий в 6 растворимости анализируемых компонентов в неподвижной фазе. Рис. 1.2. Классификация методов хроматографии Кроме того, в жидкостной хроматографии существует ряд специальных методов, основными из которых являются эксклюзионный (разделение компонентов происходит за счет различий в размерах молекул анализируемых соединений) и ионообменный (разделение происходит за счет различий в сродстве ионов к применяемым сорбентам). Выбор конкретного хроматографического метода для разделения и анализа исследуемых смесей различных веществ определяется их физико-химическими свойствами и возможностями данного метода. Так, например, газовая хроматография применяется в основном для анализа летучих и термически стабильных соединений с молекулярной массой до 200, а жидкостная – для анализа нелетучих и термически нестабильных соединений с молекулярной массой от 200 до нескольких миллионов. Внутри каждого вида хроматографии можно выделить методы, позволяющие наиболее успешно 7 анализировать определенные группы соединений. Так, например, газоадсорбционная хроматография позволяет надежно определять соединения с молекулярной массой до 50, а газо-жидкостная – от 50 до 200. Жидкостно-адсорбционная хроматография позволяет анализировать соединения с молекулярной массой от 200 до 2000, эксклюзионная – от 2000 до нескольких миллионов, а ионообменная – соединения, диссоциирующие в водных растворах. Таким образом, хроматографические методы дают возможность анализировать практически весь спектр образующихся в процессе эксплуатации электротехнического оборудования продуктов. Наибольшее распространение в электроэнергетике нашел метод газоадсорбционной хроматографии. Он применяется для оценки эксплуатационного состояния силовых трансформаторов, высоковольтных вводов и другого маслонаполненного оборудования на основе анализа концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле. Этот метод получил название хроматографического анализа растворенных газов (ХАРГ). Одно из первых упоминаний о ХАРГ приходится на 1970 г. в сборнике докладов ХХIII сессии СИГРЭ. Первой страной, начавшей широкое применение ХАРГ, была Великобритания. В нашей стране у истоков использования данного метода стоял ВНИИЭ (г. Москва) в лице М.А. Смирнова с сотрудниками, которые начали работы в этой области в середине 70-х годов прошлого столетия [2, 3]. Шестым изданием РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [4], вышедшим в 1998 г., метод ХАРГ был рекомендован в качестве обязательного при диагностике силовых трансформаторов напряжением 110 кВ, а также блочных трансформаторов собственных нужд. Однако в РФ данный метод приобретает все большее распространение – он начинает использоваться при оценке состояния трансформаторов класса напряжения 35 кВ, измерительных трансформаторов и др. маслонаполненных объектов. 8 2. ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В масле нормально работающего трансформатора растворены те газы, которые выделяются из целлюлозной изоляции и масла при их естественном старении. Экспериментально установлено, что в масле работающего бездефектного, с определенным сроком службы трансформатора растворены в небольших количествах двуокись и окись углерода, иногда метан, а также кислород и азот. Количество двух последних газов зависит от системы защиты масла в расширителе трансформатора (с помощью воздухоосушителя или азотной подушки). У трансформаторов с пленочной защитой масла в расширителе количество растворенного воздуха в масле будет определяться качеством пленки и ее газопроницаемостью. При повышенном нагреве и разрядных процессах возникающих в дефектных трансформаторах активизируются процессы сопровождающиеся выделением газов. 2.1. Разложение масла В качестве охлаждающих диэлектрических жидкостей в трансформаторах применяют: - минеральные масла; - синтетические эфиры; - кремнийорганические жидкости; - органические простые эфиры. Синтетические эфиры Синтетические трансформаторные масла на основе сложного эфира, например MIDEL 7131, разработаны фирмой Micanite&Insulators (Великобритания). Термическое разложение таких масел протекает с выделением углекислого газа (СО2). 9 Кремнийорганические жидкости Кремнийорганические или силиконовые трансформаторные жидкости основаны на молекулярных связях типа Si-O, которые характерны для неорганических материалов, таких как кварц. Эти молекулярные связи намного прочнее, чем углеводородные, особенно при воздействии высоких температур. В качестве примера можно привести синтетическое масло XIAMETER PMX-561 TRANSFORMER LIQUID, разработанное фирмой DowCorning (США). Тепловое разложение силиконовой жидкости начинается при температуре свыше 230 °C, когда длинные полимерные цепочки начинают медленно распадаться с образованием более летучего циклического силиконового материала. Кремнийорганические жидкости в течение нескольких десятилетий были оптимальным решением в случаях, когда требовалась диэлектрическая жидкость «пониженной горючести». Такой материал обладает более высокой температурой воспламенения и прекращает гореть после удаления внешнего источника зажигания. Силикон не подлежит смешиванию с минеральными маслами и несовместим с целлюлозной изоляцией и другими изоляционными материалами. Все это накладывает ограничения на широкое применение кремнийорганических жидкостей в масляных трансформаторах. Органические простые эфиры Органические простые эфиры – это растительные масла. Например, масло FR3, производства компании Cooper, на 100% изготавливается из масел растительного происхождения, которые вырабатываются из сои. В компании CEMIG (Бразилия) проходят испытания трансформаторы со специальным растительным трансформаторным маслом BIOTEMP [35]. Несмотря на то, что приведенные выше виды охлаждающих жидкостей применяются в трансформаторах уже несколько десятков лет и число выпущенных с ними 10 трансформаторов достигло не менее 100 тысяч, достаточной информации для диагностики развивающихся в этих трансформаторах дефектов пока не имеется. Минеральные масла В России в трансформаторах используются минеральные трансформаторные масла, получаемые путём переработки нефти. Они состоят из смеси различных углеводородных молекул содержащих СН3, СН2 и СН группы, соединенные между собой углерод-углеродными молекулярными связями. Углеводородные компоненты можно разделить на три основные структурные группы: парафиновые, нафтеновые и ароматические [36]: а) нормальные парафины H3C – (CH2)n – СН3 б) разветвленные парафины в) мононоциклические нафтены 11 г) бициклические нафтены д) ароматические углеводороды с одним ароматическим ядром е) ароматические углеводороды с конденсированным ядром 12 ж) ароматические углеводороды с изолированным ядром з) смешанные нафтено-ароматические углеводороды Расщепление некоторых из С-Н и С-С связей может возникать в результате электрических или термических дефектов с образованием небольших нестабильных фрагментов, в радикальной или ионной форме, таких как Н•, СН3•, СН2•, СН• или С• (среди многих других более сложных форм), которые быстро рекомбинируют через сложные реакции в газовые молекулы такие, как водород (Н-Н), метан (СН3-Н), этан (СН313 СН3), этилен (СН2=СН2) или ацетилен (СН≡СН) [30]. Кроме этого образуются газы, имеющие в составе молекулы три или четыре атома углерода. В таблице 2.1 приведены газы, образующиеся в масле, их молекулярные и структурные формулы. 14 Таблица 2.1. Углеводороды, образующиеся в трансформаторном масле Число атомов углерода Алканы (CnH2n+2) одинарная связь Алкены (CnH2n) двойная связь Алкины (СnH2n-2) тройная связь 1 Метан CH4 H | H–C–H | H 2 Этан C2H6 СН3–СН3 H H | | H–C–C–H | | H H Этен (этилен) C2H4 СН2=СН2 H H | | C = C | | H H Этин (ацетилен) C2H2 HC≡CH 3 Пропан C3H8 СН3–СН2–СН3 H H H | | | H–C–C–C–H | | | H H H Пропен (пропилен) C3H6 СН2=СН–СН3 H H | | C=C–C–H | | | H H H 4 Бутан С4Н10 СН3–СН2–СН2–СН3 H H H H | | | | H–C–C–C–C–H | | | | H H H H Бутен-1 (бутилен-1) C4H8 СН2=СН–СН2–СН3 H HH | | | C=C–C–C–H | | | | H H HH Пропин (метилацетилен) C3H4 CH3–C≡CH H | H–C–C≡C–H | H Бутин C4H6 CH3–С≡С–СН3 HC≡С–СH2–СН3 H H | | H–C–C≡C–C–H | | H H H–C≡C–H При возникновении повреждения внутри трансформатора состав газа, растворенного в масле, будет изменяться весьма интенсивно как качественно, так и количественно. 15 Образовавшиеся газы растворяются в масле или накапливаются, как свободные газы. Низкоэнергетические повреждения, такие как частичные разряды, способствуют разрыву самых слабых С-Н связей (338 кДж/моль), посредством реакций ионизации, и накоплению водорода как основного рекомбинационного газа. Гораздо больше энергии и (или) более высокие температуры необходимы для разрыва С-С связей и их рекомбинации в газы с одиночной С-С связью (607 кДж/моль), двойной С=С связью (720 кДж/моль) или тройной С≡С связью (960 кДж/моль). Таким образом, для начала образования: - водорода и метана требуется температура порядка 150 ºС (рис. 2.1), - этана – требуется температура около 250 ºС, - этилена – требуется температура 350 ºС, - ацетилена – порядка 500–700 ºС. 16 Рис. 2.1. Выделение газов при развитии дефекта в масляном трансформаторе При температурах 500–700 ºС ацетилен образуется в очень небольших количествах. Для активного выделения этого газа требуются температуры более 800 ºС и последующее быстрое охлаждение до более низких температур. Поэтому ацетилен образуется в значительных количествах при возникновении дуги в масле, когда ионизированный проводящий канал имеет температуру в несколько тысяч градусов, а граница с окружающим жидким маслом, как правило, ниже 400 ºС со слоем заполненным газами от испарения и разложения масла. Масло может окисляться под действием кислорода с образованием небольших количеств СО и СО2, которые могут накапливаться в течение длительных периодов времени в значительных количествах. 2.2. Разложение целлюлозной изоляции Как показали опыты на моделях, основное газовыделение происходит из электротехнического картона, бумаги и древесины в результате воздействия повышенной температуры, кислорода и влаги. Полимерные цепочки твердой целлюлозной изоляции содержат большое число ангидроглюкозных колец и слабых молекулярных С-О связей и гликозидных связей, которые термически менее стабильны, чем углеводородные связи в масле, и которые разрушаются при более низких температурах. 17 При температурах выше чем 105 ºС полимерная цепочка разрушается весьма активно, а при температурах свыше 300 ºС она полностью распадается. При этом оксид углерода, диоксид углерода и вода, образуются в значительно больших количествах, чем при окислении масла при той же самой температуре. При этом, также, выделяется незначительное количество углеводородных газов и фурановых соединений. Образование СО и СО2 возрастает не только с температурой, но так же с увеличением содержания кислорода в масле и влаги в бумаге. Газовыделение за счет диссоциации воды, имеющейся в изоляции, может происходить под воздействием высокого напряжения. 2.3. Другие источники газа в масле Газы в некоторых случаях могут образовываться не в результате повреждений в оборудовании, а благодаря коррозии и другим химическим реакциям. Водород может образовываться [29, 30, 33]: - при образовании ржавчины стали в присутствии воды у дна бака; - при гидратации цинка в присутствии воды на оцинкованных поверхностях; - благодаря каталитической реакции некоторых типов нержавеющих сталей с маслом; - в специфических маслах, содержащих растворенный кислород при повышенных температурах; - в новой нержавеющей стали, путем абсорбции в процессе ее производства или выделения во время сварочных работ, с последующим медленным переходом в масло; - при разложении тонкой масляной пленки между перегретыми пластинами сердечника, при температурах 140 °С и выше. 18 Иногда, водород в большом количестве встречается в трансформаторах, которые никогда не включались. Газы могут также выделяться при облучении масла солнечным светом или образовываться во время ремонтов оборудования. Внутренние покрасочные покрытия трансформатора, такие как алкидные смолы и модифицированные полиуретаны, имеющие в своем составе жирные кислоты, также могут образовывать газы.Наличие в масле ацетилена может быть следствием низкотемпературного нагрева эпоксидной смолы, которая иногда применяется в технологическом процессе изготовления некоторых узлов трансформатора. Подобные ситуации достаточно редки и могут быть обнаружены посредством выполнения хроматографического анализа масла на новом оборудовании перед включением его в работу. 2.4. Растворимость газов в трансформаторном масле При нормальных условиях в трансформаторном масле может раствориться значительное количество газа (табл. 2.2) [36]. Для характеристики растворимости данного газа в масле служит коэффициент растворимости, выраженный в объемных процентах (коэффициент Оствальда). Растворимость в трансформаторном масле углеводородных газов снижается с повышением температуры тем больше, чем выше растворимость данного газа в масле (рис. 2.2). Коэффициент Оствальда – это отношение концентрации газа в масле к равновесной концентрации того же газа в пространстве над маслом. 19 При растворении воздуха в масле соотношение между входящими в состав воздуха газами изменяется. Так, если воздух содержит азота и кислорода соответственно 78 и 21 % об., то, будучи растворенным в масле, он будет содержать азота 70, а кислорода 60 % об. Рис. 2.2. Зависимость коэффициента распределения K, характеризующего растворимость газа в трансформаторном масле, от температуры: 1 – бутан; 2 – пропан; 3 – этан; 4 – этилен; 5 – ацетилен; 6 – метан; 7 – углекислый газ; 8 – кислород; 9 – окись углерода; 10 – азот Таблица 2.2. Растворимость газов в трансформаторном масле при 25 °С и 0,981 МПа Коэффициент Наименование газа растворимости, % об. Водород (H2) 7 Азот (N2) 8,6 Окись углерода (CO) 9 Воздух 9,4 Аргон (Ar) 15 Кислород (O2) 16 Метан (CH4) 30 Углекислый газ (CO2) 120 Этан (C2H6) 280 20 Этилен (C2H4) 280 Ацетилен (C2H2) 400 Пропилен (C3H6) 1200 Пропан (C3H8) 1900 Бутан (C4H10) 2000 Под влиянием электрического поля растворимость газа в трансформаторном масле может изменяться вследствие явления электрострикции. Хотя такие изменения и незначительны, однако вероятность образования газового включения в насыщенном газом трансформаторном масле не исключена. Генерация газовых пузырьков возможна также при вибрации в масле твердых тел. 2.5. Кипение масла Кипение масла в месте значительного перегрева происходит в локальной зоне. Поскольку масло в трансформаторе перемещается и охлаждается в охладителях, то температура его в месте перегрева будет намного выше температуры основного объема масла. Кипение масла в этом случае называется кипением с недогревом при вынужденном движении жидкости. Кипение в большом объеме начинается с образования на нагреваемой поверхности мелких пузырьков. Этот вид кипения называется пузырчатым. При пузырчатом кипении от поверхности нагрева отрывается большое количество мелких пузырьков. Их размер определяется свойствами кипящей жидкости, давлением в ней, скоростью ее перемещения и величиной подогрева. При дальнейшем увеличении теплового потока, подводимого к телу, размеры пузырьков практически не меняются, а увеличивается их количество. При определенном значении теплового потока наступает так называемое пленочное кипение. Оно характеризуется образованием сплошной паровой пленки, отделяющей нагретое тело от жидкости. Теплоотдача от 21 нагретого тела уменьшается, и температура его резко возрастает. Такое явление называется кризисом кипения или пережогом, поскольку обычно происходит разрушение нагреваемой поверхности от действия высокой температуры. При наступлении кризиса кипения от поверхности нагреваемого тела отделяются паровые пузыри значительно большего по сравнению с пузырчатым кипением размера (рис. 2.3). а) б) в) г) 22 д) е) Рис. 2.3. Кипение масла: а, б, в, г, д, е – стадии процесса При пузырчатом кипении одновременно с процессом кипения масла происходит его разложение. Выделяющиеся вследствие термического разрушения масла газы будут заполнять пузырьки масляного пара. Эти пузырьки, отрываясь от нагреваемой поверхности, попадают в холодное масло. При этом масляный пар конденсируется, а уменьшившиеся в размерах пузырьки содержат только продукты разложения масла. Если время жизни газового пузыря будет больше времени, требуемого для перемещения его от места повреждения до крышки бака трансформатора, то, казалось бы, пузыри будут скапливаться в газовом реле и этого условия будет достаточно для его срабатывания. Однако это не совсем так. Под крышкой бака масло перемешивается в горизонтальном направлении. Следовательно, направление перемещения газового пузыря будет определяться помимо вертикальной составляющей скорости еще и горизонтальной. Газовые пузыри, образовавшиеся в жидкости, поднимаются вверх с различной скоростью в зависимости от физико-химических параметров жидкости и объема газового пузыря. Мелкие пузыри при перемещении вверх практически не деформируются и ведут себя аналогично твердым несжимаемым шарикам. Более крупные – могут деформироваться и принимать 23 эллипсоидную форму. Из-за специального наклона трансформатора на фундаменте существует высокая вероятность попадания части пузырьков в газовое реле. На металлической поверхности перегрева обычно образуется темное несмываемое пятно и так называемые «цвета побежалости», которые являются индикаторами места дефекта при вскрытии трансформатора. 2.6. Диффузия газов в масле Место отбора проб и места образования газов в трансформаторе могут быть разнесены на значительные расстояния. Как газы добираются от одного места до другого при условии отсутствия перемешивания масла? И можно ли сказать, что различные газы одинаково распределены по объему бака? На сколько масляный затвор сдерживает выход в атмосферу растворённых в масле газов? Чтобы ответить на эти вопросы, следует в первую очередь посмотреть на процессы диффузии газов в трансформаторном масле. К сожалению, о коэффициентах диффузии основных диагностических газов в трансформаторном масле на сегодняшний день информации явно недостаточно. Очевидно, что учет диффузии при выделения газов из пробы масла во время анализа представляется важным. Ее нужно учитывать также при длительном хранении пробы. До последнего времени считалось, что, поскольку молекула водорода намного меньше молекул других газов, то он может «улететь» из пробы в первую очередь. Недавние исследования, проведенные в Новосибирском государственном техническом университете [41], показали, что по коэффициентам диффузии 24 диагностические газы отличаются не столь сильно и летучесть водорода несколько преувеличена. 25 3. ТЕХНОЛОГИЯ ХАРГ Этапы проведения ХАРГ представлены на рис. 3.1 [5]. Рис. 3.1. Этапы ХАРГ 3.1. Отбор пробы масла Основной задачей, решаемой при отборе пробы, является исключение возможных загрязнений, т.е. обеспечение представительности пробы. Не менее важной задачей, возникшей в связи с расширением области использования хроматографического анализа на маломасляное оборудование (высоковольтные вводы, маслонаполненные кабели и конденсаторы, измерительные трансформаторы тока и 26 напряжения), является минимизация потерь трансформаторного масла при отборе. До последнего времени в качестве пробоотборников трансформаторного масла на энергопредприятиях России и стран СНГ использовались обычные медицинские шприцы различной конструкции, которые, строго говоря, предназначены для других целей и не всегда отвечают специфическим требованиям, предъявляемым к устройствам для отбора проб масла из высоковольтного электрооборудования. Так, например, при использовании медицинских шприцев возникает проблема их герметизации после отбора пробы масла. Кроме того, в процессе отбора не исключена возможность контакта масла с атмосферным воздухом, что сказывается на результатах определения концентраций кислорода и азота. Указанные обстоятельства создают дополнительные проблемы при отборе, транспортировке и проведении хроматографического анализа трансформаторного масла. Более эффективны специальные пробоотборники трансформаторного масла «ЭЛХРОМ», принципиально отличающиеся от медицинских шприцев следующими конструктивными и технологическими особенностями: - цельностеклянный корпус из специального боросиликатного стекла; - индивидуально притертый цельностеклянный поршень; - наличие дополнительного конструктивного элемента – узла герметизации, обеспечивающего повышенную герметичность; - наличие специального трехходового крана, обеспечивающего качественный отбор и подготовку пробы масла для хроматографического анализа. Конструктивно пробоотборник (рис. 3.2) состоит из трехходового крана (4), прикрепленного к корпусу шприца (1), стеклянного поршня (2), а также узла герметизации, состоящего из фторопластового кольца и узлов уплотнения. В узел уплотнения вставляется дополнительное кольцо, обеспечивающее очистку поверхности поршня от внешних 27 загрязнений при отборе пробы масла и при ее вводе в хроматографическую систему. Торец шприца, к которому крепится трехходовой кран, имеет форму конуса, что обеспечивает надежное удаление пузырьков газа в случае их попадания в пробоотборник. Следует также отметить, что трехходовые краны снабжены защитными пробками (3, 5), которые имеют совершенные уплотнения – выдерживают давление до 6 бар. Пробоотборники могут использоваться и без узла герметизации, однако применение последних значительно повышает газоплотность указанных изделий. Рис. 3.2. Пробоотборники для транспортировки 20 мл масла: а – шприц с металлическим поршнем и заглушкой; б – шприц «Элхром» с трёхходовым краном Проверка пробоотборников на герметичность проводится при их изготовлении путем хранения шприца с маслом, содержащим растворенный водород, в течение двух недель и сравнения результатов определения содержания водорода в начале и в конце хранения. 28 Максимальное время хранения пробы в шприце достигается при условии, если объем пробы составляет 50 % объема шприца. Результаты экспериментальных исследований скорости утечки растворенных в трансформаторном масле газов из пробоотборников «Элхром» показали, что концентрация газов в течение 18 суток остается неизменной (в пределах погрешности измерения хроматографа). Отбор пробы трансформаторного масла должен производиться в соответствии с инструкциями заводаизготовителя. Если такая инструкция отсутствует, то необходимо принять все меры предосторожности в части обеспечения надежной эксплуатации оборудования. Например, при отборе проб масла из высоковольтных вводов, необходимо убедиться, что отобранное масло не нарушит работу оборудования. Трансформатор или реактор на момент отбора пробы должен не менее двух суток находиться в типовом для себя режиме нагрузки. Очень важно, чтобы в пробу не попал наружный воздух. Производится это следующим образом. К сливному отверстию бака присоединяется резиновый шланг соответствующего диаметра. Затем некоторая часть масла должна быть слита через шланг для сброса загрязненного масла и для очистки самого шланга. Далее шланг заполняется маслом и пережимается у основания. Приготовленным шприцем он прокалывается, и в шприц набирается масло. Затем шприц герметично закупоривается и масло отправляется на анализ. Процедура с использованием пробоотборника типа «Элхром» включает следующие этапы: - удаляется защитный колпак с узла отбора проб масла; - очищается ветошью выходное отверстие для удаления возможной грязи; - оператор должен убедиться, что все части узла отбора проб масла чистые и сухие; - подсоединяется устройство присоединения (шланг) к узлу отбора проб; 29 - соединяется пробоотборник с устройством присоединения; - открывается кран на штуцере подачи масла; - сливается масло в контейнер для сбора масла, промывается устройство присоединения и трехходовой кран пробоотборника; объем сливаемого масла должен составлять не менее трех объемов устройства присоединения; - производится промывка пробоотборника; - герметизируется проба внутри пробоотборника; - отсоединяется пробоотборник от устройства присоединения и помещается в контейнер для хранения и транспортировки; - устанавливается защитный колпак на узел отбора проб. Если при отборе пробы по каким-либо причинам пробоотборник не занимает вертикального положения, то для удаления воздушного пузыря пробоотборник необходимо отсоединить от источника, сбросить пузырь и повторить все процедуры снова. Как правило, для обеспечения надежного результата анализа вполне достаточно отобрать 20 мл масла. На каждую пробу масла должна быть четко составлена сопроводительная записка, в которой указывается следующая информация: - наименование предприятия; - диспетчерское наименование оборудования; - марка оборудования; - заводской номер; - номинальное напряжение; - дата изготовления; - дата ввода в эксплуатацию; - марка залитого масла; - тип защиты масла; - причина отбора пробы; - температура масла при отборе; - дата отбора пробы; - виды анализа, которые необходимо провести в лаборатории; 30 - ФИО специалиста, отобравшего пробу. Неправильная маркировка пробы часто является причиной погрешности при проведении ХАРГ. Если между взятием пробы и анализом возникает пауза (несколько дней), то вероятность сохранения водорода в масле снижается из-за его летучести. В то же время при взятии пробы возможно ее «загрязнение» кислородом, азотом и тем же водородом, который образуется в масле под воздействием горячих солнечных лучей в случае, если на этой стороне находится клапан для отбора проб. При транспортировке пробоотборников они должны быть надежно закреплены и не соприкасаться друг с другом, а их поршни должны иметь возможность свободного перемещения. Контейнер должен предохранять пробу масла от воздействия света и солнечных лучей. Если в процессе транспортировки или хранения в пробе масла появляются пузыри газа, то их нельзя удалять. Храниться пробы масла должны в контейнерах в прохладном месте. Желательно, чтобы срок хранения пробы не превышал одну неделю. 3.2. Хроматографы В настоящее время в химических лабораториях отечественных электроэнергетических компаний широко используются стационарные газовые хроматографы, в основном, производства российских фирм. Марки этих и некоторых зарубежных стационарных хроматографов приведены в табл. 3.1. Основные показатели лабораторных хроматографов: - быстродействие; - количество определяемых компонентов; - минимально определяемая концентрация компонентов; - повторяемость результатов; - трудоемкость и частота повторения калибровки. 31 Таблица 3.1. Марки стационарных хроматографов Марка МестоФирма хроматографа положение Кристалл2000 ЗАО СКБ «Хроматэк» Йошкар-Ола, Россия Кристалл2000М ЗАО СКБ «Хроматэк» Йошкар-Ола, Россия Кристалл5000.2 ЗАО СКБ «Хроматэк» Йошкар-Ола, Россия ХроматэкГазохром 2000 ЗАО СКБ «Хроматэк» Йошкар-Ола, Россия 32 Вид Марка хроматографа Фирма Местоположение Кристаллюкс -4000 НПФ «Мета-хром» и ОАО «Биомашприбор» Йошкар-Ола, Россия 33 Вид Продолжение табл. 3.1 Марка хроматографа Фирма Местоположение Кристаллюкс -4000М НПФ «Мета-хром» Йошкар-Ола, Россия Хромос ГХ1000 ООО «ХРОМОС» Дзержинск, Россия Цвет-800 ЗАО «Цвет» Дзержинск, Россия Яуза-200 НПО «Химавтоматика» Москва, Россия ЛГХ-3000 ОАО «ИЭМЗ «Купол» Ижевск, Россия 34 Вид Продолжение табл. 3.1 Марка хроматографа Фирма Местоположение МАЭСТРО 7820 «Интерлаб» Москва, Россия Галс-311 ООО «Люмэкс» СанктПетербург, Россия Agilent-7890 Transformer Oil Gas Analyzers (TOGA) Agilent Technologies Inc США Focus GC Varian Inc. США 35 Вид Окончание табл. 3.1 Марка хроматографа Фирма Местоположение Clarus 500 Perkin Elmer США Trace-2000 Thermo Finnigan Inc США GC-2010 Shimadzu Corp. Япония DANI Master GC DANI Instruments S.p.A. Италия Вид Для полевых измерений на месте установки оборудования применяются хроматографы, приведенные в табл. 3.2. Они обеспечивают экспресс-анализ масла и оперативное получение результата. 36 Таблица 3.2. Хроматографы для оперативного получения результата Марка хроматографа Фирма Местоположение Myrkos Morgan Schaffer Canada TFGA-P200 Morgan Schaffer Canada PHA-1000 Morgan Schaffer Canada TRANSPORTX GE Kelman Ирландия PGA-300 Mitsubishi Electric Япония Вид Для непрерывного контроля газов, растворённых в масле, используются хроматографы, марки которых приведены в табл. 3.3. Эти приборы монтируются непосредственно на контролируемый трансформатор. 37 Таблица 3.3. Хроматографы для мониторинга содержания газов в масле Марка МестоФирма Вид хроматографа положение 7X Мониторинг содержания водорода, кислорода, метана, этана, этилена, ацетилена, окиси и двуокиси углерода, а также азота (расчетным методом) ЗАО «Интера» Россия ИНТЕГАЗ Регистрирует водород, сумму горючих газов, влагосодержание масла ЗАО «Интера» Россия HYDRAN M2 Мониторинг содержания водорода, окиси углерода, ацетилена, этилена и влагосодержания масла GE Energy США AMS-5QQ Plus – Calisto Регистрирует содержание в масле водорода и влагосодержание масла Morgan Schaffer Canada 38 Продолжение табл. 3.3 МестоВид положение Марка хроматографа Фирма TRANSFIX 1.6 Регистрирует содержание в масле водорода, метана, ацетилена, этилена, этана, окиси и двуокиси углерода, кислорода и влагосодержания масла GE Kelman Ирландия MULTITRANS Регистрирует содержание в масле водорода, метана, ацетилена, этилена, этана, окиси и двуокиси углерода, кислорода и влагосодержания масла. Разработан на базе TRANSFIX. Обеспечивает непрерывный контроль состояния нескольких масляных баков и является идеальным решением для трёх находящихся рядом однофазных трансформаторов GE Kelman Ирландия MINITRANS Мониторинг содержания водорода, окиси углерода, ацетилена, этилена и влагосодержания масла GE Kelman Ирландия 39 Продолжение табл. 3.3 МестоВид положение Марка хроматографа Фирма C-TCG-6C Устройство обеспечивает мониторинг концентраций шести газов: H2, CO, CH4, C2H2, C2H4, C2H6. Кроме этого используется общее содержание горючих газов. Mitsubishi Electric Япония TGM Transformer Gas Monitor обеспечивает мониторинг содержания: H2, O2, N2, CO2, CO, H2O, C2H2 и CH4+, где CH4+ это взвешенная сумма углеводородов CH4, C2H6, C3H8, C2H4 и C3H6. Масло может отбираться из системы охлаждения бака и расширителя. Может быть установлен датчик измерения содержания H2 на газовое реле. Может контролировать до трёх рядом стоящих трансформаторов (TGM-2 и TGM-3) GATRON GmbH Германия MGA2000-6 Система обеспечивает измерение концентраций: H2, CO, CH4, C2H4, C2H2, C2H6, суммы горючих газов и влагосодержания. Chromatography & Instrument Company Индия Принципиальная схема хроматографа показана на рис. 3.3. 40 Рис. 3.3. Принципиальная схема хроматографа: 1 – система подготовки газов, 2 – система дозирования, 3 – колонка, 4 – система детектирования, 5 – термостат, 6 – система термостатирования, 7 – система преобразования сигнала детектора, 8 – система измерения параметров режима, 9 – система управления, регистрирования и обработки Система подготовки газов служит для установки, стабилизации и очистки потоков газа-носителя и дополнительных газов. Она включает блок регулировки расходов газов, обеспечивающий очистку, подачу и стабилизацию скорости и расхода газа-носителя в колонку, а также других газов, необходимых для работы детектора, например, воздуха и водорода для пламенно-ионизационнго детектора [31]. Система дозирования позволяет вводить в поток газаносителя определенное количество анализируемой смеси в газообразном или жидком состоянии. Представляет собой устройство с самоуплотняющейся резиновой мембраной или кран-дозатор. 41 Хроматографические колонки представляют собой трубки, обычно закрученные в виде спирали и заполненные сорбентом. Колонки служат для разделения смеси на составляющие компоненты. Система детектирования преобразует соответствующие изменения физических или физико-химических свойств бинарных смесей (компонент – газ-носитель по сравнению с чистым газом носителем), выходящих из колонки, в электрический сигнал. Сюда же входит и блок питания детектора. Термостат и система термостатирования служат для установки и поддержания рабочих температур колонок (до 350 °С), испарителя, детектора и других узлов хроматографа. В систему термостатирования входят терморегулятор и программатор температуры термостата. Система преобразования - это аналогово-цифровой преобразователь и усилитель сигнала, поступающего из системы детектирования. Он обеспечивает получение на выходе электрического сигнала, пропорционального концентрации определяемого компонента в газе-носителе. Система регистрирования регистрирует величину и форму сигнала в виде хроматограммы, которую можно наблюдать на мониторе компьютера. Система измерения параметров режима обеспечивает контроль расхода газов, измерение температур, контроль питания детектора и преобразователя. Система управления и система инструментальной обработки данных позволяют вести управление экспериментом и обработку результатов в диалоговом режиме. С помощью компьютерных программ измеряются параметры хроматографических пиков и выполняется количественный расчет содержания компонентов. На практике газовый хроматограф может иметь гораздо более сложную схему, содержащую несколько колонок и детекторов, включать автоматические устройства для подготовки и дозирования пробы. 42 3.3. Проведение анализа Анализ газов, растворенных в трансформаторном масле, предполагает, как правило, выполнение двух процедур: извлечение газов и собственно хроматографический анализ выделенных газов [39]. Растворенные газы из пробы масла извлекаются с помощью вакуума или путем десорбционной экстракции. Вакуумный метод предусматривает использование сложной аппаратуры с большим объемом ртути. Окончательно выделенный объем газов сжимают до нормального давления и анализируют. Метод десорбционной экстракции, предполагает прямое извлечение газов потоком газа-носителя из небольшого объема масла (от 0,25 до 5 мл) за счет барботажа. Для этого метода предлагается автоматический вариант, с использованием пневматического выдавливания масла в нагретую (от 20 до 80 °С) зону барботажа, удаления отработанного масла и продувки барботера. Хроматографический анализ выполняется в газо-адсорбционном варианте хроматографии. Метод должен определять 9 легких газов: водород, кислород, азот, метан, этан, этилен, ацетилен, окись и двуокись углерода. Все изложенные в документе [20] методы предполагают использование: - изотермического режима (35 °C); - хроматографической колонки Porapak N 80/100; - хроматографической колонки NaX 0,2/0,4; - детектора по теплопроводности (ДТП) для водорода, кислорода и азота; - метанатора и пламенно-ионизационного детектора (ДПИ) для регистрации горючих газов и окислов углерода. В качестве газа-носителя обычно применяется аргон. Этот газ не взрывоопасен и сравнительно дешев. 43 В ходе анализа разделенные компоненты анализируемой смеси выходят из хроматографической колонки в потоке газаносителя (элюента) отдельными зонами, между которыми при достаточно четком разделении из колонки выходит чистый элюент. Кривую зависимости сигнала детектора от объема газаносителя или от времени называют хроматограммой (элюционной кривой). Каждому компоненту смеси на хроматограмме (рис. 3.4) соответствует отдельный пик (максимум) регистрируемого сигнала детектора или концентрации компонента хроматографируемой смеси в элюенте. Рис. 3.4. Хроматограмма определения концентраций углеводородов, CO, CO2, H2, O2 и N2 Время от момента ввода пробы в колонку до выхода максимума пика называется временем удерживания. В табл. 3.4, в качестве примера, приведены газы, определяемые хроматографом Кристаллюкс-4000М, применяемые при этом детекторы и время удерживания газов. Таблица 3.4. Характеристики хроматографа «Кристаллюкс-4000М» № Имя компонента Детектор Время удерживания, мин. 1 2 3 Окись углерода (СО) Метан (СН4) Водород (Н2) ДПИ ДПИ ДТП-1 1,042 1,368 1,796 44 4 5 6 7 8 9 10 11 Кислород (О2) Азот (N2) Углекислый газ (СО2) Этилен (C2Н4) Этан (C2Н6) Ацетилен (C2Н2) Пропан (C3Н8) Бутан (C4Н10) ДТП-1 ДТП-1 ДПИ ДПИ ДПИ ДПИ ДПИ ДПИ 2,704 3,349 3,974 4,984 6,117 10,015 17,805 23,413 Кроме газов, растворенных в масле, на газовом хроматографе можно определить содержание в трансформаторном масле ионола, фурановых производных (рис. 3.5), а также, воды и воздуха (рис. 3.6). Рис. 3.5. Пример хроматограммы при определении концентраций ионола и фурановых производных Рис. 3.6. Пример хроматограммы при определении содержания воды и воздуха 45 В настоящее время применяется несколько методик хроматографического анализа трансформаторного масла на содержание разных компонентов, а также анализа газов, отобранных из газового реле трансформатора (табл. 3.5). Таблица 3.5. Методики хроматографического анализа Вид анализа Хроматографическая методика Растворенные газы РД 34.46.303-98 [18]; РД 34.46.502 [19]; CEI/IEC 60567 [20]; СТО 56947007-29.180.010.094-2011 [44] Вода и воздух РД 34.43.107-95 [23]; методика НПО «Электрум» [24]; СТО 56947007-29.180.010.007-2008 [43] Ионол МКХ i 01-99 [25]; СТО 56947007-29.180.010.008-2008 [27] Фурановые производные МКХ f 01-99 [26]; МИ-29.09.2011 [27]; РД 34.43.206-94 [21]; СТО 56947007-29.180.010.009-2008 [42] В РД 34.46.303-98 описаны две конфигурации хроматографического комплекса. Первая – предусматривает два хроматографа, один из которых имеет два детектора (ДТП и ДИП), а второй один – ДТП. Хроматограф с двумя детекторами, соединенными последовательно, предназначен для анализа СО, СO2, СН4, С2Н2, С2Н4 и С2Н6, а хроматограф с ДТП – для анализа только Н2. В качестве газа-носителя в первом хроматографе используют гелий, а во втором – аргон. Вторая конфигурация предусматривает один хроматограф с двумя детекторами (ДТП и ДИП), применение метанатора и одного газа-носителя – аргона. Схема этого хроматографического комплекса приведена на рис. 3.7. 46 Анализ проводится следующим образом. В хроматограф подается газ-носитель аргон, а также водород и воздух, причем, водород через тройник подается в метанатор. Температура термостата колонок имеет значение порядка 60–80 °С, ДТП и ДИП – 150–250 °С, метанатора – 375 °С. Расход аргона составляет 20–30 мл/мин. Расход вспомогательных газов: водорода – 20–30 мл/мин., воздуха 200–300 мл/мин. Рис. 3.7. Схема хроматографического комплекса с применением одного газаносителя и метанатора: 1 – блок подготовки газов хроматографа; 2 – дозатор для анализа Н2; 3 – колонка для анализа Н2; 4 – ДТП; 5 – ДИП; 6 – дозатор для анализа СО, СО2 и углеводородов; 7 – колонка для анализа СО, СО2 и углеводородов; 8 – колонка сравнения при анализе Н2; 9 – тройник; 10 – метанатор; 11 – термостат метанатора; 12 – термостат хроматографа После выхода хроматографа на рабочий режим (примерно 2 часа) с помощью дозатора в колонку вводят пробу для анализа Н2. Извлеченные из масла компоненты, разделенные на колонке, попадают в ДТП, который регистрирует пики Н2, О2 и N2. Одновременно с анализом Н2 с помощью дозатора в колонку вводят пробу для анализа СО, СО2, СН4, С2Н4, С2Н6 и С2Н2. Извлеченные из масла компоненты, разделенные на 47 колонке, попадают сначала в метанатор, где СО и СО2 превращаются в метан, а затем в ДИП, который регистрирует СО, СН4, СO2, С2Н4, С2Н6 и С2Н2. Интерес представляет идеальный, полностью автоматизированный хроматограф и его действующий прототип, предложенный видным российским ученым В.Г. Аракеляном (рис. 3.8). Речь идет о специализированном хроматографе, предназначенном только для анализа водорода, окиси и двуокиси углерода, кислорода, азота, углеводородов С1– С6, воды, антиоксидантов и фурановых соединений в трансформаторном масле, т.е. только тех компонент, которые представляют интерес при диагностике маслонаполненного электротехнического оборудования [39]. Для обеспечения высокой повторяемости результатов весь процесс предлагается полностью автоматизировать. В зависимости от назначения автоматическая система может быть Рис. 3.8. В.Г. Аракелян настроена: - на анализ до С3 включительно (всего 11 компонентов) с завершением анализа всего за 12 минут; - на анализ до С4 включительно (всего 17 компонентов) с завершением анализа за 15 минут; - на анализ до С6 включительно (всего 28 компонентов) с завершением анализа за 25 минут. Начальная калибровка предлагаемого хроматографа требует анализа двух образцов масла – чистого (для контроля) и искусственно приготовленного раствора водорода, метана, пропана (бутана) и углекислоты. Несмотря на явные эксплуатационные преимущества предлагаемого автоматизированного хроматографа, у нас пока нет сведений о его промышленном производстве в РФ. 48 4. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ХАРГ Выше уже отмечались достоинства ХАРГ. Еще раз отметим наиболее значимые: хорошая информативность, невысокая стоимость и возможность проведения анализа на работающем объекте, воспроизводимость результатов, достаточно широкий набор диагностируемых дефектов. Чтобы максимизировать эффект от применения ХАРГ, необходимо учитывать некоторые аспекты, которые могут проявиться при использовании этого метода. В частности, необходимо принимать во внимание особенности контролируемого оборудования. Так, с ростом мощности и класса напряжения трансформатора возрастают потоки рассеяния и обусловленные ими добавочные потери. Это увеличивает удельный вес дефектов, причиной которых является нагревание металлических деталей от протекания вихревых токов. Высокое напряжение создает предпосылки для возникновения частичных разрядов на поверхности и в глубине целлюлозной изоляции. Некоторые трансформаторы (например, собственных нужд) характеризуются нестабильным режимом работы. В них развитие дефектов от потоков рассеяния и разрядных явлений менее вероятно, поскольку их мощность и напряжение ниже, чем тех же блочных. Для этого оборудования более вероятно появление дефектов, связанных с работой РПН – перегрев контактных соединений отводов, особенно в РПН, установленных в обмотках, соединенных в треугольник. В шунтирующих реакторах чаще проявляются дефекты, обусловленные их конструкцией: - перегревы электромагнитных экранов и разряды на них; - электрические разряды в зоне амортизаторов активной части и электростатических экранов; - частичные разряды по поверхности обмотки; - перегревы в месте замыкания магнитных шунтов на опорные плиты, прессующие обмотку. 49 В негерметичном оборудовании, в отличие от герметичного, при прочих равных условиях наблюдаются более низкие концентрации газов в масле вследствие их диффузии в атмосферу. Старое оборудование (50–60-х годов изготовления) имеет больше потенциальных дефектов из-за отсутствия в то время соответствующих знаний, технологий, материалов и др. Например, шпилечная конструкция магнитопровода способствует образованию короткозамкнутых контуров в магнитной системе; в некоторых изоляционных конструкциях отсутствуют противодействующие возникновению частичных разрядов конструкторские решения и т.д. Собственно интерпретация результатов ХАРГ осложняется следующими обстоятельствами: - дефекты различной природы и вызываемые ими совершенно разные по степени тяжести последствия с точки зрения ХАРГ могут восприниматься практически одинаково; - повышение концентрации газов в масле трансформатора может быть вызвано не появлением дефектов, а другими причинами; - даже при наличии дефектов в трансформаторе концентрации газов в масле могут снижаться, а не расти в силу разных причин; - места взятия пробы и образования дефекта могут быть существенно разнесены друг от друга (в пределах размера бака); - газы имеют разную растворимость в масле: наиболее растворим в масле ацетилен (400 % по объему), наименее – водород (7 % по объему). При анализе газосодержания масла иногда возникает ситуация, когда содержание газов очень высокое и концентрации продолжают медленно расти. После дегазации или замены масла все повторяется. В этом случае в трансформаторе, скорее всего, имеется вялотекущий дефект с высокой интенсивностью газообразования, однако характер дефекта не представляет серьезной опасности и работа 50 трансформатора в таком состоянии может продолжаться годами (при надлежащем наблюдении). Если к приведенным примерам добавить ситуации, когда явные дефекты не вызывают роста концентраций газов в масле, а также случаи одновременного наличия двух и более дефектов с разными законами газовыделения, то становятся понятными определенные трудности и ошибки, которые могут возникнуть при интерпретации ХАРГ. 4.1. Факторы, вызывающие увеличение газов Отметим эксплуатационные и другие факторы, которые могут вызвать увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов: - остаточные концентрации газов от устраненного во время ремонта дефекта трансформатора – целлюлозная изоляция абсорбирует значительное количество газов, и после устранения повреждения, замены (дегазации) масла и включения в работу трансформатора в нем из пор целлюлозной изоляции выделяются все ранее поглощенные газы за исключением быстро улетучивающегося Н2; активность диффузии газов из целлюлозы в масло зависит от нагрузки трансформатора: при значительной нагрузке газы активно выделяются в масло и в дальнейшем относительно быстро исчезают в трансформаторах со свободным дыханием, а в трансформаторах с азотной и пленочной защитой рост содержания газов прекращается и их концентрации стабилизируются; - увеличение нагрузки трансформатора – как известно, оно сопровождается ростом потерь, рассеиваемых в виде тепла, влияющего на образование газов; интенсивность образования газов в режиме перегрузки увеличивается и снижается до начального уровня с понижением нагрузки; сильнее эта связь проявляется в дефектных трансформаторах, причем речь идет о 51 термических дефектах, связанных с потоками рассеяния и дефектами нарушения целостности электропроводных цепей; - перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в баках РПН, расширителе и т.д.; - доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы; - десорбция газов из селикагеля термосифонных фильтров; - проведение сварочных работ на баке, залитом маслом; - повреждения масляных насосов с неэкранированным статором – в случае сгорания двигателя маслонасоса может появиться весь спектр газов, включая ацетилен; при этом может произойти резкий рост концентрации газов, с последующим быстрым уменьшением в случае трансформатора со свободным дыханием и стабилизацией концентрации в трансформаторах с азотной и пленочной защитой масла; - перегревы из-за дефектов системы охлаждения – засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.; в случае отказа системы охлаждения происходит активное газовыделение с превалированием этана над всеми остальными газами и резким ростом содержания СО2; - перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках; - переток газов из бака расширителя контактора РПН в бак расширителя трансформатора, имеющего РПН типа РС-3 или РС-4; - сезонные изменения интенсивности процесса старения твердой изоляции и масла; газы могут выделяться при облучении масла солнечным светом; - воздействие токов короткого замыкания – в случае короткого замыкания в электрически связанной сети, отказов или неправильной работы разрядников, перегрузки или перенапряжения вследствие грозовых и коммутационных перенапряжений, перекоса фаз и т.д. происходит увеличение 52 концентрации СО 2 и СО; через 1–2 месяца концентрации этих газов уменьшаются до исходных величин; - значительные количества СО 2 и СО могут образовываться и при нормальных рабочих температурах – это связано с природой трансформаторного масла и индивидуальными особенностями некоторых его марок; в начальный период эксплуатации новые масла некоторых марок также могут выделять довольно значительное количество газов (кроме СО 2 и СО, также СН 4 и С 2 Н6 ) за счет наличия в них нестабильных молекул; это связано с технологий изготовления и исходным сырьем; - водород выделяется при образовании ржавчины стали в присутствии воды на дне бака и кислорода в масле, а также благодаря реакции свободной воды со специальными покрытиями на металлических поверхностях, в частности при гидратации цинка на оцинкованных поверхностях; - внутренние покрытия деталей трансформатора алкидными смолами и модифицированными полиуретанами могут в процессе эксплуатации выделять газы; - причиной газовыделения может явиться замыкание активной части на бак, так как при ремонтах трансформаторов устранить такие замыкания удается не всегда; в таких ситуациях «специалисты» прибегают к установке резистора вместо шинки заземления активной части с целью ограничения величины вихревого тока; при этом сопротивление резисторов часто выбирается произвольно, что в ряде случаев недопустимо, а в других ситуациях требует специального расчета; игнорирование этого правила приводит к перегреву установленного резистора, который сам становится источником газообразования. В [6] приведен случай, когда при обследовании шунтирующего реактора по результатам ХАРГ был обнаружен ацетилен. Известно, что этот газ вызывает сильное беспокойство специалистов и является признаком наличия разрядов высокой энергии или высокотемпературного нагрева. В рассматриваемом случае подобный диагноз не подтверждался результатами других испытаний, в частности измерениями частичных 53 разрядов. Анализ конструкции дал возможность предполагать, что в районе верхнего ярма имеет место источник повышенного нагрева. Впоследствии при осмотре активной части был выявлен незначительный нагрев верхней прижимной плиты, в креплении которой к магнитопроводу была применена эпоксидная смола. Лабораторные проверки выявили неожиданный факт – нагрев эпоксидной смолы в масле уже при температуре 150 ºС приводит к образованию ацетилена. И еще одна неожиданность была выявлена при анализе данного случая: нагрев эпоксидной смолы приводил и к образованию фурфурола – диагностического параметра, свидетельствующего о деструкции целлюлозы. 4.2. Факторы, вызывающие уменьшение газов Рассмотрим некоторые эксплуатационные факторы, которые могут привести к уменьшению концентрации растворенных в масле газов как бездефектных, так и дефектных трансформаторов: - продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла; - уменьшение нагрузки трансформатора; - замена силикагеля; - длительное отключение; - дегазация масла – при проведении дегазации необходимо учитывать, что газы с низким коэффициентом растворимости в масле выделяются легко, а газы, которые имеют высокую растворимость (С2Н6, С2Н4), редко удается удалить полностью, поэтому даже после дегазации часть газов может остаться в масле и в дальнейшем искажать диагностируемое состояние трансформатора; - доливка дегазированным маслом; - частичная или полная замена масла в баке трансформатора, в маслопроводах, навесных баках, 54 расширителе, избирателе РПН и т.д.; - заливка маслом под вакуумом. 55 4.3. Случайные факторы На содержание газов в трансформаторном масле оказывают влияние и случайные факторы, учет которых при диагностировании оказывается затруднительным. К их числу относятся следующие: - старение целлюлозной изоляции; - изменение нагрузки трансформатора; - колебание температуры и метеоусловий окружающей среды; - погрешности, накапливающиеся в технологической цепочке от отбора пробы масла до введения пробы в хроматограф вместе с систематической ошибкой расчета концентраций газов, присущей используемой методике проведения ХАРГ; - постоянный обмен газами между маслом и твердой изоляцией; - обмен газами между надмасляным пространством трансформатора и атмосферой. Можно считать, что значения концентраций газов, получаемых в результате ХАРГ, есть сумма нескольких составляющих, часть из которых – случайные величины. Результирующее значение, следовательно, также будет случайной величиной. На этот аспект в своих работах, в частности [7], неоднократно обращал внимание специалист ОАО «Владимирэнерго» А.В. Захаров. Стохастический характер изменения концентраций газов подтверждают результаты серии анализов, выполненных с интервалом в один-два дня на выведенном в ремонт трансформаторе Владимирской ТЭЦ [7]. Это, естественно, исключало влияние детерминированных факторов на процесс генерации газов. При этом проявление многих стохастических причин, порождающих изменчивость концентраций газов, сохранялось (рис. 4.1). 56 а) б) Рис. 4.1. (начало). Изменения концентраций газов в масле выведенного в ремонт трансформатора: а – зависимости СО2 и СО; б – зависимости С2Н2 и С2Н6 57 в) г) Рис. 4.1. (окончание). Изменения концентраций газов в масле выведенного в ремонт трансформатора: в – зависимость С2Н4; г – зависимости СН4 и Н2 Как отмечается в [7] анализ проводился одним и тем же специалистом в интервале 1,5 часов после отбора пробы. Хроматограф калибровался перед каждым анализом. 58 4.4. Виды выявляемых дефектов Все дефекты, выявляемые ХАРГ, можно разделить на две группы: - термические дефекты; - разряды в изоляции. В дефектах первой группы вследствие аномального локального выделения энергии и соответственно повышения температуры происходит ускоренная деструкция изоляционных материалов, которая сопровождается выделением продуктов деструкции, в том числе и газов. В деструкции целлюлозы различают два процесса: - гидролиз (нагрев до 110 ºС), при котором образуется вода и окиси углерода; - пиролиз (нагрев выше 110 ºС), в этом случае также выделяется более значительное количество СО 2 и СО, а также происходит интенсивное образование частичек углерода. Оба процесса сопровождаются образованием соединений фуранового ряда и снижением степени полимеризации целлюлозных материалов. В дефектах, которые сопровождаются электрическими разрядами, газы образуются в основном вследствие ионизационных процессов, что приводит к распаду молекул масла и целлюлозы. Разряды также сопровождаются выделением тепла, которое может быть очень незначительным в случае частичных разрядов или достаточно большим при образовании дугового разряда. Таким образом, кроме термической и электрической природы дефектов, выявляемых ХАРГ, их вид зависит и от количества выделяемой при соответствующем процессе энергии (рис. 4.2). 59 Рис. 4.2. Дефекты, выявляемые при проведении ХАРГ Э1 – частичные разряды с низкой плотностью энергии; Э2 – частичные разряды с высокой плотностью энергии; Э3 – электрические разряды малой мощности; Э4 – электрические разряды большой мощности; Т1 – термический дефект низкой температуры (<150 °С); Т2 – термический дефект в диапазоне низких температур (150–300 °С); Т3 – термический дефект в диапазоне средних температур (300–700 °С); Т4 – термический дефект высокой температуры (>700 °С); ЭТ – разрядный и термический дефект Перегрев токоведущих соединений в трансформаторе может возникать из-за: - нагрева и выгорания контактов переключающих устройств; - ослабления или обрыва крепления электростатического экрана; - ослабления винтов компенсаторов отводов НН; - ослабления контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; - лопнувшей пайки элементов обмотки; - замыкания параллельных и элементарных проводников обмотки. Дефекты, вызывающие ухудшение состояния электрических контактов, угрожают потерей функциональной 60 работоспособности объекта. Такие дефекты наиболее опасны. Вопрос об отключении оборудования в этом случае должен решаться техническим руководством. Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: - неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; - нарушением изоляции стяжных шпилек или ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; - общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах; - неправильным заземлением магнитопровода; - нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона, домкратов и прессующих колец. При температуре выше 500 ºС кроме появления в масле частичек углерода на металлических поверхностях возникают цветные разводы. С помощью ХАРГ выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям. Они могут интерпретироваться как неполадки, например попадание ацетилена из бака РПН в основной бак. Этот процесс может быть выявлен при одновременном взятии проб и анализе газов из основного бака и бака РПН. Чтобы на основе ХАРГ сделать вывод о появлении дефекта в трансформаторе, хотя бы один из семи диагностируемых газов должен превысить так называемое граничное значение. Если это произошло, то ХАРГ повторяется несколько раз. Первый раз – в целях подтверждения установленного превышения, а затем – для выявления динамики изменения газов. Поскольку газовыделения из целлюлозы и масла зависят от степени нагретости металлических элементов активной части, то сопоставление нескольких результатов ХАРГ должно проводиться при близких нагрузках трансформатора. Важно, чтобы оборудование в таком режиме проработало как минимум два дня до момента отбора пробы. 61 4.5. Граничные значения для ХАРГ По вопросу назначения конкретных граничных значений для концентраций газов в трансформаторном масле разные специалисты придерживаются неодинаковых мнений, что порождает множество рекомендаций и соответственно методик. Это означает, что один и тот же трансформатор одни специалисты могут рассматривать как бездефектный, а другие – как имеющий вероятный дефект. Общепринятым способом определения граничных концентраций диагностических параметров и, в частности, растворенных в масле газов является построение интегральной функции распределения результатов ХАРГ для однородной выборки оборудования конкретной энергосистемы [8]. Неоднородность выборок может быть вызвана: - влиянием климатической зоны; - разной загруженностью оборудования; - конструктивными особенностями парка оборудования; - типом трансформаторного масла; - применяемыми технологиями и средствами измерений; - различиями в уровне квалификации персонала. Таким образом, граничные значения целесообразно определять для групп однотипных трансформаторов (блочные или сетевые, с регулированием напряжения или без, одного класса напряжения и т.д.). Рекомендуется, чтобы в каждой группе было не менее 50 трансформаторов. Для каждого трансформатора в статистическую обработку включаются все измеренные концентрации определенного газа за последний год эксплуатации. На основе этих концентраций строится функция распределения F. Для этого измеренные по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам ХАРГ, концентрации рассматриваемого газа со значениями от 0 до Аmах следует разбить на J интервалов (обычно J=10÷15). Обозначим через j текущий номер интервала; очевидно j=1, 2, …, J. 62 Вероятность рj приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от Aj до Aj+1: pj nj N , где nj – число анализов с концентрацией газа от Аj до Аj+1; N – общее число результатов анализов по рассматриваемому газу. Значения функции распределения находятся как j J Fj P . j j 1 Рассмотрим конкретный пример определения граничной концентрации некоторого газа «Г». Пусть в нашем распоряжении имеется однородная выборка трансформаторов, на которой было получено 80 анализов газа «Г» в диапазоне от 0 до 0,25 % об. Кстати, остановимся здесь на единицах измерения концентраций газов. В качестве таковых обычно используются объемные проценты (% об.), части на миллион (parts per million, ppm), микролитры газа на литр масла (мкл/л) и миллилитры газа на кубометр масла (мл/м3); при этом 1 ppm=1 мкл/л=1 мл/м3= =10-4 % об. Возвращаемся к примеру. Делим диапазон от 0 до 0,25 % об. на 10 интервалов от Aj до Aj+1. Предположим, первому интервалу от 0 до 0,025 % об. соответствует 12 анализов. Заносим это значение в таблицу по образцу табл. 4. Следующему интервалу – 8 анализов и т.д. Затем по вышеприведенным формулам определяем pj и Fj . 63 Таблица 4. Данные для построения интегральной функции распределения j Aj Aj+1 nj pj Fj 1 0 0,025 12 0,15 0,15 2 0,025 0,05 8 0,1 0,25 3 0,05 0,075 12 0,15 0,4 4 0,075 0,1 5 0,0625 0,4625 5 0,1 0,125 8 0,1 0,5625 6 0,125 0,15 12 0,15 0,7125 7 0,15 0,175 10 0,125 0,8375 8 0,175 0,2 8 0,1 0,9375 9 0,2 0,225 4 0,05 0,9875 10 0,225 0,25 1 0,0125 1,0 По полученным значениям строим график функции распределения (рис. 4.3). Рис. 4.3. Определение граничной концентрации по функции распределения 64 Теперь по построенной функции распределения можно определить граничную концентрацию для газа «Г». Для этого, как и в [8], задаемся Fj=0,9 и определяем Агр=0,175 % об. Это значение и надо рассматривать в качестве граничного для газа «Г». При этом возникает вопрос. Почему граничное значение газа определяется при Fj=0,9? В этом случае мы должны априорно предполагать, что из 80 анализов газа «Г» 8 соответствуют дефектным трансформаторам. Если все анализы принадлежат разным объектам, то такой процент дефектных трансформаторов явно завышен. Если, в соответствие со статисткой выбрать Fj=0,98, то получим другое граничное значение для газа «Г» – А'гр=0,2 % об. Данный пример показывает, что выбор граничного значения для диагностического параметра не является однозначным процессом, и поэтому вряд ли имеет смысл стремиться к особому уточнению подобных значений. На наш взгляд, наиболее целесообразно устанавливать не одно граничное значение, а два и, может быть, даже три–четыре, например, граничное значение (ограничивающее область нормального состояния), предельно допустимое значение и т.д. 65 5. МЕТОДИКИ ПОСТАНОВКИ ДИАГНОЗА В данном разделе рассматриваются различные методики интерпретации результатов ХАРГ, которые в той или иной степени получили распространение. Назначение подобных методик состоит в получении ответов на два вопроса: - имеется ли дефект в объекте; - если дефект есть, то каков его характер. Наличие дефекта во всех методиках предполагается в случае превышения хотя бы одним из семи газов соответствующего граничного значения. Иными словами, при выявлении подобного превышения вероятность наличия дефекта существенно повышается и персоналу рекомендуется уделять объекту повышенное внимание вплоть до момента, когда концентрации всех газов не снизятся до значений ниже граничных или объект не будет выведен в ремонт. Правомерность подобного подхода, видимо, оправдана, однако при этом возникают некоторые нюансы, которые иллюстрирует проведенный нами анализ многолетних (период около 25 лет) результатов ХАРГ восьми блочных трансформаторов на одной из крупных ГРЭС РФ (табл. 5.1). Видно, что во всех трансформаторах периодически наблюдались подобные превышения концентраций газов, которые, к счастью, не приводили к каким-либо неприятностям, и все трансформаторы продолжают благополучно функционировать до последнего времени. Суть нашего замечания касается газа СО2. Очевидно, что граничное значение для него (установленное по [8]) необоснованно занижено и возникающие вследствие этого сигналы диагностической системы нервируют обслуживающий персонал. Такое явление в определенной степени обесценивает само понятие граничного значения и делает реальной ситуацию, когда действительно информативный (диагностический) всплеск этого или другого газа может оказаться пропущенным. 66 Таблица 5.1. Результаты ХАРГ за многолетний период Трансформатор Год ввода в эксплуатацию Количество ХАРГ Число превышений граничных значений Т1 1969 50 1 4 1 3 11 – 9 Т2 1970 45 – 3 – – 3 – 26 Т3 1970 46 – 1 – – 3 – 22 Т4 1988 43 1 – – – – 8 3 Т5 1971 50 – – – – 5 4 10 Т6 1972 47 – – – – – – 19 Т7 1972 55 1 1 – – 7 – 14 Т8 1973 49 1 – – – – 7 20 Н2 СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 СО СО2 Существует еще один диагностический признак рассматриваемого испытания, который характеризует развитие дефекта во времени и соответственно свидетельствует о степени его опасности. Речь идет о скорости нарастания газов. Во многих методиках считается, что если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10 % в месяц, то это указывает на быстро развивающийся дефект. Что касается ответа на второй вопрос, то характер дефекта определяется по соотношению диагностических газов, растворенных в масле. Различие между ниже рассматриваемыми методиками заключается в значениях граничных концентраций, анализируемых отношениях газов и некоторых других нюансах. 67 5.1. Методика РФ В РФ эта методика является официально действующим нормативным документом, регламентирующим постановку диагноза на основе ХАРГ [8]. У истоков ее разработки находились Ю.Н. Львов (рис. 5.1), Т.Е. Касаткина, Е.И. Несвижский (все ВНИИЭ) и Е.М. Бида (Свердловэнерго). В разработке второго издания принимали участие и другие специалисты. Датой регистрации первого издания является 1989 г. Принятые в данной методике граничные концентрации газов для разных групп Рис. 5.1. Ю.Н. Львов трансформаторов, приведены в табл. 5.2. Таблица 5.2. Граничные концентрации растворенных в масле газов Концентрации газов, % об. Оборудование Н2 СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 CO СO2 Трансформаторы напряжением 110–500 кВ 0,01 0,01 0,001 0,01 0,005 0,05* 0,06 0,6 (0,2)* 0,8 (0,4) Трансформаторы напряжением 750 кВ 0,003 0,002 0,001 0,002 0,001 0,05 0,40 Реакторы напряжением 750 кВ 0,01 0,003 0,001 0,001 0,002 0,05 0,40 Примечание. Для СО – в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе – для трансформаторов со свободным дыханием; для СО2 – в числителе приведены значения для 68 трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе – свыше 10 лет, в скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитой. Для определения характера дефекта следующие отношения концентраций газов: используются C2 H2 CH4 C2 H4 . , и C2 H 4 H 2 C2 H 6 Обозначаем их как а, b и с соответственно. Очевидно, что каждый из этих параметров может принимать любые значения в диапазоне от 0 до ∞. Особенность данной методики состоит в том, что в исходном диапазоне изменения значений а, b и с выделяются интервалы, ограниченные числами 0,1; 1 и 3 (табл. 5.3). Таблица 5.3. Cвязь характера дефекта с отношениями концентраций газов Дефект a C2 H 2 C2 H 4 b CH 4 H2 c C2H 4 C2 H6 Э1 <0,1 <0,1 <1 Э2 0,1–3 <0,1 <1 Э3 >0,1 0,1–1 1–3 Э4 0,1–3 0,1–1 >3 Т1 <0,1 0,1–1 1–3 Т2 <0,1 >1 <1 Т3 <0,1 >1 1–3 Т4 <0,1 >1 >3 Из табл. 5.3 видно, что, например, а изменяется в трех интервалах: [0; 0,1], [0,1; 3], [3; ∞]. Пронумеруем эти интервалы цифрами 1, 2, 3 (рис. 5.2). 69 Рис. 5.2. Выделенные для анализа интервалы отношений концентраций газов а: х1=0,1; х2=3; b: х1=0,1; х2=1; с: х1=1; х2=3 Сделаем подобный анализ для отношений b и с. После аналогичных операций предыдущая таблица приобретет следующий вид (табл. 5.4). Таблица 5.4. Представление корреляции дефектов с отношениями концентраций газов в кодированном виде Дефект а b с Э1 1 1 1 Э2 2 1 1 Э3 2, 3 2 2 Э4 2 2 3 Т1 1 2 2 Т2 1 3 1 Т3 1 3 2 Т4 1 3 3 Анализ табл. 5.4 свидетельствует о неполноте информации для постановки диагноза. Чтобы убедиться в этом, представим табл. 5.4 в виде графа (рис. 5.3). Терминальные вершины этого графа, обозначенные , показывают, что вопрос о виде дефекта остается открытым. Следовательно, примерно в 60 % случаев на основе информации, содержащейся в табл. 5.4 определить вид дефекта невозможно. Ситуация еще больше осложняется, когда какой-либо из углеводородных газов, входящий в состав a, b или c отсутствует или не определен, что на практике встречается достаточно часто. Таким образом, можно сделать вывод, что диагностирование характера дефекта на основе 70 рассматриваемой методики оказывается возможным далеко не во всех случаях. Кроме того, данная методика не выявляет дефект, обозначенный на рис. 4.2 как ЭТ. В данной методике также анализируется отношение газов СО2 /CO, (его обозначим через d), которое здесь используется как вспомогательное, а в других методиках будет применяться более целенаправленно. Рис. 5.3. Иллюстрация неполноты информации при диагностировании на основе [8] 5.2. Методика Роджерса Английский специалист Р. Роджерс (фирма CEGB, Англия) в 1978 г. предложил методику определения характера дефекта в трансформаторе, которая известна в электроэнергетике под названием «Метод соотношений Роджерса». Данный подход в части определения характера дефекта очень близок к рассмотренному выше и представленному в [8]. Сопоставляя время официальной регистрации методик, можно сделать выводы об оригинальности авторов. Кстати, Роджерс предложил и кодовый способ представления отношений газов, который с некоторыми 71 модификациями используется нами в данной работе при анализе и сравнении методик ХАРГ. Естественно, в методике Роджерса, как и в предыдущей, анализируются три отношения пяти газов. Поскольку и газы, и их отношения совпадают с приведенными ранее (табл. 5.3), здесь мы их не повторяем. Состав определяемых дефектов также полностью совпадает с тем, который мы назвали базовым (рис. 4.2). Чтобы зафиксировать незначительные отличия двух подходов, приведем кодовую таблицу дефектов (табл. 5.5) и расположение интервалов отношений концентраций газов на числовой оси (рис. 5.4). Таблица 5.5. Корреляция дефектов с отношениями концентраций газов Дефект а b с Э1 2 1 1 Э2 2 1 1 Э3 2, 3 2 2, 3 Э4 2 2 3 Т1 1 2 2 Т2 1 3 1 Т3 1 3 2 Т4 1 3 3 Рис. 5.4. Привязка интервалов отношений концентраций газов к числовой оси а: х1=0,1; х2=3; b: х1=0,1; х2=1; с: х1=1; х2=3 72 Сопоставление таблиц (табл. 5.4 и табл. 5.5) особых комментариев не требует. 73 5.3. Методика компании АО «KEGOC» Эта методика представляет собой стандарт организации – Казахстанской компании по управлению электрическими сетями – и введена в официальное пользование в конце 2008 г. Граничные значения растворенных в масле газов за редким исключением соответствуют приведенным в [8]. Некоторые расхождения направлены в сторону ослабления (увеличения) граничных значений. Характер дефектов также определяется абсолютно идентично [8]. В качестве отличий рассматриваемого подхода можно отметить введение дополнительного контроля содержания растворенных в масле газов при вводе трансформатора в эксплуатацию. Требуемые уровни газосодержания свежего масла ниже нормируемых при эксплуатации значений от 5 до 20 раз, т.е. оказываются вблизи пределов обнаружения определяемых в масле газов. Можно констатировать, что данная методика, как и [8] – клоны методики Роджерса. 5.4. Методика IEC 60599 Данная методика является международным стандартом, разработанным МЭК. Первая редакция стандарта вышла в 1978 г., вторая редакция была окончательно сформулирована в 2007 г. Понятие граничных концентраций растворенных в масле газов в стандарте IEC 60599 заменено на термин «типовые значения». Причем указываются не конкретные значения, а их диапазоны (табл. 5.6). Сопоставление с [8] показывает, что граничные значения из табл. 5.6 находятся практически в середине диапазонов, приведенных в табл. 5.2. 74 Таблица 5.6. Диапазоны типовых концентраций растворенных в масле газов, % об. H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 0,005– 0,015 0,003– 0,013 0,0002– 0,002* 0,006– 0,028** 0,006– 0,028 0,002– 0,009 0,04– 0,06 0,38–1,4 Примечание: * – для трансформаторов без РПН или при исключении возможности связи по маслу основного бака и бака РПН; ** – со связью по маслу основного бака и бака (расширителя) РПН. В методике подчеркивается, что типовые значения концентраций целесообразно рассматривать как начальные рекомендации для принятия решения, когда нет других опытных данных. Они не могут быть использованы для выяснения наличия или отсутствия повреждения в оборудовании. С помощью данной методики определяются шесть видов дефектов: Э1+Э2, Э3, Э4, Т1+Т2, Т3, Т4. Запись Т1+Т2 в частности, означает, что фиксируются не два вида дефектов, а один – термический дефект в диапазоне низких температур до 300 ºС. Видно, что состав выявляемых дефектов отличается от рассматриваемых в подходе Роджерса и др. Для идентификации дефектов используются те же три, что и ранее, отношения пяти углеводородных газов: C 2 H 2 CH 4 C2 H 4 , и , обозначенные как a, b и с. C2 H 4 H 2 C2 H 6 Существенные отличия появляются при интерпретации дефектов, что видно из табл. 5.7. Таблица 5.7. Интерпретация вида дефекта Дефект a Э1+Э2 – Э3 >1 Э4 0,6–2,5 Т1+Т2 – Т3 <0,1 75 b <0,1 0,1–0,5 0,1–1 >1 >1 c <0,2 >1 >2 <1 1–4 Т4 <0,2 >1 >4 В стандарте МЭК дается графическое представление газовых отношений на двух проекциях (рис. 5.5) и в объеме (рис. 5.6). Их предлагается использовать для постановки диагноза в случаях, когда это сделать с использованием рекомендаций табл. 5.7 оказывается невозможно. Рис. 5.5. Две проекции газовых отношений на основе рекомендаций стандарта МЭК: затемненные участки – области неопределенности В стандарте IEC 60599 особо оговорен вопрос об использовании в интерпретации результатов ХАРГ С3 углеводородов, что встречается в некоторых других методиках. Авторы указывают, что по причине своей высокой растворимости в трансформаторном масле, С3 углеводороды очень трудно извлечь из масла и результаты анализа будут определяться применяемым методом экстракции. Кроме того, в большинстве случаев удовлетворительный диагноз может быть 76 поставлен без учета этих углеводородов и ради упрощения они в данном стандарте не используются. Рис. 5.6. Объемное представление связи дефектов с отношениями газов 5.5. Методика НИЦ «ЗТЗ-Сервис» Эта методика является официальным документом, регламентирующим реализацию ХАРГ в электроэнергетике республики Украина. Датой ее официальной регистрации является 2006 г. В разработке методики принимали участие В.В. Соколов (рис. 5.7), В.Н. Бережной и другие видные специалисты в этой 77 области не только в Украине, но и в СССР. По сравнению с ранее рассмотренными, данная методика содержит некоторые отличия. Так, в части набора диагностируемых дефектов Э2 трактуется как ползучий разряд (ПР), а Т1 из рассмотрения исключен, т.е. термические дефекты начинают диагностироваться при температуре отдельных узлов и деталей активной части трансформатора свыше 150 ºС. По граничным значениям газов введено три уровня контроля, причем если для одних газов (Н2, С2Н6) наблюдается некоторое послабление, то для других (С2Н2, СО2) – ужесточение контрольных значений по сравнению с [8]. В табл. 5.8 приводится сопоставление граничных Рис. 5.7. В.В. Соколов значений всех уровней рассматриваемой методики с граничными значениями из [8], которые для удобства анализа приняты за единичные. Это сравнение приведено только для трансформаторов и реакторов до 330 кВ включительно. Таблица 5.8. Сопоставление граничных значений в двух методиках Уровни Н2 СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 СО СО2 1 1 0,5 0,05 0,15 1 0,33 0,25 2 1–1,5 0,5–1,2 0,05–1 0,15–1 1–2 0,33–0,8 0,25–0,6 3 1,5 1,2 1 1 2 0,8 0,6 Еще одной отличительной особенностью данной методики является введение дополнительного диагностического параметра – суммы растворенных углеводородных газов 78 (СН4+С2Н6+ +С2Н4+С2Н2), для которого также установлены три уровня граничных значений. В процессе выявления характера дефекта украинские специалисты менее оригинальны. Здесь они почти полностью повторяют подход, предложенный в стандарте IEC 60599 за некоторыми изменениями (табл. 5.9), а именно: - введена дополнительная строка для трактовки дефекта ПР; - внесены некоторые изменения в диапазоны отношений газов при интерпретации дефектов Э4, Т2 и Т3. Таблица 5.9. Интерпретация вида дефекта Дефект a b c Э1 – <0,1 <0,2 Э2 (ПР) <1 0,3-0,5 >5 Э3 >1 0,1–0,5 >1 Э4 >1 0,1–1 >2 Т2 – >1 <1 Т3 <0,1 >1 1–4 Т4 <0,2 >1 >4 Кодированное представление связи дефектов с диапазонами отношений концентраций газов представлено в табл. 5.10 и на рис. 5.8. Таблица 5.10. Корреляция дефектов с отношениями концентраций газов Дефекты а b с Э1 – 1 1 Э2 (ПР) 1,2 3 5 Э3 3 2, 3 3, 4, 5 Э4 3 2, 3, 4 4, 5 Т2 – 5 1, 2 79 Т3 – 5 3, 4 Т4 1 5 5 Рис. 5.8. Привязка выделенных интервалов отношений концентраций газов к числовой оси Подводя итог краткого анализа и сравнения данной методики с известными, можно сделать вывод, что в первой части (выявление наличия дефекта) авторами использован многолетний опыт по оценке состояния силовых трансформаторов. Что касается определения характера дефекта, то здесь украинская методика в основном сориентирована на международный стандарт. Два замечания можно добавить при рассмотрении двух последних методик: - определенная громоздкость подхода может быть преодолена посредством его компьютерной реализации; - к сожалению, ситуации неопределенности диагноза здесь еще более часты, чем в [8]. 80 5.6. Методика MSS Авторами данной методики являются R. Mueller, H. Schliesing и K. Soldner. Она была опубликована в 1974 г. Методика MSS существенно отличается от всех рассмотренных ранее. В этой методике термические дефекты рассматриваются трех видов: Т1+Т2 – дефект до t<300 ºС; Т3+Т4 – дефект в диапазоне температур 300–1000 ºС; Т5 – дефект при t>1000 ºС, т.е. введен дополнительно по сравнению с рис. 4.2. Кроме того, введен новый дефект под названием «термический дефект плюс частичные разряды», обозначенный как Э1Т. Анализируемые отношения газов существенно отличаются от применяемых в других методиках. Так, вместо 1 CH 4 H2 в данной методике анализируется , т.е. ; вместо b b CH 4 H2 CH 1 ; введено дополнительно e 2 6 анализируется e C2 H 2 CH отношение газов w 2 4 . C3 H 6 Отношения газов анализируются в следующих диапазонах: [0; 0,1], [0,1; 1], [1; 3] [3; 10] и [10; ∞] (рис. 14), при этом для каждого отношения интервалы образуются следующими границами: 1 для – х2, х3, х4; b для с – х2; для 1 – х1, х3; e 81 для w – х1, х2, х3 и для d – х3, х4. 1 Например, анализируется в четырех интервалах b (верхняя часть рис. 5.9), каждый из которых обозначен числами 1, 2, 3, 4, а с – только в двух (нижняя часть), обозначенных как 1, 2. С помощью этих чисел и выполняется связь конкретных дефектов с определенными интервалами отношений концентраций газов (табл. 5.11). Рис. 5.9. Интервалы анализа отношений газов Таблица 5.11. Корреляция дефектов с отношениями концентраций газов 1 1 Дефект с w d b e Э1 4 1 1 – 1 Э2 4 1 2 – 1 Э3 3 2 3 3, 4 2 Э4 2 2 3 3, 4 2 Т1+Т2 1 1 1 2 3 Т3+Т4 1 2 1 3 3 Т5 1 2 2 3, 4 3 ЭТ 2 2 2 3 3 Э1Т 4 2 1 3 3 82 5.7. Методика Дорненбурга Исторически эта одна из первых попыток определения вида дефекта по отношениям концентраций газов. Видимо поэтому возможности методики весьма ограничены. Ее суть характеризует следующая таблица (табл. 5.12). Таблица 5.12. Связь дефектов с отношениями концентраций газов CH 4 CH C H CH f 2 2 e 2 6 a 2 2 b Дефект CH 4 C2H 2 C2 H 4 H2 Э1 >0,7 0,1–1,0 <0,4 >0,3 Э4 – <0,1 >0,4 <0,3 Т <0,7 >1,0 >0,4 <0,3 Из табл. 5.12 видно, что выявляемых дефектов всего три, а применяемых для анализа отношений концентраций газов четыре; причем a, e и f изменяются в двух интервалах, а b – в трех. Кодированная таблица связи для данного случая формируется элементарно (табл. 5.13). Таблица 5.13. Кодированная связь дефектов и концентраций газов Дефект a b e f Э1 2 2 1 2 Э4 – 1 2 1 Т 1 3 2 1 Граф для анализа полноты диагностирования, составленный на основе табл. 5.13, имеет вид (рис. 5.10). 83 Рис. 5.10. Граф для анализа полноты диагностирования трансформатора с помощью методики Дорненбурга 5.8. Методика SIGRE Это также очень простая методика определения вида дефекта, суть которой отражает табл. 5.14. Таблица 5.14. Связь дефектов с концентрациями газов Отношение Концентрация Дефект газов газов Э1 Э4 1 10 b 1 1 e H2>100 ppm C2H2>20 ppm Σ(c1, c2)>500 ppm Т с>1 Σ(c1, c2, c3)>1000 ppm ДЦ d 3 d 10 ΣCOx>10000 ppm 84 В данной методике, кроме ранее рассмотренных, встречается новый дефект под названием «деградация целлюлозной изоляции», обозначенный как ДЦ. Для определения вида дефекта, наряду с оценкой соответствующего отношения концентраций газов, следует обратить внимание на абсолютные концентрации некоторых газов. Пусть, например, отношение c>1, тогда, чтобы идентифицировать дефект в виде «термического повреждения», необходимо чтобы сумма С1 и С2 углеводородов была больше 500 ppm или сумма С1, С2 и С3 углеводородов была больше 1000 ppm. 5.9. Методика IEEE В этой методике основной акцент делается на решении первой задачи – выявлении наличия дефекта [9]. Для этого предлагается ориентироваться на четыре уровня граничных значений концентраций растворенных газов, % об. (табл. 5.15). Правые значения второго уровня или равны, или несколько больше граничных значений [8] (за исключением СО2). В методике вводится новый диагностический параметр – общий объем растворенных горючих газов (ОРГГ), т.е. сумма всех газов, кроме СО2. Следует отметить, что этот параметр в выявлении дефектного состояния трансформатора играет основную роль, в то время как газ СО2 в анализе практически не используется. Ценность рассматриваемой методики заключается в ее логической естественности, что нашло отражение в разработанной нами блок-схеме ее возможного использования при компьютерном диагностировании (рис. 5.11). Переменные m1, n1, n2, n3 и n4 в представленном модуле выполняют функцию счетчиков соответствующего уровня. Перед первым обращением к модулю значения этих переменных должны быть обнулены. Что касается характера дефектов, то данная методика предлагает идентифицировать всего три вида дефектов: 85 совокупность термических (Т1+Т2+Т3+Т4) и Э3, Э4. Для этого используются те же отношения газов: a, b и c. Таблица 5.15. Граничные значения концентраций газов Уровни Газы 1 2 3 4 Н2 0,01 0,0101÷0,07 0,0701÷0,18 >0,18 СН4 0,012 0,0121÷0,04 0,0401÷0,1 >0,1 С2Н2 0,0001 0,0002÷0,0009 0,001÷0,0035 >0,0035 С2Н4 0,005 0,0051÷0,01 0,0101÷0,02 >0,02 С2Н6 0,0065 0,0066÷0,01 0,0101÷0,015 >0,015 СО 0,035 0,0351÷0,057 0,0571÷0,14 >0,14 СО2 0,25 0,25÷0,4 0,4001÷1 >1 ОРГГ 0,072 0,0721÷0,192 0,1921÷0,463 >0,463 86 Рис. 5.11. Блок-схема методики IEEE по выявлению наличия дефекта 87 5.10. Треугольник Дюваля Это первый пример подхода к определению характера дефекта не расчетно-логическим, как в ранее рассмотренных методиках, а графическим методом. Данный диагностический метод был разработан в 1974 г. известным канадским специалистом М. Дювалем (рис. 5.12) в энергетической компании Hydro-Quebec. Метод позволяет по значениям концентраций трёх газов (С2Н2, С2Н4, СН4) построить точку на графике, представленном в виде треугольника Рис. 5.12. Мишель Дюваль (рис. 5.13). Площадь треугольника, по методике Дюваля, разделена на семь зон. Каждая зона соответствует определённому дефектному состоянию трансформатора. Всего рассматривается семь дефектных состояний: Э1, Э3, Э4, ЭТ, Т2, Т3 и Т4. По принадлежности точки конкретной зоне определяется вид дефекта. Сначала рассмотрим, как строится треугольник Дюваля. Во-первых, этот треугольник равносторонний. На каждой стороне откладывается относительное значение содержания определенного газа, которое может меняться от 0 до 100 % по часовой стрелке. При этом сумма значений концентраций всех газов принимается за 100 %, а процентные концентрации каждого газа определяются от этой суммы. Во-вторых, при нанесении границ зон дефектов линии проводятся параллельно отстающей стороне треугольника, т.е. если точка берется на стороне СН4, то прямая из этой точки проходит параллельно стороне С2Н2, если точка берется на стороне С2Н4, то – параллельно стороне СН4 и т.д. 88 В третьих, для проведения линий и определения соответствующих зон используются значения, приведенные в табл. 5.16. Таблица 5.16. Координаты границ дефектных зон Дефект Сторона треугольника Точка, % Э1 СН4 98 Э3 С2Н4 С2Н2 23 13 Э4 С2Н4 С2Н2 23, 40 13, 29 ЭТ С2Н4 С2Н2 40, 50 4, 13, 15, 29 Т2 С2Н4 С2Н2 20 4 Т3 С2Н4 С2Н2 20, 50 4 Т4 С2Н4 С2Н2 50 15 В результате указанных построений получается треугольник Дюваля (рис. 5.13). При практическом использовании данного метода необходимо найти процентное содержание каждого газа, отложить его на соответствующей стороне треугольника и из каждой точки провести три линии параллельно отстающей стороне, которые пересекутся в одной точке. Местоположение этой точки определит зону и диагностируемый дефект. 89 Рис. 5.13. Треугольник Дюваля Предположим, в результате ХАРГ получены следующие значения концентраций растворенных газов (табл. 5.17). Таблица 5.17. Пример использования методики Дюваля Газ Концентрация, % об. СН4 0,32 С2Н2 0,8 С2Н4 0,48 Определяем процентные концентрации: CH 4 0,32 100 20 % ; 0,32 0,8 0,48 аналогично С2Н2=50 % и С2Н4=30 %. Откладываем эти значения на сторонах треугольника (рис. 5.13) и получаем дефект Э4. 90 Рассматриваемый метод не только наглядно показывает «место» дефекта, но и позволяет наблюдать за траекторией его развития, когда через определенное время делается несколько ХАРГ и получаемые точки последовательно наносятся на треугольник. В качестве недостатка метода можно назвать неполное использование диагностической информации, получаемой в результате ХАРГ. 5.11. Метод фирмы GATRON Этот метод был разработан в немецкой фирме GATRON GmbH. Он основывается на анализе семи газов, растворённых в трансформаторном масле. Здесь, кроме привычных водорода, метана, ацетилена, этилена и этана, рассматриваются пропилен (C3H6) и пропан (C3H8). Данный подход применяется в системах мониторинга силовых трансформаторов в ряде европейских стран. Как и в «Треугольнике Дюваля» интерпретация результатов хроматографического анализа выполняется путём геометрического построения точки на плоскости равностороннего треугольника, который в данной методике называется газовым треугольником дефектов (fault gas triangle) (рис. 5.14). Диагностирование только по трём газам в методике Дюваля, как уже отмечалось, в некоторых случаях может привести к ошибкам при определении вида дефекта, так как при анализе не рассматривается водород и другие газы. В методе фирмы GATRON набор газов весьма представительный, но поскольку речь идет о сторонах треугольника, то здесь предлагается такой подход: - одна сторона треугольника закрепляется за H2; - вторая – за C2H2; 91 - наконец, третья – за суммой газов, которую обозначим как CH4+. Рис. 5.14. Треугольник фирмы GATRON: • – примеры диагностических точек Под CH4+ понимается взвешенная сумма углеводородных газов CH4, C2H4, C2H6, C3H6, и C3H8. Она может быть измерена непосредственно датчиком при мониторинге или получена суммированием результатов полного хроматографического анализа. Также как и в методике Дюваля сумма H2, C2H2 и CH4+ принимается за 100 %. По результатам ХАРГ определяются доли (в процентах) каждой из трёх величин и затем откладываются на соответствующих сторонах треугольника. После этого проводятся прямые параллельно отстающей (если двигаться по часовой стрелке) стороне треугольника. Все линии, как и в Дювале, пересекутся в одной точке. В данном методе определяются следующие виды дефектов: Э1, Э3, Э4, Т2, Т3 и Т4 и, кроме того, ранее не 92 рассматриваемый дефект под названием «переток масла из бака контактора РПН», который обозначим как ПМ. На рис. 5.14 показан реальный пример диагностики неисправного трансформатора. Точка 2 была получена по результатам полного хроматографического анализа масла, выполненного в лаборатории (табл. 5.18); точки 1 и 3 получены с интервалом в несколько дней с помощью устройства TGM-D (Transformer Gas Monitor, см. табл. 3.3), используемого в системе мониторинга фирмы GATRON GmbH. Все три точки попали в область термического дефекта Т4. Таблица 5.18. Результаты хроматографического анализа полученные в лаборатории Газ Концентрация, % об. Н2 0,0096 СН4 0,0126 С2Н2 0,0008 С2Н4 0,0448 С2Н6 0,0071 С3Н8 0,0050 С3Н6 0,0449 СН4+ 0,0321 (расчётное) Процентные концентрации для сторон треугольника: С2Н2 Н2 0,0008 100 1,88 % ; 0,0008 0,0096 0,0321 0,0096 100 22,59 % ; 0,0008 0,0096 0,0321 93 СН4+ 0,0321 100 75,53 % . 0,0008 0,0096 0,0321 94 5.12. Метод ETRA Этот метод был разработан в компании Electra Technology Research Association (Япония) [10]. Для выявления характера дефекта анализируются отношения трёх газов: С2Н2, C2H4, C2H6. В отличие от двух предыдущих методов в данном случае строится не треугольник, а квадрат, на двух сторонах которого наносятся неравномерные шкалы. В площади квадрата выделены зоны, соответствующие тому или иному виду дефекта. Механизм выделения зон наглядно виден из рис. 5.15. Рис. 5.15. Квадрат ETRA Алгоритм определения вида дефекта достаточно прост: - рассчитываются отношения С2Н2/С2Н6 и С2Н4/С2Н6; - по оси абсцисс в масштабе откладывается значение отношения С2Н4/С2Н6, по оси ординат – значение отношения С2Н2/С2Н6; - точка пересечения перпендикуляров, восстановленных из 95 полученных точек, укажет на зону, соответствующую тому или иному виду дефекта. Если концентрация С2Н2 меньше, чем граница его определения, то этот газ считается отсутствующим. Отношение С2Н2/С2Н6 в этом случае не рассчитывается, а условно принимается равным 0,005. При этом в оборудовании можно диагностировать только термические дефекты. 5.13. Графические образы дефектов Данный метод графического построения образов разных дефектов в силовых трансформаторах также был предложен японскими исследователями. Эти образы строятся по концентрациям пяти газов: Н2, CH4, С2Н6, С2Н4, C2H2. Метод был разработан на основе практического опыта сопоставления фактически выявленных дефектов с концентрациями газов, полученными с помощью ХАРГ. Следует отметить, что эти образы строят для оборудования, в котором концентрации некоторых или хотя бы одного газа превышают граничные значения. Приведем алгоритм построения графического образа дефекта: 1. По результатам ХАРГ среди всех газов выбирают тот, который имеет наибольшую абсолютную концентрацию. 2. Определяют величину отношения каждого газа к газу, имеющему наибольшую концентрацию. Отношение газа с наибольшей концентрацией принимается за единицу, отношение остальных газов будут меньше единицы. 3. Строят график образа дефекта, на котором по оси абсцисс размещают газы строго в следующем порядке: Н2, CH4, С2Н6, С2H4, C2H2, а по оси ординат откладывают вычисленное отношение для каждого из этих газов. Полученные точки соединяют линией. 4. Сравнивают полученный график с тестовыми образами и выбирают тот, где достигается максимальное совпадение. Этот образ и определяет вид дефекта. 96 Например, в результате проведения ХАРГ были получены следующие концентрации газов, мкл/л: Н2=12, СН4=458, С2Н6=152, С2Н4=571, С2Н2=0. Газ, имеющий наибольшую концентрацию, – С2Н4. Определяются отношения всех газов к С2Н4: С2Н4/С2Н4=571/571=1; Н2/С2Н4=12/571=0,02; СН4/С2Н4=458/571=0,8; С2Н6/С2Н4=152/571=0,27; С2Н2/С2Н4=0/571=0. В соответствии с полученными отношениями строится график образа дефекта (рис. 5.16). Рис. 5.16. График образа дефекта Сравнивая полученный график с образами известных дефектов, находят такой, в котором достигается максимальное совпадение. Как правило, подобное сравнение выполняется 97 автоматически и соответственно численно оценивается степень совпадения. После чего определение вида дефекта затруднений не вызывает. Всего имеется порядка 12 образов дефектов, которые приведены в различных руководствах по интерпретации ХАРГ и, в частности, в [8]. 5.14. Лепестковая диаграмма Серьезная работа по интерпретации ХАРГ проведена коллективом специалистов Уральского Федерального университета [11, 12]. На этапе обнаружения дефекта ими предлагается использовать два уровня значений концентраций растворенных в масле газов: допустимый (ДЗ) и предельно допустимый (ПДЗ). В результате исследования факторов, влияющих на концентрации растворенных в масле газов, сделаны выводы о целесообразности дифференцировать ДЗ и ПДЗ следующим образом: - по способу защиты масла трансформатора (герметичные и негерметичные); - маркам масла (ГК, ВГ; ТКп и остальные); - сроку эксплуатации (до 3, 3–15, 15–27, 27–37, свыше 37 лет); - классу напряжения (35, 110, 220–500); - типу РПН (PC и остальные). Весь массив данных результатов ХАРГ был разделен на выборки в соответствии с найденными факторами влияния. Для нахождения значений ДЗ и ПДЗ концентраций газов для каждой выборки строилась интегральная функция распределения. Это оказалось возможным благодаря информации, накопленной в базе данных компьютерной системы «Альбатрос», разработчиками которой авторы данной методики являются. Для определения характера дефекта предлагается отображать состояние объекта на основе результатов ХАРГ в виде 8-ми лепестковой диаграммы, где по семи лучам откладываются 98 значения концентраций газов, а по восьмому лучу – их сумма, которая находится по формуле S 5 K n 1 i m (K CO K CO2 ) , где Ki – концентрации водорода и углеводородных газов; m – коэффициент масштабирования (обычно m=0,01); KСО – концентрация CO; KСО2 – концентрация CO2. Предварительно на лепестковой диаграмме формируется образ, соответствующий ДЗ (ПДЗ). Допустимые значения выбираются в зависимости от отмеченных выше конструктивных особенностей и срока эксплуатации оборудования. Затем на соответствующих лучах диаграммы отображаются полученные из ХАРГ концентрации всех газов (рис. 5.17). Рис. 5.17. Лепестковая диаграмма по результатам ХАРГ: 99 область, ограниченная пунктиром – зона бездефектного состояния; фигура, сформированная сплошными линиями – пример образа дефектного состояния объекта: превышены граничные значения по С2Н4 и СО2 Полученный образ дефектного состояния оборудования необходимо сопоставить с некоторым набором эталонных изображений. Для их получения были проанализированы многочисленные случаи результатов ХАРГ и последующих фактов вскрытия трансформаторов 35–500 кВ. После изучения собранных материалов было составлено 14 видов эталонных диаграмм, отображающих дефекты электрического и термического характера разной силы проявления. В методике разработана специальная процедура сравнения полученного изображения дефектного состояния с эталонными образами, предполагающая масштабирование полученного изображения, вычисление мер близости и родства, определение коэффициента опасности и других характеристик. Для этого предлагается специальная компьютерная программа. Появились работы, где высказываются замечания, направленные на усовершенствование методики лепестковых диаграмм. В частности, в [17] предложено: - изменить масштаб концентрации угарного газа с 1:100 на 1:1; - убрать ось суммарного значения концентраций газов, поскольку это требует дополнительных расчетов и не влияет на конечный результат. Анализируя методику лепестковых диаграмм в целом, можно сделать следующие выводы: - в ее основе лежит значительный фактический массив информации с результатами ХАРГ, накопленный почти за 20-ти летний период эксплуатации системы «Альбатрос» в различных энергокомпаниях РФ; - авторами, одними из первых вводится понятие «тренда» применительно к концентрациям газов, что в рассматриваемом контексте нам представляется важным диагностическим параметром; - несколько смущает уровень сложности и, соответственно, громоздкости предлагаемого инструментария; 100 наш опыт показывает, что методика становится популярной у специалистов, пока степень ее «прозрачности» не опускается ниже определенных пределов. 5.15. Пример постановки диагноза с помощью разных методик Приведенный обзор подходов к диагностике силовых масляных трансформаторов по результатам ХАРГ показывает, что за исключением некоторых случаев рассмотренные методики более или менее значительно отличаются друг от друга. Это понятно – все они были разработаны разными авторами, в разное время. Мы решили сравнить результаты, которые дают эти методики для одного конкретного случая (понятно, что подобных сравнений может быть сделано множество). С этой целью из базы данных экспертной системы «Диагностика+» [45] был взят один из результатов ХАРГ силового трансформатора, приведенный в табл. 5.19. Таблица 5.19. Пример результатов ХАРГ, % об. Н2 СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 С3Н6 С3Н8 СО СО2 0,0075 0,017 0,003 0,05 0,0048 0,0449 0,0050 0,02 0,16 На основе этих данных были рассчитаны следующие отношения: a C2 H 2 0,06 ; C2 H 4 с С2 H 4 10,41667 ; C2 H 6 b CH 4 2,266667 ; H2 е d CO2 / CO 8 ; f 101 С2 H 6 1,6 ; C2 H 2 C2 H 2 0,176471 ; CH 4 w C2 H 4 1,113585746 ; C3 H 6 1 / b 0,441176 ; 1/e 0,625 . После определения соответствующих отношений устанавливается диагноз с помощью табл. 5.3, 5.5, 5.7 и др. В табл. 5.20 приведено обобщение методик, используемых в них отношений газов и полученных на основе этих методик результатов. Таблица 5.20. Результаты при использовании методик интерпретации ХАРГ Методика a b c РФ + + + Т4 Роджерса + + + Т4 IEC 60599 + + + Т4 «ЗТЗ-Сервис» + + + Т4 MSS Дорненбурга SIGRE + + d w + + + f + + + e + 1/b + 1/e + Дефект Т5 Т + + не определен Дюваля Т4 GATRON Т3 ETRA + + Графические образы ЭТ Т4 Степень совпадения результатов диагностирования на основе случайно выбранного ХАРГ с помощью разных методик превосходит все ожидания. 102 6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ О СОСТОЯНИИ ТРАНСФОРМАТОРА НА ОСНОВЕ ХАРГ Приведенный обзор методов интерпретации результатов ХАРГ не исчерпывает всего многообразия работ, выполненных в этой области. Создание новых способов трактовки результатов ХАРГ продолжается и в настоящее время. В качестве примера можно привести работы [15, 16]. Происходящее свидетельствует о том, что универсального и общепризнанного руководства по ХАРГ, к сожалению, до сих пор не существует и специалисты обычно используют несколько способов получения ответа на два вопроса, которые были поставлены в начале раздела 5. В этом случае нередкими оказываются ситуации, когда, в отличие от приведенного выше примера, выводы и заключения разных методик противоречат друг другу. Из всего сказанного хотелось бы сделать следующие выводы. 1. ХАРГ и созданное разными специалистами его методическое обеспечение – это эффективный, но не самодостаточный метод диагностики состояния силовых трансформаторов. Возможности этого подхода наиболее гармонично проявляются в сочетании с другими методами оценки состояния силовых масляных трансформаторов. 2. Эффективность данного подхода можно максимизировать. Чтобы это сделать, предлагается двигаться в двух направлениях. Первое – статистическая обработка огромных массивов накопленной в электронном виде информации по ХАРГ и сопоставление этой информации с результатами вскрытия дефектных трансформаторов. Ведь остается еще достаточное количество неиспользованных возможностей. Возьмем, к примеру, отношения диагностических газов. Потенциально их количество равняется 21 (табл. 6.1). Очевидно, что симметричные клетки таблицы содержат обратные значения, поэтому не рассматриваются. 103 Таблица 6.1. Потенциальное количество отношений концентраций газов Газ СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 СО СО2 Н2 СН4/ Н2 С2Н2/ Н2 С2Н4/ Н2 С2Н6 /Н2 СО/Н2 СО2 /Н2 СН4 × С2Н2/СН4 С2Н4/СН4 С2Н6/СН4 СО/СН4 СО2/СН4 С2Н4/С2Н2 С2Н6/С2Н2 СО/С2Н2 СО2/С2Н2 С2Н6/С2Н4 СО/С2Н4 СО2/С2Н4 × СО/С2Н6 СО2/С2Н6 × СО2/СО С2Н2 × С2Н4 × С2Н6 СО Во всех рассмотренных здесь методиках для определения характера дефекта использовались только 6 отношений газов (табл. 6.2). Все оставшиеся потенциально могут коррелировать с различными дефектами, но эту корреляцию надо установить, что в современных условиях при достигнутых уровнях концентрации информации довольно легко сделать. Таблица 6.2. Используемые для анализа вида дефекта отношения Газ СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 СО СО2 Н2 b ! ! ! ! ! СН4 × f ! ! ! ! × 1/a e ! ! × 1/c ! ! × ! ! × d С2Н2 С2Н4 С2Н6 СО Примечание: ! – потенциальный источник информации. Второе – системно использовать всю доступную информацию (рис. 6.1). Представляется, что решение данной задачи возможно только на базе современных экспертных диагностических систем типа «Диагностика+», «Альбатрос» и др. В [13] говорится о специалистах, которые без всякой вычислительной техники практически безошибочно выполняют 104 диагностирование объектов, пользуясь весьма ограниченной информацией, но максимально опираясь при этом на свой собственный опыт, знания, интуицию. Однако на множестве энергопредприятий РФ количество подобных специалистов несоизмеримо мало и, к сожалению, увеличиваться вряд ли будет, поэтому будущим в повышении надежности функционирования электрооборудования являются новые технологии принятия решений, которые базируются на самых современных программных и компьютерных средствах. Рис. 6.1. Необходимая информация для заключения о состоянии трансформатора 105 Библиографический список 1. Бузаев, В.В. Роль и возможности хроматографии при оценке состояния высоковольтного электрооборудования / В.В. Бузаев, Ю.М. Сапожников // Электрические станции. – 2004 – № 9. – С. 57–60. 2. Смирнов, М.А. Оценка состояния трансформаторов по анализу растворенных газов в масле / М.А. Смирнов, Н.П. Фуфурин // Эксплуатация и совершенствование высоковольтных аппаратов и трансформаторов: кн. / М.А. Смирнов, Н.П. Фуфурин // Труды ВНИИЭ. – М.: Энергия. – 1976. – Вып. 49. – С. 24–31. 3. Смирнов, М.А. Газовыделение при повреждениях силовых трансформаторов / М.А. Смирнов // Эксплуатация и совершенствование высоковольтных аппаратов и трансформаторов: кн. / М.А. Смирнов // Труды ВНИИЭ. – М.: Энергия. – 1976. – Вып. 49. – С. 43–47. 4. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое. – М.: ЭНАС, 2000. – 255 с. 5. Дарьян, Л.А. Анализ качества устройства отбора проб, применяемых для хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционных жидкостях /Л.А. Дарьян, С.М. Коробейников // Электричество. – 2006. – № 12. – С. 62–64. 6. Бережной, В.Н. Актуальные проблемы диагностики мощных силовых трансформаторов / В.Н. Бережной // «Интеллектуальная электроэнергетика, автоматика и высоковольтное коммутационное оборудование» XI Международная научнотехническая конференция 8–9 ноября 2011 года г. Москва, Россия. 7. Захаров, А.В. Корреляционные характеристики диагностических параметров газов, растворенных в масле, при нормальном режиме работы трансформатора / А.В. Захаров // НРЭ. – 2002. – № 1. – С. 36–40. 8. РД 153–34.0–46.302–00. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле. – М., 2001. 9. IEEE Std C57.104-1991 / IEEE Guid for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers. 10. Committee on Special, «Conservation and Control of Oilinsulated Components by Diagnosis of Gas in Oil» // Electrical Cooperative Research Association. – 1980. – Publication № 36. – № 1, (in Japanese). 106 11. Структура экспертно-диагностической и информационной системы оценки состояния высоковольтного оборудования / И.В. Давиденко [и др.] // Электр.станции. – 1997. – № 6. – С. 25–27. 12. Давиденко, И.В. Идентификация дефектов в трансформаторах 35–500 кВ на основе АРГ [Электронный ресурс] / И.В. Давиденко, В.И. Комаров. – Режим доступа: http://www.energoboard.ru/articles/720-identifikatsiya-defektov-vtransformatorah-35-500kv-na-osnove-arg.html. 13. Сидельников, Л.Г. Диагностика масла [Электронный ресурс] / Л.Г. Сидельников, А.М. Сидунин, А.Ю. Сыкулов. – Режим доступа: http://silovoytransformator.ru/stati/diagnostika-masla-2.htm. 14. Шиллер, О.Ю. Определение граничных концентраций растворенных газов в масле шунтирующих реакторов // Энергоэксперт. − 2011. − № 2. − С. 38−42. 15. Назарычев, А.Н. Выявление комбинированных дефектов в электрооборудовании на основе хроматографической диагностики и теории факторного анализа / А.Н. Назарычев, И.Ю. Зеленцов // Энергоэксперт. − 2011. − № 2. − С. 80−89. 16. Танфильева, Д.В. Разработка моделей диагностики и оценки состояния силовых маслонаполненных трансформаторов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук. Новосибирск: НГТУ. – 2012. 17. Касимова, И.Х. Оценка нового метода интерпретации результатов хроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов // Электрик: Электроэнергетика. Новые технологии, 2012. – URL: http://www.online-electric.ru/articles.php?id=6. 18. РД 34.46.303-98. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. – М.: АО ВНИИЭ, 1998. – 48 с. 19. РД 34.46.502. Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газа из газового реле. 20. IEC 60567 (2011). Oil-filled electrical equipment – Sampling of gases and analysis of free and dissolved gases – Guidance (Электрооборудование маслонаполненное. Отбор проб газов и анализ свободных и растворенных газов. Руководство). 21. РД 34.43.206-94. Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом жидкостной хроматографии. 107 22. РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. – М.: АО ВНИИЭ, 1996. – 30 с. 23. РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. – М.; АО ВНИИЭ, 1996. – 42 с. 24. Аттестованная методика количественного хроматографического анализа воды в трансформаторном масле, НПО «Электрум». 25. МКХА i 01-99. Методика количественного хроматографического анализа. Определение содержания ионола в трансформаторных маслах методом газожидкостной хроматографии. НПО «Электрум». 26. МКХА f 01-99. Методика количественного хроматографического анализа. Определение содержания фурановых производных в трансформаторных маслах методом газожидкостной хроматографии. НПО «Электрум». 27. СТО 56947007-29.180.010.008-2008. Методические указания по определению содержания ионола в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии. 2007. 28. Смоленская, Н.Ю. Газохроматографический анализ трансформаторного масла на содержание в нем воздуха, воды, кислорода и азота / Н.Ю. Смоленская, Ю.М. Сапожников // Электрические станции. − 1994. − № 8. − С. 34−37. 29. OOMMEN et al., CIGRE Paris 1998, paper 12-206. 30. IEC 60599(1999)/Amd.1(2007). Mineral oil-impregnated electrical equipment in service − Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis. Amendment 1 (Электрооборудование с пропиткой минеральным маслом при эксплуатации. Руководство по интерпретации результатов анализа растворенных и свободных газов. Изменение 1). 31. Царев, H.И. Практическая газовая хроматография: учеб.метод. пособие для студентов химического факультета по спецкурсу «Газохроматографические методы анализа» // H.И. Царев, В.И. Царев, И.Б. Катраков. − Барнаул: Изд-во Алт. ун-та, 2000. − 156 с. 32. Практическая газовая и жидкостная хроматография: учеб. пособие / Б.В. Столяров [и др.] – С.Пб.: Изд-во С.-Петербург. ун-та, 2002. − 616 с. 108 33. Алексеев, Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов / Б.А. Алексеев. − М. Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. 34. Бережной, В.Н. Проблемы эксплуатации и долговечности трансформаторных масел. Повышение эффективности диагностики оборудования посредством использования масла, как диагностической среды / В.Н. Бережной 35. Залил масло – и вперёд! Новаторское решение по «трансформации» использования растительного масла. / Х.К. Мендес [и др.] // АББ Ревю 3/2007. – С. 53−57. – URL: http://www.abb.com/abbreview. 36. Липштейн, Р.А. Трансформаторное масло / Р.А. Липштейн, М.И. Шахнович. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 296 с. 37. Müller R., Soldner K. und Schliesing H., Elektrizitätswirtschaft 76 (11), pp. 345−349 (1977). 38. Dörnenburg E. und Hutzel O., ETZ-A 98 (3), pp. 211−215 (1977). 39. Arakelian, V.G. «The longway to the automatic chromatographic analysis of gases dissolved in insulating oil», IEEE Elect. Insul. Mag., vol. 20, no.6, pp. 8–25, Nov./Dec. 2004. 40. Roger, R.R. «IEEE and IEC Codes to Interpret Incipient Faults in Transformers Using Gas in Oil Analysis», IEEE Transactions on Electrical Insulation, vol. 13, no. 5, pp. 348-354, 1978. 41. Растворение пузырьков диагностических газов в трансформаторном масле / С.М. Коробейников [и др.] // Теплофизика высоких температур, 2011, том 49, № 5, С. 771–776. 42. СТО 56947007-29.180.010.009-2008. Методические указания по определению содержания фурановых производных в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии. 2007. 43. СТО 56947007-29.180.010.007-2008. Методические указания по определению содержания кислорода и азота в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии. 2007. 44. СТО 56947007-29.180.010.094-2011. Методические указания по определению содержания газов, растворенных в трансформаторном масле. 2011 45. Попов, Г.В. Экспертная система оценки состояния электрооборудования «Диагностика+» / Г.В. Попов [и др.] // Электрические станции. – 2011. – № 5. – С. 36–45. 109 Научное издание ВИНОГРАДОВА Людмила Владимировна, ИГНАТЬЕВ Евгений Борисович, ОВСЯННИКОВ Юрий Михайлович, ПОПОВ Геннадий Васильевич ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ В ДИАГНОСТИКЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ Редактор … Подписано в печать . Формат 60×80 1/16. Печать плоская. Усл. печ. л. . Уч.-изд. л. . Тираж 150 экз. Заказ № . ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». Отпечатано в УИУНЛ ИГЭУ 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34. 110 111
