Хроматографический анализ трансформаторного масла

Хроматографический анализ трансформаторного масла: как проводить?

Хроматографический анализ трансформаторного масла – один из самых эффективных методов ранней диагностики состояния изоляционных жидкостей. Он основывается на работе с растворенными газами, которые являются следствием разложения изоляции. Как правило, для проведения анализа необходимо определение таких газов, как водород, азот, кислород, этилен, ацетилен, оксид и диоксид углерода, метан. Чем качественнее выполнен хроматографический анализ, тем достовернее данные о состоянии изоляционной системы.

Впервые данный вид исследования был применен в 70-хх годах прошлого века в Англии. Первый опыт оказался успешным, поэтому далее хроматографический анализ начал использоваться в большинстве развитых стран.

Основные этапы хроматографического анализа трансформаторного масла:

  • отбор проб;
  • транспортировка отобранных проб в лабораторию;
  • выполнение подготовительных работ;
  • собственно хроматографический анализ;
  • работа с полученными результатами, выводы.

К преимуществам такого анализа относят возможность диагностики с высокой степенью достоверности развивающихся в трансформаторе дефектов, которые вызываются локальными перегревами и (или) электрическими разрядами. Одновременно с этим метод имеет и свои недостатки, которые выражаются в относительно большом времени измерений, существенных материальных затратах и потребности в химических реактивах. Наличие перечисленных недостатков пока не позволяет включить хроматографический анализ в программу экспресс-анализа трансформаторного масла.

Для получения как можно более достоверных результатов необходимо корректно выполнять отбор проб, проводить хранение и транспортировку проб в место проведения анализа.

Хроматографический анализ — Эксплуатация силовых трансформаторов

Оглавление

Осмотр трансформаторов

Режимы работы трансформаторов

Режим перегрузки трансформаторов

Эксплуатация трансформаторного масла

Хроматографический анализ

Ремонт трансформаторов

Испытания трансформаторов

Характеристики изоляции обмоток трансформатора

Испытания изоляции

Страница 5 из 9

Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев.

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н2, ацетилен С2Н2, этан С2Н6, метан СН4, этилен С2Н4, окись СО и двуокись СО2 углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен — перегрев активных элементов; этан — термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен — высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода — перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.

1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО2/СО, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.

При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания — метан и этилен. При этом отношение СО2/СО, как правило, меньше 5.

3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными газами с малым содержанием — метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород и ацетилен; характерными газами с любым содержанием — метан и этилен.

После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумя-тремя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора из работы прежде всего с дефектами группы 2. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и объем ремонтных работ.

Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по каким-то объективным причинам это невозможно осуществить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и хромотографическим анализом газов.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявлять не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее состояние изоляции его обмоток. Объективным показателем, позволяющим оценить степень износа изоляции обмоток трансформатора, является степень ее полимеризации, снижение которой прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (деструкции) изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопутствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси углерода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммарной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции. Образование фурановых производных является прямым следствием старения бумажной изоляции.

Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и контролировать требуемое содержание в трансформаторном масле антиокислительных присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансформатора от старения.

Хроматографический анализ трансформаторного масла

Эффективный метод выявления дефектов оборудования на ранней стадии развития, не обнаруживаемых традиционными способами

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

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

Для оценки состояния маслонаполненного оборудования используются газы: водород (Н2), метан (CH4), этан (C2H6), этилен (C2H4), ацетилен (С2Н2), угарный газ (CO), углекислый газ (CO2). Кроме этого, всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформатора и могут выделяться такие газы как пропан, бутан, бутен и другие, но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.
Состояние оборудования оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Важно различать нормальные и чрезмерные объемы газа. Нормальное старение или газовая генерация изменяется в зависимости от конструкции трансформатора, нагрузки и типа изоляционных материалов.

Взаимосвязь основных газов и наиболее характерных видов дефектов.

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

Дефекты трансформаторов, определяемые с помощью хроматографического анализа:

Наименование дефектов

Основные газы Характерные газы
Перегревы токоведущих соединений

С2Н4 — в случае нагрева масла
и бумажно-масляной
изоляции выше 600°С

Н2, СН4 и С2Н6

— нагрев и выгорание контактов переключающих устройств;
— ослабление и нагрев места крепления электростатического экрана;
— обрыв электростатического экрана;
— ослабление винтов компенсаторов отводов НН;
— ослабление и нагрев контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора;
— лопнувшая пайка элементов обмотки: замыкание параллельных и элементарных проводников обмотки и др

С2Н2 — в случае перегрева масла,
вызванного дуговым разрядом.

Перегревы элементов конструкции остова.
— неудовлетворительная изоляция листов электротехнической стали;
— нарушение изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура;
— общий нагрев и недопустимый местный нагрев от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах,
рессующих кольцах и винтах;
— неправильное заземление магнитопровода;
— нарушение изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец
при распрессовке и др.
Частичные разряды Н2 СН4 и С2Н2
с малым содержанием
Искровые и дуговые разряды Н2 или С2Н2 СН4 и С2Н2
с любым содержанием
Ускоренное старении и/или увлажнение твердой изоляции СО и СO2
Перегрев твердой изоляции СO2

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

Наименование оборудования Периодичность
для трансформаторов 110 кВ и выше не реже 1 раза в 6 месяцев
для герметичных вводов, имеющих удовлетворительные результаты регламентных испытаний
— для вводов 110-220 кВ
— для вводов 330-750 кВ
1 раз в 4 года
1 раз в 2 года

Преимущество этого метода состоит в том, что образцы масла можно отобрать в любое время без вывода оборудования из работы.
Детальную информацию по проведению и использованию хроматографического анализа трансформаторного масла вы можете получить из руководящих документов:

  • РД 153-34.0-46.302-00 «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле»
  • РД 34.46.303-98 «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов»

Если Вы хотите получить более подробную информацию, техническую консультацию, обсудить оптимальный вариант решения стоящей перед вами задачи, вы можете:
ПОЗВОНИТЬ: +7 (495) 315-68-02, +7 (495) 542-88-48 НАПИСАТЬ ПИСЬМО: diagnost@ntc-retec.ru ЗАПОЛНИТЬ заявку на сайте

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *