CC BY
7
изоляции стяжных шпилек или консолей, что позволило определить зону расположения дефекта, оценить работу радиаторов систем охлаждения трансформатора и т.п [5].
Известно, что при изменении теплового состояния трансформатора может произойти обмен масла между его объемами, которые находятся в баке трансформатора и маслорасширителе. При стабилизации теплового процесса теплообмен между объемами масла может происходит за счет теплопередачи. Если при осмотре с помощью тепловизора выхлопной трубы трансформатора виден уровень масла, а также характер изменения температуры по высоте трубы, то при работе трансформатора с нагрузкой просматривается также и уровень масла в его маслорасширителе.
В отдельных случаях в маслопроводе, который соединяет крышку трансформатора с маслорасширителем, может происходить быстрое падение температуры как на поверхности маслопровода непосредственно после газового реле, так и отсечного клапана. Причины таких аномалий нужно изучать с учетом конструкции трансформатора, диаметра маслопровода, нагрузки, а также других факторов, что может быть обусловлено дефектом плоского крана, расположенного у газового реле.
Использованные источники:
1. Методика проведения тепловизионного обследования. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.technoac.ru/news/articles/art-8.
2. Алексеев Б.А. Крупные силовые трансформаторы: контроль состояния в работе и при ревизии. - М.: Энергопрогресс, 2010. - 88 с.
3. Паперный Л.Е., Алейникова М.В. Эксплуатация силовых трансформаторов. - Минск: БНТУ, 2015. - 148 с.
4. Овсянникова А.Г., Осотова В.Н. Трансформаторы: эксплуатация, диагностирование, ремонт и продление срока службы. - Екатеринбург: Изд-во Автограф, 2010. - 232 с.
5. Средства и методы диагностики. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.vlsu.ru/fileadmin/Kadry_dlja_regiona/15/15_2_4/15 -2-41_2013_credcrva_u_metodu.pdf.
УДК 621.314
Багаутдинов И.З.
младший научный сотрудник НИЛ госбюджетных НИР
ФГБОУВО «КГЭУ» Россия, г. Казань ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В статье рассматриваются основные причины износа трансформаторного оборудования. Проводится оценка срока годности и остаточного ресурса трансформатора.
Ключевые слова: трансформаторное оборудование, износ изоляции, степень полимеризации.
Bagautdinov I.Z.
ASSESSMENT OF A STATE AND RESIDUAL RESOURCE OF THE TRANSFORMER EQUIPMENT
In article basic reasons of wear of the transformer equipment are considered. The assessment of an expiration date and residual resource of the transformer is carried out.
Keywords: transformer equipment, wear of isolation, extent of polymerization.
В настоящее время значительное количество силовых трансформаторов 110 кВ и выше эксплуатируемых в России отработало определенный стандартами минимальный срок службы 25 лет. Замена таких трансформаторов на новые не всегда целесообразно, если их основные элементы еще работоспособны. Поэтому разработка надежных методов и средств, позволяющих правильно оценить работоспособность конкретного трансформатора и прогнозировать возможность его дальнейшей эксплуатации, является актуальной задачей.
Важным вопросом является оценка ресурса бумажной изоляции обмоток трансформатора. Процесс старения изоляции зависит от степени ее увлажнения и загрязнения изоляционных промежутков. Загрязнению изоляционных промежутков способствуют процессы старения трансформаторного масла, продукты разложения которого, отлагаясь на поверхности изоляции, снижают ее изоляционные характеристики, затрудняют отвод тепла или просто разрушают изоляцию вследствие химических реакций. Присутствие в трансформаторе износов, представленных в табл. 1, указывают о высоком риске его износа при последующей эксплуатации трансформатора. По причине этого необходимо принять меры по их устранению [1].
Таблица 1
Присутствие дефектов при возможности последующей эксплуатации Огромный риск поломки при последующей эксплуатации
Относительное содержание влаги в масле при эксплуатационной температуре - выше 20% (наличие в волокнах влаги - выше 2,5%) Относительное содержание влаги в масле при эксплуатационной температуре -выше 40-50% (наличие в волокнах влаги - выше 6-7%). Присутствие в масле свободной воды
Относительное содержание влаги в масле при эксплуатационной температуре - выше 40%; содержание в картоне влаги - выше 1,5-2% Относительное содержание влаги в масле при эксплуатационной температуре -выше 40-50%; содержание в картоне влаги - выше 3-4%
Засорение частицами: присутствие частиц размеров 5-1500 мкм в объеме выше 1000 в 10 мл масла Засорение частицами (уровень засорения масла больше 10-12): присутствие наглядных и проводящих частиц
Получение соединений углерода в зонах нагрева с температурой выше 500°С. Содержание влаги в витковой изоляции при насыщении газом масла - выше 1,0-
Получение парообразования ацетилена в зонах интенсивного нагрева при температуре более 800°С. Получение из изношенного масла на картоне шлама под воздействием поля электрического 1,5%. Присутствие пузырьков газа в масле. Уменьшение электрической надежности масла из-за износа ниже предельных параметров
Периодичность частичных разрядов - в интервале 500-1000 пКл (дефект грубый -1000-2500 пКл) Периодичность частичных разрядов (ЧР) более 2500 пКл (уровень критичности ЧР - 100000 пКл)
Срок годности L и оставшийся ресурс трансформатора Lост, при отсутствии износов (и дефектов), могут быть проанализированы на базе различия степени полимеризации (СП) бумажной изоляции.
Срок годности трансформатора вычисляют по следующей формуле:
L = Ж • (1/СП0 - 1/СПк),
где L - срок годности, ч; К - показатель старения, который зависит от состояния и температуры изоляции бумажной; СП0 - уровень полимеризации изоляции бумажной неработоспособного трансформатора; СПк - уровень полимеризации изоляции бумажной к окончанию срока годности трансформатора.
Конечный трансформатора ресурс, который проработал t часов, вычисляют по следующей формуле: Lост = • ^^ГО - УОПк), где СГО -уровень полимеризации изоляции бумажной трансформатора, который проработал t часов [2].
Анализ ресурса остаточного осуществляют исходя из уменьшения СП к окончанию срока годности трансформатора до 200-250. Для анализа остаточного ресурса нужно выявить СП более нагретых твердых изоляционных зон. Выявление СП примеров изоляции необходимо производить по способу, указанному в ГОСТ 25438-82 [3].
Для трансформатора, который находится в работе, показатели СП примера картона составило 800. Его коэффициент износа К, при условии последующей эксплуатации с окисленным маслом при температуре 90°С, соответствует К=2,5240-8. Причем остаточная годность Lост получиться:
Lост = (1/200 - 1/800)/2,52-10-8 = 2,57-105 ч, т.е. Lост « 17 лет.
Фактическое окончание срока годности трансформатора (время достижения конечного состояния) выявляют при наличии хотя бы одного из представленных факторов: уменьшение степени полимеризации изоляции бумажной до 200-250; присутствие дефектов в конструкции необратимых; экономически нецелесообразность продления работы трансформатора при низких технико-экономических показателях.
Степень увлажненности изоляции твердой анализируют по характеру изменения содержания влаги в масле после начала нагрева трансформатора до температуры 65±5^ и поддержании при данной температуре в период трех дней.
Перед началом нагрева для каждого адсорбционного фильтра закрывают один кран для предотвращения протечек масла, а также адсорбции
влаги из масла фильтров силикагеля. Монтируют следующие термосигнализаторы уставки: 70°С - сигнализация, 80°С - выключение.
Процесс прогрева трансформатора контролируют при помощи выключения вентиляторов части охлаждения системы. Быстрота увеличения температуры при прогреве - не выше 5°С/ч. Неизменность температуры при выдержке обеспечивают с помощью изменения числа эксплуатируемых вентиляторов.
Процесс прогрева с периодичностью 1-2 часа фиксируют следующие показатели: температуру поверхности слоев масла в трансформаторном баке и окружающего наружного воздуха; показатель уровня масла в расширителе; давление масла включениях; состояние охлаждения системы (число работающих вентиляторов); получение замечаний.
Взятие проб масла из трансформаторного бака для измерения содержания влаги осуществляют перед нагревом, с достижением температуры выдержки (65°С) и после 12, 24, 48 и 72 ч затем достигают температуру выдержки.
Показатель уровня содержания в картоне влаги (' после выдержки в периоде 3-х дней при температуре 65 ± 5°С вычисляют по следующей формуле: W = '0 + 10Д', где '0 -содержание влаги картона в обстановке равновесия до нагрева; Д' - повышение содержания влаги в масле за период выдержки при температуре 65±5°С [4].
Растворимость воды (г/т) в подобных маслах, используемых в российских трансформаторах, при 60 и 70°С составляет, равное: для марки масла ГК - 200; для марки масла Т-750 - 260, для марки масла ТКП - 320.
Анализ состояния влагосодержания в трансформаторе осуществляют по результатам испытаний: «Сухой» трансформатор - содержание влаги в изоляции твердой находится в диапазоне 0,5-1,0%; не получено характерного изменения содержания в масле влаги при изменении температуры (неизменно меньше 15 г/т); относительное содержание в масле влаги - не выше 3% при 60-70°С.
«Нормальный» трансформатор - содержание влаги в твердой изоляции составляет в интервалах 1-1,5%; низкое (не выше чем в 2 раза) увеличение содержания в масле влаги после нагрева; относительное содержание в масле влаги - не выше 5% при 60-70°С.
«Увлажненный» трансформатор - относительное содержание влаги в масле в интервале минимальных эксплуатационных температур более 50%.
«Влажный» трансформатор - содержание влаги в твердой изоляции более 3%.
Использованные источники:
1. Алексеев Б.А. Крупные силовые трансформаторы: контроль состояния в работе и при ревизии. - М.: Энергопрогресс, 2010. - 88 с.
2. Овсянникова А.Г., Осотова В.Н. Трансформаторы: эксплуатация, диагностирование, ремонт и продление срока службы. - Екатеринбург: Изд-
во Автограф, 2010. - 232 с.
3. ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения. - М.: Стандартинформ, 2005. - 41 с.
4. Паперный Л.Е., Алейникова М.В. Эксплуатация силовых трансформаторов. - Минск: БНТУ, 2015. - 148 с.
УДК 621.314
Багаутдинов И.З.
младший научный сотрудник НИЛ госбюджетных НИР
ФГБОУВО «КГЭУ» Россия, г. Казань
ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ПОМОЩЬЮ АНАЛИЗА РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ
В статье рассматриваются вопросы диагностики дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.
Ключевые слова: диагностика трансформаторного оборудования, хроматографический анализ газов.
Bagautdinov I.Z.
DIAGNOSTICS OF THE TRANSFORMER EQUIPMENT BY MEANS OF THE ANALYSIS OF THE GASES DISSOLVED IN OIL
In article questions of diagnostics of defects of the transformer equipment by results of chromatographic analysis of the gases dissolved in oil are considered.
Keywords: diagnostics of the transformer equipment, chromatographic analysis of gases.
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 [1].
Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в
