Глава 2

2. СОСТАВ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ВОЗМОЖНЫМИ РАЗВИВАЩИМИСЯ ДЕФЕКТАМИ

2.1. Газы, наиболее характерные для определенного вида дефекта:

водород - дефекты электрического характера (частичные разряды, искровые и дуговые разряды);
ацетилен - искрение, электрическая дуга, нагрев выше 700°С;
этан - термический нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур до 300°С;
этилен - высокотемпературный (выше 300°С) нагрев масла и бумажно-масляной изоляции.

2.2. Состав растворенных в масле газов зависит от характера развивающегося в трансформаторе повреждения, по полученным данным APГ можно ориентировочно предположить вид развивающегося дефекта.

В табл.1 приведены характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов, а в табл.2 - вероятные причины появления растворенных газов в масле дефектных трансформаторов.

Таблица 1

Характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов

Гaз	Состав газов
	при электрическом разряде						при нагреве
	дуговом		искровом		частичном		до 300°С вкл.		св.300 до 700°С вкл.	св.700°С
	Масло	Бумага и масло	Масло	Бумага и масло	Масло	Бумага и масло	Масло	Бумага и масло	Масло	Масло
Водород	а	а	а	а	а	а	г	г	в	в
Метан	б	б	в	в	в	в	б	б	б, в	б, в
Этан	г	г	г	г	г	г	а	а	г	г
Этилен	б	б	в	в	г	г	в	в	а	а
Ацетилен	а	а	а	а	в, д	в, д	-	-	г	б, в
Окись углерода	г	б	г	в	г	в	г	б, в	г	г
Двуокись углерода	г	в	г	в	г	в	г	а	г	г

Условные обозначения: а - основной газ для данного дефекта; б - характерный газ с высоким содержанием; в - характерный газ с малым содержанием; г - нехарактерный газ; д - только при высокой плотности выделяемой энергии.

Таблица 2

Состав газов и вероятные причины их появления в масле дефектных трансформаторов

Состав растворенных в масле газов	Вероятные причины появления газов
1. СО2 , СО2+СО ( С02 – основной газ, СО – характерный газ с любым содержанием	Трансформатор перегружен; высокая влажность масла; термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию
2. Н2 ,CH4 (Н2 – основной газ, СН4 - характерный газ с малым содержанием)	Частичные разряды в масле
3. Н2 ,СН4 , С2Н2 ,С2Н4 ,СО2 ( H2 и C2H2 - основные газы; СН4 и C2H4 - характерные газы с высоким содержанием; СO2 – нехарактерный газ)	Дуговой разряд высокой энергии, вызывающий разложение масла
4. То же, что и в п.3, но отсутствует ацетилен	Высокотемпературный нагрев масла
5. H2 , CH4 , С2Н2 , C2H4 , C2H6 ,СО и CO2 ( H2 и C2H2 - основные газы; CH4 и C2H4 - характерные газы с высоким содержанием; СО – характерный газ с малым содержанием; C2H6 – нехарактерный газ)	Высокотемпературное дугообразование, затрагивающее твердую изоляцию
6. C2H6 , СН4 , CO2 , СО и H2 ( СО2 и С2H6 - основные газы; СН4- характерный газ с малым содержанием; СО - характерный газ с любым содержанием; H2 - нехарактерный газ)	Термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию. Температура в зоне нагрева до 300°С

Определение основного и характерных газов по результатам APГ производится следующим образом:

2.2.1. Рассчитываются относительные концентрации газов по формуле

, (1)

где ai - измеренное значение концентрации i -го газа;

Агрi - граничные концентрации i-го газа (согласно разд.3 настоящих Методических указаний).

2.2.2. По расчетным относительным концентрациям максимальное значение аimax соответствует основному газу (кроме СO2 ; СO2 - основной газ, если аCO2 > 1 );

аiі 1 - характерный газ с высоким содержанием;

0,1Ј аi<1 - характерный газ с малым содержанием;

аi<0,1- нехарактерный газ.

2.3. Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов ( Аi0 ) и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.

При этом, если измеренные концентрации Аi0 превышают пороговую чувствительность ( МAi см. п.1.1.2), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.

2.4. При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформатора необходимо учитывать условия его эксплуатации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава растворенных в масле газов нормально работающих трансформаторов.

2.4.1. Эксплуатационные факторы, вызывающие увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

увеличение нагрузки трансформатора;
перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителя и т.д.;
доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;
проведение сварочных работ на баке;
повреждения масляного насоса с неэкранированным статором;
перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.);
перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках;
переток газов из бака контактора РПН в бак трансформатора, имеющего РПН типов РС-3 и РС-4;
сезонные изменения интенсивности процесса старения и т.п.

2.4.2. Эксплуатационные факторы, вызывающие уменьшение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла;
уменьшение нагрузки
замена силикагеля;
длительное отключение;
дегазация масла;
доливка дегазированным маслом;
частичная или полная замена масла в баке трансформатора;
заливка маслом под вакуумом, в том числе - частичным вакуумом;
замена масла в маслопроводах, навесных баках, избирателе устройств РПН, расширителе и др.

В приложении 1 приведены примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.