Глава 8

8. ДИАГНОСТИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ APГ

8.1. Периодичность проведения APГ для нормально работающих трансформаторов устанавливается один раз в 6 мес.

8.2. Для вновь вводимых в работу трансформаторов или прошедших капитальный ремонт с полным или частичным сливом масла анализ проводится перед вводом в эксплуатацию, в течение первых 3 сут. работы, через неделю, две недели, месяц, 3 мес., 6 мес. и далее через каждые 6 мес.

8.3. Для трансформаторов с предполагаемым дефектом периодичность отбора проб масла устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов, скорости их нарастания согласно п.6.4.

8.4. Если в результате анализа A_i < A_{гр i} и U^отн_i < 10% в месяц, то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль, газов производится по графику один раз в 6 мес.

8.5. Если в результате анализа A_i < A_{гр i}, но U^отн_i >> 10% в месяц, то трансформатор следует взять под учащенный контроль с периодичностью APГ, определенной по п.6.4.

8.6. Если в результате анализа A_i ≥ A_{гр i} и U^отн_i < 10% в месяц, провести повторный отбор пробы масла и анализ по APT для подтверждения результатов измерения и соответственно:

8.6.1. Проанализировать условия предшествующей эксплуатации с учетом факторов, влияющих на концентрации газов (см п.2.4).

8.6.2. По составу газов (см. п.2.2) и по отношениям пар газов (см. пп. 4.1 и 4.2 ) установить вид и характер дефекта,

8.6.3. Определить периодичность следующего отбора пробы масла (см.п. 6.4) и провести APГ.

8.6.4. Если в результате выполнения операций по п.8.6.3 скорость U^отн_i растет, то трансформатор оставить на учащенном контроле с периодичностью APГ, определяемой по п.6.4.

8.6.5. Если в результате выполнения операций по п. 8.6.3

A_i > A_{гр i}, то с учетом п.8.6.1 вновь определить вид и характер дефекта (см. пп.2.2, 4.1 и 4.2).

8.6.6. Сравнить вид и характер дефекта с определенным по п. 8.6.2 и если они не совпали, то прогнозировать вид и характер дефекта по последнему измерению.

8.6.7. Если A_i > A_{гр i} и скорость нарастания U^отн_i продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект) и становится больше 10% в месяц, следует планировать вывод трансформатора из работы с учетом рекомендаций разд.7.

8.6.8. Если A_i > A_{гр i}, а скорость нарастания остается постоянной, то для выяснения наличия очага повреждения проводится дегазация масла. Если во время дальнейших анализов, проведенных после дегазации масла с периодичностью 3-5 дн, значения концентрации газов не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии очага повреждения и такой трансформатор снимается с контроля к дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мec.

Если же после проведения дегазации масла вновь повышается содержание газов разложения при повторных APГ, следует планировать вывод трансформатора из работы.

8.6.9. Если A_i > A_{гр i}, U^отн_i остается постоянной, но больше 10% в месяц или концентрации газов неизменны, или начинают уменьшаться, то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно п.2.4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается "вглубь" (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода металлических шпилек и т.д.). В этом случае следует планировать вывод трансформатора из работы с учетом рекомендаций разд.7.

8.6.10. Если A_i ≥ A_{гр i}, но при дальнейших учащенных отборах проб масла и проведении APГ обнаруживается устойчивая тенденция к уменьшению концентраций (например, была произведена доливка старым маслом, не прошедшим дегазацию), то при A_i < A_{гр i} такой трансформатор снимается с учащенного контроля и для него устанавливается периодичность проведения АРГ один раз в 6 мес.

8.7. Для трансформаторов с РПН учитывая особенности их конструктивного выполнения, рекомендуется:

8.7.1. Для РПН в навесных баках в целях определения возможного перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать пробу масла из баков контактора и трансформатора.

8.7.2. Если измеренные концентрации одного или нескольких газов в обеих пробах масла одинаковые, это указывает на переток газов.

8.7.3. В этом случае следует проверить состояние контактов контактора и состояние уплотнения между баками контактора и трансформатора. Если выявлен дефект, его следует устранить.

8.7.4. Для РПН погружного типа может быть три вида дефектов:

переток из бака контактора в бак трансформатора (это имеет место в самом баке трансформатора);

переток в расширителе по уровню масла;

переток газовой фазы по надмасляному пространству, если перегородка в общем расширителе выполнена не до самого верха.

8.7.5. Для РПН погружного типа отборы проб в целях выявления перетока следует производить из масла в баке трансформатора и из масла в расширителе трансформатора.

8.7.6. Если концентрации газов в пробе масла из бака трансформатора выше, чем в пробе масла из расширителя, то диагностика выполняется в соответствии с п.8.6.

8.7.7. Если концентрации газов в пробе масла из расширителя и в пробе масла из бака трансформатора примерно одинаковые, то имеет место переток газов из расширителя контактора, а оттуда в бак трансформатора, который следует устранить при очередном ремонте.

8.8. При срабатывании газового реле на сигнал или на отключение для диагностики возможного дефекта следует:

8.8.1. Отобрать пробу газа из газового реле (свободный газ) и одновременно пробу масла из бака трансформатора.

8.8.2. Определить концентрации газов отдельно в каждой из отобранных проб ( A_{C i} и A_i ).

8.8.3. По подученным концентрациям газов, растворенных в масле из бака трансформатора, рассчитать концентрации этих же газов, соответствующих равновесному состоянию с газовой фазой, по формуле

, (8)

где A_{Г i} - концентрация i-го газа в равновесии с газовой фазой, (% об.); A_i - концентрация i-го газа а в масле из бака трансформатора, (% об.); K_i - коэффициент растворимости i-го газа в масле, принимается по табл. 5.

8.8.4. Сравнить концентрации свободного газа (A_{C i} ) с расчетным значением A_{Г i} и соответственно:

8.8.4.1. Если концентрации A_{C i} примерно равны A_{Г i}, это свидетельствует о медленно развивающемся дефекте, достигшем опасной стадии развития. Вид и характер дефекта может быть установлен в соответствии с настоящими Методическими указаниями по составу газов в масле.

Трансформатор должен быть выведен из работы для устранения дефекта.

Таблица 5

Значения коэффициентов растворимости ( К_i ) газов в масле (при температуре 20°С и давлении 760 мм рт.ст.)

Наименование газа	K	Наименование газа	К
Водород	0,05	Окись углерода	0,09
Метан	0,4	Двуокись углерода	1,0
Ацетилен	1,1	Кислород	0,16
Этилен	1,5	Азот	0,09
Этан	2,4

8.8.4.2. Если концентрации A_{C i} значительно больше, чем A_{Г i}, это свидетельствует о быстро развивающемся дефекте, как правило, электрического вида. Обычно такие дефекты характеризуются высокими концентрациями Н₂ и С₂Н₂ в пробе газа из газового реле. В этом случае трансформатор требуется немедленно вывести из работы для устранения дефекта.

8.8.4.3. Если в пробах масла из бака трансформатора и из газового реле обнаружены только O₂ и N₂ или O₂ и N₂ в сочетании с незначительными концентрациями других газов, характерных для старения масла (СН₄, Н₂, СО и СО₂ ), то следует определить соотношения O₂ и N₂. При соотношении O₂ и N₂ для пробы из газового реле в пределах 1:20 ё 1:60 (в пробе масла 1:8 ё 1:10) имеет место "подсос" воздуха в результате нарушения герметичности в системе охлаждения ДЦ. При соотношении O₂ и N₂ 1:4 и абсолютном содержании O₂ ≈ 20% и N₂ 80% и отсутствии других газов в газовом реле можно считать, что имело место ложное срабатывание газового реле

8.9. Во всех случаях при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора, в котором подозревается наличие того или иного дефекта, следует учитывать:

возможность появления характерных газов, не связанных с дефектом трансформатора (например, неисправности в системе охлаждения, повреждения системы защиты масла и т.п.);

особенности эксплуатации трансформатора;

рекомендации завода-изготовителя.

Пример диагностики эксплуатационного состояния трансформатора приведен в приложении 2.

Предыдущая страница <<<< Главная страница >>>> Следующая страница