ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ 3

При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции имеет черно-коричневый цвет и отчетливо вы-деляется на фоне остальной части изоляции. На ней могут быть видны ветвистые побеги, представляющие собой следы разряда.
Дефекты второй группы наиболее опасны в том случае, если они расположены в непосредственной близости от твердой изоляции, также при неисправности токоведущих соединений. Если повреждение затронуло твер-дую изоляцию, это может быть установлено по росту концентрации углекислого газа, особенно при сравнении с данными анализа для соседнего такого же трансформатора. Опасная неисправность токоведущих частей определяется измерением электрического сопротивления обмоток постоянному току.
Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь, как и при повреждениях первой груп-пы. В общем случае повышенное содержание этилена и ацетилена при нормальном содержании углекислого газа указывает на перегревы конструкционных частей или магнитопровода. В этом случае капитальный ре-монт следует провести в ближайшие 6 мес. Естественно, при решении вопроса о выводе в ремонт нужно учи-тывать возможность появления газов по иным причинам, не связанным с дефектом самого трансформатора, повреждение двигателей электронасосов системы охлаждения, проникновение газов из контактора устройст-ва РПН и др.
При выводе в ремонт трансформаторов с повреждениями второй группы в месте повреждения находят вяз-кие или твердые продукты разложения масла черного цвета.
При вводе в работу трансформатора после капитального ремонта хроматографический анализ в течение первого месяца может показать наличие ранее обнаруженных газов. Если дефекты при ремонте были устра-нены, то концентрация характерных газов (кроме углекислого) в дальнейшем уменьшается, а углекислого газа — не изменяется. Увеличение концентрации свидетельствует о том, что дефект при ремонте не был устранен.
Для трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, а также для других трансформаторов, в которых на основании анализа предполагалось повреждение твердой изоляции, но оно не было выявлено при капи-тальном ремонте, проводится расширенный анализ растворенных и масле газов. Оценка степени опасности предполагаемого повреждения производится по отношениям концентрации газов в соответствии с данными табл. 4.
Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоляции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предположить его наличие можно в том случае, если на него указывают не менее двух от-ношений в приведенной таблице. Эксплуатация таких трансформаторов допускается только с согласия заво-да-изготовителя.
Если обнаружены частичные разряды в масле, нужно убедиться, что возникший дефект не затрагивает твер-дую изоляцию. Для этого хроматографический анализ растворенных в масле газов следует повторять через каждые две недели. Если в течение 3 месяцев отношения не изменяются, то твердая изоляция не затронута.
Дополнительным подтверждением повреждений, выявленных по указанным отношениям, является скорость изменения концентрации газов. Свидетельством наличия опасного дефекта является увеличение концентра-ции ацетилена при частичных разрядах в масле на 0,004 -0,01 % в месяц и более, при частичных разрядах в твердой изоляции 0,02—0,03 % в месяц. Для перегревов (последняя колонка таблицы) характерно снижение скорости нарастания концентрации газов в первую очередь метана и ацетилена, при этом рекомендуется провести дегазацию масла в баке трансформатора с последующим отбором проб 1 раз в 2 недели.
В общем случае периодичность отбора проб для хроматографического анализа растворенных в масле газов - 1 раз в 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ дополнительно производится отбор пробы через 2 недели после включения.
Благодаря высокой эффективности диагностики состояния трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов в ряде энергосистем (на Украине, в Мосэнерго и др.) уменьшен объем работ по традиционным измерениям характеристик изоляции трансформаторов, требующим их отключения.

Оставить комментарий