Трансформаторное масло широко используется для охлаждения, изоляции и гашения дуги в электрических устройствах. В состав трансформаторного масла входят нафтены, парафины и ароматические углеводороды. Массовая доля других веществ в масле, как правило, не превышает 4-5% (в новом масле).

Рабочие параметры трансформаторного масла

Работа трансформаторного масла оценивается по следующим параметрам:

• тангенс угла диэлектрических потерь. Достаточная диэлектрическая прочность масла достигается удалением воды и механических частиц;
• температура застывания. Чем ниже эта температура, тем лучше мало функционирует при низких температурах;
• вязкость. Этот параметр должен быть минимальным, что обеспечит эффективный отвод тепла от горячих деталей;
• окислительная стабильность. Масло не должно быть подвержено значительному окислению в процессе работы. Эту характеристику можно улучшить с помощью специальных ингибиторных добавок;
• точка вспышки не должна превышать 135°C.  Масло не должно возгораться ниже указанной температуры.

Функции трансформаторного масла

Трансформаторное масло выполняет, по крайней мере, четыре функции в трансформаторе. Масло служит изолятором, охлаждает трансформатор и гасит дуговые разряды. Также в масле растворяются газы, возникающие в связи с окислением масла, влагу и газы от распада целлюлозной изоляции, а также газы и влагу из атмосферы. Внимательное наблюдение за газами, растворенными в масле, а также за другими свойствами масла, дает наиболее точную информацию о состоянии трансформатора. Важнейший инструмент диагностики состояния  трансформатора – наблюдение трендов путем сравнения разных анализов количества растворенных газов и понимание этой информации.

Анализ растворенных газов

Через месяц службы и ежегодно, и даже чаще, в случае проблем, следует проводить анализ растворенных газов. Это анализ, несомненно, является самым важным средством определения состояния трансформатора. Анализ растворенных газов чаще всего является первым указателем на проблему, и указывает на ухудшение состояния изоляции и масла, на перегрев, наличие локальных горячих точек, частичных и дуговых разрядов. Состояние масла отражает состояние трансформатора в целом. Для анализа растворенных газов образец масла отправляют в лабораторию на испытания. Наиболее важными индикаторами являются скорость образования отдельных газов и общего количества горючих газов (TCG), согласно стандартам International Electrotechnical Commission (IEC) 60599 [13] и IEEE C 57-104™ [12].

ВНИМАНИЕ:

Результаты анализа растворенных газов не будут точными, если трансформатор был отключен и успел остыть, если трансформатор новый, или если после обработки масла в нем прошло менее 1 или 2 недель.

Ниже представлено руководство по интерпретации результатов анализа и предлагаемые действия на основе анализа. При работе с трансформаторами не существует простых и точных ответов. Трансформаторы – очень сложные и дорогие устройства; и каждый трансформатор отличается от других.

Решения должны быть основаны на компетентных суждениях, исходя из всех доступных данных, после консультаций с компетентными специалистами. Периодическое проведение анализа растворенных газов и его правильная интерпретация, а также периодические осмотры (описаны выше) – ключевые мероприятия для продления жизни трансформатора. Каждый новый анализ растворенных газов следует сравнивать с предыдущим для определения тенденций и скорости газообразования.

Следует отметить, что хотя ниже будут приведены примеры, универсальных средств интерпретации результатов анализа растворенных газов не существует [16]. Трансформаторы – это очень сложные устройства. В баке трансформатора взаимодействуют старение, химические реакции, электромагнитные поля, температурное расширение и сокращение, изменение нагрузки, гравитация и другие силы. Снаружи – сквозные короткие замыкания, скачки напряжения, широкий диапазон колебания температур и другие силы (например, магнитное поле и гравитация Земли) влияют на трансформатор.

Не существует (или почти не существует) готовых решений по интерпретации DGA; даже среди экспертов нет единого мнения. Консультации, опыт, изучение, сравнение с предыдущими DGA, хранение записей об истории состояния трансформатора и обнаруженных при разборке трансформатора в прошлом проблем улучшают понимание и помогают обеспечить долгий срок службы этого важнейшего оборудования.

Очень важно хранить записи о состоянии каждого отдельного трансформатора. Если в прошлом на трансформаторе произошло сквозное замыкание, перегрузка, проблемы с охлаждением, или рядом ударила молния – такая информация очень важна для определения происходящих внутри трансформатора процессов. Когда трансформатор новый, как можно скорее следует провести испытания для определения исходных параметров. Такой комплекс испытаний должен включать в себя DGA, коэффициент мощности и другие тесты (больше о них – в Разделе 9, “Испытания Трансформатора”). Таблица 6 содержит сводку об анализе растворенных газов трансформатора. Таблица 7 – фактический пример DGA настоящего трансформатора Reclamation.

Таблица 7 Трансформаторное масло

ВНИМАНИЕ:

Для того, чтобы пользоваться этой таблицей, требуется инженерный опыт в области трансформаторов. Возможны различные варианты действий, от самых простых — например, отправить дополнительный образец масла в лабораторию, до сложных, таких как развернутый анализ состояния трансформатора. Также может потребоваться ремонт, осмотр внутренних компонентов трансформатора и/полная замена трансформатора.

Диапазон условий показывает сборные данные согласно IEEE C57-104, IEC 60599, Delta X Research’s Transformer Oil Analysis и многолетнему опыту работы с трансформаторами. Таблица была составлена Кларенс Херрон (Clarence Herron) из Glen Canyon Field Office of Reclamation.

Метод ключевых газов

Этот метод интерпретации результатов DGA изложен в IEEE [12]. Ключевые газы, образованные в результате распада масла и бумажной изоляции — это водород (H2), метан (CH4), этан (C2H6), этилен (C2H4), ацетилен (C2H2), монооксид углерода (CO) и кислород (O2). За исключением монооксида углерода и кислорода, все эти газы являются результатом распада самого масла. Монооксид углерода, диоксид углерода и кислород образовываются в результате распада целлюлозной (бумажной) изоляции. Диоксид углерода, кислород, азот (N2) и вода также могут поглощаться из воздуха при наличии контакта между маслом и воздухом или утечки в баке. Некоторые из наших трансформаторов имеют азотную защиту (азот под давлением над маслом), и, в некоторых случаях, азот может быть близок к точке насыщения (см. таблицу 8). Тип и количество газа определяются по тому, где возникает сбой в трансформаторе, а также силу и энергию этого события. Энергия может варьироваться от низкой, например, при частичном разряде, в результате которого образуются водород и следовые количества метана и этана, до очень высокой энергии дугового разряда, приводящего к образованию всех газов, включая ацетилен.

Руководство по четырем состояниям DGA (Four-Condition DGA Guide (IEEE C57-104) – Это руководство классифицирует риски в трансформаторах без предыдущих проблем, и было издано в Standard IEEE Standard (Std) [20], C57-104™. В качестве индикаторов, в руководстве используются комбинации отдельных газов и общая концентрация горючих газов. Руководство не является общепринятым, и его следует считать всего одним из инструментов, которые позволяют оценить растворенные газы в трансформаторах. Четыре состояния IEEE® определены ниже, а уровни газа представлены в таблице 8.

Таблица 8 Растворенные ключевые газы

ВНИМАНИЕ:

В процессе работы в трансформаторах образуются некоторые количества горючих газов, и условные цифры, данные в IEEE C57-104-1991™ [12] (таблица 8 выше), очень консервативны. Трансформаторы могут безопасно работать с концентрациями отдельных газов в Состоянии 4, если они стабильны, а количество газов не увеличивается или увеличивается очень медленно. Если общее количество растворенных горючих газов и отдельных газов растут значительно (более 30 ppm в день[ppm/day]), это говорит о серьезной неполадке в трансформаторе. Трансформатор подлежит отключению при достижении уровней Состояния 4.

• Состояние 1: Общее количество растворенных горючих газов (TDCG) ниже этого уровня говорит об удовлетворительной работе трансформатора.

Если концентрация отдельных газов превышает уровни, указанные в таблице 8, требуется дополнительный анализ ситуации.

• Состояние 2: TDCG в этом диапазоне говорит о том, что уровни горючих газов выше нормы. Если концентрация любого из отдельных газов превышает уровни, указанные в таблице 8, требуется дополнительный анализ ситуации. Возможно наличие замыкания. Желательно брать образцы на DGA не реже, чем требуется для расчета объемов образования газа за день, для каждого газа. (См таблицу 9  — рекомендованная частота отбора проб и действия.)
• Состояние 3: TDCG в этом диапазоне говорит о высоком уровне распада целлюлозной изоляции и/или масла. При превышении любым из горючих газов указанных в таблице 6 уровней требуется дополнительное исследование. Вероятно наличие одной или одновременно нескольких критических состояний. Желательно брать образцы на DGA не реже, чем требуется для расчета объемов образования газа за день, для каждого газа (См таблицу 9).
• Состояние 4: TDCG в этом диапазоне означает чрезмерный распад целлюлозной изоляции и/или масла. Продолжение работы может вызвать отказ трансформатора (см таблицу 9).

Внезапный рост концентрации ключевых газов и скорость газообразования важнее для оценки состояния трансформатора, чем накопленное количество газа. Очень важным является ацетилен (C2H2). Образование этого газа в любых количествах выше, чем несколько ppm, указывает на высокоэнергетическое дугообразование.

Следовые количества (несколько ppm) могут возникать в случае очень очень сильного перегрева (500C и выше). Однократная дуга, вызванная близким ударом молнии или скачком напряжения, также может приводить к образованию C2H2 в небольших количествах. Если в DGA обнаруживается C2H2, образцы масла следует брать еженедельно или даже ежедневно для обнаружения дальнейшего образования C2H2.

Если дальнейшего образования ацетилена не наблюдается, и уровень не превышает Состояние 4 по IEEE®, трансформатор может продолжать работу. Однако, если количество ацетилена продолжает расти, то в трансформаторе происходит высокоэнергетическое дугообразование, и его следует немедленно вывести из эксплуатации. Дальнейшая работа трансформатора очень опасна и может привести к катастрофическому взрыву бака и разбросу горящего масла на большую территорию.

Таблица 9 предполагает, что ранее на трансформаторе не выполнялся анализ DGA, и что нет данных о недавних изменениях состояния трансформатора. При наличии результатов ранее проведенного анализа DGA, их следует пересмотреть для оценки, насколько ситуация стабильна (нет значительного роста концентрации газов) или нестабильна (наблюдается значительный рост газообразования).

Таблица 9 Действия на основании количества растворенных горючих газов

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Для определения состояния (1, 2, 3 или 4) трансформатора применяются как количество отдельных горючих газов, так и их общее количество (TDCG). Например, если TDCG между 1 941 ppm и 2 630 ppm, это означает Состояние 3. Однако, если содержание водорода превышает 1 800 ppm, трансформатор в Состоянии 4, как указано в таблице 8.
2. Если в таблице сказано “Определить зависимость от нагрузки”, это означает — попытаться определить взаимозависимость скорости газообразования в ppm/день и нагрузки. Трансформатор может быть перегружен, или может испытывать проблемы с охлаждением. Следует брать образцы масла при каждом изменении нагрузки; однако это может быть невозможным при частых изменениях нагрузки.
3. Для получения скорости газообразования TDCG, разделите изменение TDCG на количество дней между взятием образцов, в которые трансформатор был под нагрузкой. Дни без нагрузки следует исключить. Скорость газообразование в ppm/день определяется таким же методом.

До перехода к таблице 11, определите состояние трансформатора по таблице 10, т.е. определите Состояние 1, 2, 3 или 4 трансформатора по результатам анализа DGA. Состояние отдельного трансформатора определяется путем нахождения наивысшего уровня любого из отдельных газов или TDCG [12]. Как отдельный газ, так и TDCG могут повысить состояние трансформатора, что означает больший риск. Если TDCG показывает, что трансформатор в Состоянии 4, а отдельный газ указывает на Состояние 4, это значить, что трансформатор находится в Состоянии 4. Всегда будьте консервативны и предполагайте худшее, пока не доказано обратное.

Интервалы взятия образцов и рекомендованные действия

При обнаружении резких изменений в составе растворенных газов, рекомендуется следовать процедурам, указанным в таблице 9. Таблица 9 — это отредактированная таблица 3 из IEEE C57.104-1991 [12]. Для удобства чтения мы изменили порядок — Состояние 1 (наименьший риск) сверху, а Состояние 4 (наибольший риск для трансформатора) снизу. В таблице указана рекомендуемая периодичность отбора проб и действия при разных уровнях TDCG в ppm.

Увеличение скорости образования газа указывает на усиливающуюся проблему; таким образом, при росте скорости газообразования (ppm/день), рекомендуется брать пробы масла чаще (см. таблицу 9). В таблице также добавлена информация из IEEE C57-104-1991 (взятая из текста). Увидеть оригинальную таблицу можно в стандарте IEEE [12].

Если удается определить причину газообразования и оценить риски, интервал между отборами проб можно увеличить. Например, если активная часть трансформатора испытана мегомметром и обнаружено заземление, то хотя таблица 9 рекомендует ежемесячный отбор проб, оператор может принять решение продлить этот интервал, потому что источник газообразования и его скорость известны.

Никогда нельзя принимать решение на основании только одного анализа DGA. Отобранный образец масла очень легко загрязняется при контакте с воздухом.

Еще одной частой причиной ошибок является неверная маркировка пробы. Это может произойти при взятии образца, или при загрязнении или неправильном обращении с образом в лаборатории. Неправильное обращение с маслом может позволить некоторым газам уйти в атмосферу, в то время как другие газы, например, кислород, азот или углекислый газ, могут попасть в образец из атмосферы. Если вы заметили проблему в трансформаторе по результатам анализа DGA, первое, что следует сделать — это взять еще один образец для сравнения.

Диаграмма газообразования (рисунок 48) [14, 17] и ее обсуждение ниже дают лишь примерные температуры, при которых происходит образование газов. Диаграмма выполнена не в масштабе и приведена только для иллюстрации соотношения между температурами, газами и их количествами. Эти соотношения представляют то, что было в целом доказано в контролируемых лабораторных условиях при помощи масс-спектрометра. Диаграмма использовалась R.R. Rogers и Central Electric Generating Board (CEGB) в Англии для разработки “метода соотношений Роджерса” для анализа трансформаторов (больше об этом в разделе 6.1.9.4).

Вертикальная полоса слева на диаграмме показывает, какие газы и в каких относительных количествах образуются в условиях частичного разряда. Следует учесть, что происходит образование всех газов, но в значительно меньших количествах, чем водород. Для образования молекул водорода из масла требуется событие очень низкой энергии (частичный разряд/корона). Газы внутри трансформатора образуются подобно газам в дистилляционной колонне на нефтеперерабатывающем заводе: различные газы формируются при определенных температурах.

На диаграмме газообразования мы видим относительные количества газов, а также примерные температуры. Образование водорода и метана начинается в небольших количествах при температуре около 150ºC. Обратите внимание, что при превышении максимумов, образование метана (CH4), этана и этилена снижается при дальнейшем росте температуры.

При температуре около 250 ºC начинается образование этана(C2H6). При 350 ºC начинает образовываться этилен (C2H4). Ацетилен (C2H2) появляется при температуре от 500 ºC до 700 ºC. В прошлом считалось, что только следовые количества ацетилена (C2H2) указывают на воздействие температур не менее 700 ºC; однако последние исследования привели к выводу, что локальный перегрев до 500 ºC может давать ацетилен в следовых количествах (несколько ppm). Более высокие уровни содержания ацетилена могут возникнуть только при нагреве выше 700ºC при внутреннем дугообразование.

Обратите внимание, что между 200 ºC и 300 ºC образование метана превышает образование водорода. Начиная от 275 ºC и выше, образование этана превышает образование метана. При 450 ºC, образование водорода превышает образование всех остальных газов до температур 750 ºC — 800 ºC, при которых образуется больше ацетилена.

Рисунок 48 – Образование горючих газов в зависимости от температуры

Следует отметить, что H2, CH4 и CO в небольших количествах образуются в процессе обычного старения. Термическое разложение целлюлозы приводит к образованию CO, CO2 , H2, CH4 и O2. Распад целлюлозной изоляции начинается при температуре всего в 100 ºC и ниже. Поэтому трансформатор не должен работать при температуре выше 90 ºC. Сбои приводят к гораздо более сильному нагреву, газы, возникающие в этом случае, будут видны в DGA. Таблица 11 (ниже в этом разделе) показывает типы сбоев, частично взята из IEC 60599 [13].

Эта таблица не полная. Невозможно учесть в таблице все причины и следствия, в силу высокой сложности трансформаторов. Результаты DGA должны быть изучены со всем вниманием, чтобы определить возможные сбои и принять меры. Эти решения основаны на собственном опыте, и редко бывают простыми. Большинство профессиональных ассоциация считают, что бывают два типа сбоев: термические и электрические. Первые три сбоя в таблице — электрические разряды, а последние три — термические сбои.

Этан и этилен иногда называют “газами горячего металла”. Если в трансформаторе обнаруживаются эти газы, а ацетилен — нет, то проблема внутри трансформатора обычно связана с нагретым металлом, например, плохие контакты в регуляторе напряжения или плохое соединение где-то в цепи, например в главной ошиновке трансформатора. Случайный магнитный поток, взаимодействующий с баком (например, в трансформаторах серии Westinghouse 7M) может привести к образованию “газов горячего металла”. Иногда щит трансформатора может отсоединиться от заземления. При этом происходит накопление статики и разряд на заземленную поверхность, что тоже приводит к появлению этих газов. Нежелательное заземление сердечника с циркулирующими токами также может вызвать их образование. Существуют и другие примеры.

Обратите внимание, что оба типа отказов (тепловые и электрические) могут происходить одновременно, и один может вызывать другой. В этой взаимосвязи не упоминается о магнитных отказах; однако они (например, свободный магнитный поток, взаимодействующий со стальным баком или другими магнитными элементами) также могут вызывать локальный перегрев.

Атмосферные газы

Атмосферные газы (N2, CO2 и O2) могут быть очень полезны в DGA для определения возможной разгерметизации и утечки. Однако, как известно, DGA определяет присутствие этих газов и по другим причинам. Азот может находиться в трансформаторе из-за перевозки трансформатора с азотом внутри, или из азотной подушки. CO2 и O2 возникают в процессе распада целлюлозы. Следует быть очень осторожным; нужно провести DGA несколько раз и обратить внимание на присутствие атмосферных газов и возможное увеличение уровней влажности. Также следует внимательно осмотреть трансформатор на предмет утечек масла. Влага и атмосферные газы в протекают в трансформатор, когда он выключен, и температура окружающей среды падает (о влажности см. Раздел 6.1.11).

ПО для проведения DGA

Несколько компаний предлагают компьютерное программное обеспечение для DGA и диагностики проблем с трансформаторами. Такая диагностика должна всегда сопровождаться оценкой инженера и никогда не должна приниматься слепо на веру. Эти программы постоянно меняются. Technical Service Center использует “Transformer Oil Analyst” (TOA) от Delta X Research, в котором использована комбинация из нескольких текущих методов анализа DGA. Помощь с анализом растворенных газов можно получить от TSC через группы D-8440 и D-8450. Обе граппы имеют это ПО и опыт для диагностики проблем с трансформаторами.

Один из комплектов правил, которые TOA использует для подачи сигналов тревоги, основано в определенной мере на стандарте IEC 60599 (таблица 10). Эти правила также очень полезны в ежедневных анализах растворенных газов, которые основан на пределах L1 в IEC 60599, кроме ацетилена. IEC 60599 дает не точное значение, а диапазон для пределов L1. TOA использует среднее значение диапазона, а затем генерирует предупреждение, если скорость образования превышает 10% от предела L1 за месяц. Ацетилен — исключение; IEEE указывает предел L1 на уровне 35 ppm (превышение), и IEC устанавливает диапазон для ацетилена от 3 до 50. TOA берет минимальное значение (3 ppm) и устанавливает значение скорости образования для подачи сигнала тревоги на 3 ppm в месяц. Пределы L1 — это количества, начиная с которых следует более внимательно контролировать трансформатор (т.е. первый уровень угрозы).

Таблица 10 Пороговые значение пределов и скорости образования газов

ПРИМЕЧАНИЕ:

Если скорость образование одного или нескольких газов равна или превышает пределы G1 (10% от пределов L1 в месяц), вам следует обратить больше внимания на этот трансформатор. Сократить интервал между взятием образцов на DGA, уменьшить нагрузку, разработать план на будущее отключение, связаться с производителем и т.д.

Если скорость образования одного или нескольких горючих газов равно или превышает пределы G2 (50% от пределов L1 в месяц), следует считать, что трансформатор находится в критическом состоянии. Следует, возможно, сократить интервалы между отборов образцов до месяца или недели, запланировать отключение, капитальный ремонт или замену трансформатора и т.д. Если присутствует активное дугообразование (обнаружен C2H2), или содержание других газов, связанных с перегревом, высокое (выше пределов Состояния 4 в таблице 8), и превышены пределы G2, трансформатор следует отключить. Таблица 11 взята из IEC 60599 и содержит возможные сбои и возможные причины. Эта таблица не включает все возможные варианты и должна использоваться в сочетании с другой информацией. Другие возможные сбои перечислены на следующих и предыдущих страницах.

Трансформатора настолько сложны, что невозможно поместить в таблицу все возможные симптомы и причины. Ниже приведены некоторые другие проблемы с трансформаторами; любая из них может привести к образованию газов:

1. Газы формируются в процессе нормальной работы и старения, главным образом H2 и CO, а также некоторое количество CH4. H2 образуется легче всего, кроме, возможно, CO. Образование H2 и других газов может быть вызвано частичным разрядом (коронным разрядом), острыми углами на нижних подключениях вводов, неплотным соединением заземления с магнитопроводом, влажностью магнитопровода из-за разгерметизации прокладки выше, неплотным соединением со щитом от коронных разрядов снизу вводов, неплотным соединением со щитом регулятора напряжения и т.д. Водород не очень стабилен, когда он растворен в масле. Последующие анализы DGA могут показать некоторые колебания
2. количества H2 и других нестабильных газов. Ацетилен — самый стабильный газ; колебания количества этого газа в сторону увеличения означают, что в трансформаторе происходит активное дугообразование. Если вариации происходят как в сторону увеличения, так и уменьшения в диапазоне аппаратных пределов измерения (раздел 6.1.9.4, таблица 14) в
3. последующих DGAs, это просто колебание, обусловленные работой лабораторного оборудования и персонала.
4. Продолжительная работа трансформатора с перегрузкой вызывает образование горючих газов.
5. Проблемы с системами охлаждения, описанные в разделах 3.3.1 и 3.4.5, могут вызвать перегрев.
6. Заблокированных маслопровод внутри трансформатора может вызвать местный перегрев и привести к газообразованию.
7. Неплотно установленная перегородка внутри трансформатора может привести к неправильному направлению потоков масла для охлаждения.
8. Проблемы с циркуляционными маслонасосами (износ подшипников, импеллера или работа в реверсном режиме) могут привести к проблемам с охлаждением трансформатора.
9. Слишком низкий уровень масла; эту проблему трудно заметить сразу, если не работает индикатор уровня.
10. Осадок в трансформаторе и системе охлаждения (см раздел 3.4.5.4).
11. Возможно возникновение случайных циркулирующих токов в магнитопроводе, корпусе и/или баке.
12. Нежелательное заземление магнитопровода может вызвать нагрев, предоставляя путь движения для токов.
13. Локальный перегрев может быть вызван плохим соединением концевых выводов или плохими контактами регулятора напряжения.
14. Также локальный перегрев может быть вызван разрядами статического электричества, накопленного на щитах или магнитопроводах и структуре, которые не заземлены правильно.
15. Локальный перегрев может быть вызван электрической дугой между обмоткой и заземлением, между обмотками разных потенциалов, или в зонах разных потенциалов на одной обмотке, из-за изношенной или поврежденной изоляции.
16. Обмотка и изоляция может быть повреждена сбоями ниже по потоку (через сбои), что вызывает значительные скачки тока в обмотках. Пробои приводят к возникновению чрезвычайных магнитных и физических сил, которые могут деформировать и расшатать обмотки и клинья. Результатом может быть дугообразование в трансформаторе, начиная с с момента возникновения сбоя, или изоляция может быть ослаблена, а дуга — развиться позднее.
17. Изоляция также может быть повреждена скачком напряжения, например, от близкого удара молнии, скачка при переключении, что может вызвать дуговой разряд немедленно или позднее.
18. Изоляция может приходить в негодность и изнашиваться. Просветы и диэлектрическая прочность снижаются, что позволяет развиваться частичным и дуговым разрядам. Это также может привести к уменьшению механической прочности, после чего клинья и обмотки могут двигаться в значительных пределах во время пробоя, что приводит к полной механической и электрической поломке.
19. Высокий уровень шума (гудение расшатанных обмоток или ламината магнитопровода) может вызвать газообразование при повышении температуры от трения. Сравнимайте шум от идентичных трансформаторов, если это возможно. TSC имеет измерители уровня звука для диагностического сравнения и определения базовых уровней шума для сравнения в будущем.

Таблица 11 – Типы сбоев

Температура

Скорость газообразования растет по экспоненте при росте температуры и линейно с объемом масла и бумажной изоляции, разогретых достаточно для газообразования [12]. При удалении от места сбоя температура падает. Температура выше всего в центре сбоя; масло и бумага здесь генерируют больше всего газа. При росте расстояния от сбоя (локального перегрева), температура снижается, а скорость газообразования падает. В силу объемного эффекта, большой нагретый объем масла и бумаги образует такое же количество газа, как и меньший объем при более высокой температуре[12]. Мы не можем определить разницу по результатам DGA. Это — одна из причин, по которой трактовка результатов DGA не может считаться точной наукой.

Смешивание газов

Концентрация газов вблизи к активному сбою будет выше, чем в образце, взятом для проведения DGA. По мере удаления от сбоя, концентрация газа падает. Равномерное смешивание газов в полном объеме масла зависит от времени и циркуляции масла. В отсутствии насосов, принудительно прокачивающих масло через радиаторы, полное смешивание газов по всему объему масла займет больше времени. При работе насосов и нормальной нагрузке, полное равновесие в смешивание должно наступить через 24 часа и не будет иметь значительного влияния на DGA, если образец взят через 24 или более часов после возникновения проблемы.

Растворимость газов

Растворимость газов в масле меняется в зависимости от температуры и давления[14]. Растворимость всех трансформаторных газов меняется пропорционально повышениям и понижениями давления. Изменения растворимости в зависимости температуры — намного сложнее. Растворимость водорода, азота, окиси углерода и кислорода растут и снижаются пропорционально температуре. Растворимость углекислого газа, ацетилена, этилена и этана обратно пропорциональны изменениям температуры. При росте температуры, растворимость этих газов снижается, при снижении — увеличивается. Растворимость метана практически не зависит от изменений температуры.

Таблица 12 точна только при стандартной температуре и давлении (СТД), (0 ºC/32 ºF) и (14.7 psi/29.93 дюйма ртутного столба, т.е. стандартное давление на уровне моря). Таблица 12 показывает только относительную разницу в том, как газы растворяются в трансформаторном масле. В таблице растворимости (таблица 12) ниже, сравнивая растворимость водорода (7%) и ацетилена (400%), можно увидеть, что трансформаторное масло имеет гораздо большую емкость для растворенного ацетилена. Однако, 7% водорода по объему составляет 70 000 ppm, а 400% ацетилена — 4 000 000 ppm. Вы, скорее всего, никогда не увидите в результатах DGA таких высоких значений. Азот может приближаться к максимальному уровню при наличии азотной подушки под давлением над маслом.

Таблица 12 показывает максимальное количество каждого газа, которое может раствориться в масле при стандартной температуре и давлении. Масло с таким количество газом называют насыщенным.

Если ваш трансформатор оснащен расширительным баком, и уровни азота, кислорода и углекислого газа растут, есть высокая вероятность, что бак негерметичен, или что масло, возможно, плохо обработали. Следует проверить диафрагму или разделительный мешок на наличие утечек (разде 4.9), и осмотреть предохранительный клапан и другие уплотненные отверстия на предмет масляной пленки. В трансформаторе такого типа количество азота, и особенно кислорода, должно быть довольно низким. Однако, если трансформатор был поставлен новым с азотом под давлением и не прошел правильной дегазации, DGA может показать высокое содержание азота, однако его количество не должно расти после того, как трансформатор поработает несколько лет. Когда масло заливается в новый трансформатор, бак трансформатора вакуумируют, чтобы удалить азот и залить масло.

Трансформаторное масло свободно адсорбирует азот на границе между маслом и газом, также некоторое количество азота может задерживаться в обмотках, в бумажной изоляции и в компонентах трансформатора. В этом случае, DGA может показывать довольно высокие концентрации этого газа. Однако, количество кислорода должно быть очень низким, а количество азота не должно расти. Важно брать образец масла в самом начале эксплуатации трансформатора для определения базового DGA, после чего проводить анализ не реже раза в год. Содержание азота и кислорода можно сравнивать с ранее полученными результатами DGA. Если количество этих газов растет, весьма вероятно наличие утечки. Если проводилась дегазация трансформаторного масла, азота и кислорода в результатах DGA будет мало. Очень важно хранить точные записи на протяжении всей жизни трансформатора; при возникновении проблем такая информация очень помогает найти решение.

1 Обозначает горючий газ. Перегрев может быть вызван как высокими температурами, так и необычной или ненормальной электрической нагрузкой.

Диагностика трансформатора на основании анализа растворенных газов и треугольника Дюваля

ВНИМАНИЕ:

Не используйте треугольник Дюваля (рисунок 49) для определения наличия проблем с трансформатором. Обратите внимание, что на треугольнике нет области с указанием на то, что в трансформаторе нет проблем. Треугольник показывает проблему для каждого трансформатора, независимо от ее наличия. Для обнаружения проблем используйте метод IEEE выше или таблицу 13, перед тем, как применить треугольник Дюваля. Треугольник Дюваля используется только для идентификации существующей проблемы. Как и других случаях, этот метод работает только тогда, когда уже присутствует значительное количество газа (не менее пределов L1 и скорости газообразования G2 из таблицы 13).

Происхождение треугольника Дюваля – Мишель Дюваль из Hydro Quebec разработал этот метод в 1960-х годах, используя базу данных с результатами тысяч DGA и диагностик проблем с трансфорьаторами. Позже этот метод был включен в Transformer Oil Analyst Software версии 4 (TOA 4), разработанное Delta X Research, и применяемое многими в отрасли для диагностики трансформаторных проблем. Этот метод показал свою точность и надежность за много лет использования, и сейчас набирает популярность. Сам метод и его применение описаны ниже.

Как пользоваться треугольником Дюваля

1. Сначала нужно определить наличие проблемы по методики IEEE®, и/или по таблице 13 ниже. Не менее одного из углеводородных газов или водород должны быть в Состоянии 3 по IEEE® и увеличиваться со определенной скоростью (G2), из таблицы 13, чтобы подтвердить наличие проблемы. Чтобы использовать таблицу 13 без метода IEEE®, по крайней мере один из газов должен достигнуть уровня L1 или выше, а скорость газообразования должна быть равной или превышать уровень G2.

Пределы L1 и скорость газообразования из таблицы 13 надежнее, чем метод IEEE®; тем не менее, следует использовать оба метода для подтверждения наличия проблемы. Если наблюдается резкий рост концентрации H2 только с оксидом углерода или углекислым газом, при отсутствии или малом количестве углеводородных газов, следует использовать раздел 6.1.10 (соотношение CO2/CO), чтобы определить, разрушается ли целлюлозная изоляция из-за перегрева.

2. После подтверждения наличия проблемы, следует использовать общее накопленное количество трех газов в треугольнике Дюваля и отметить процентное содержание в целом на треугольнике, чтобы получить диагноз. Ниже приведен пример. Кроме того, следует рассчитать количество трех газов, используемых в треугольнике Дюваля, которые образовались после резкого роста газообразования. Если вычесть количество газа, образованного после начала внезапного роста, получим количество газа, образовавшегося после возникновения проблемы. Ниже даны подробные инструкции и пример.
3. Взять количество (ppm) метана в DGA и вычесть количество CH4 из ранее проведенного DGA, до начала резкого роста. Это даст количество метана, образовавшегося после возникновения проблемы.
4. Повторить процесс для остальных двух газов, этилена и ацетилена.
5. Сложить три числа (разности), полученные в шаге 2 выше. Это даст нам 100 % трех ключевых газов, образовавшихся после возникновения проблемы, используемые в треугольнике Дюваля.
6. Разделить каждую отдельную разность на общую разность газов, полученную в шаге 2 выше. Это дает процент роста каждого газа в общем количестве.
7. Отметить на треугольнике Дюваля процент каждого газа, начиная со стороны, указанной для этого конкретного газа. Провести линии через треугольник для каждого газа, параллельно засечкам, показанным на каждой стороне треугольника. Пример приведен ниже.

Рисунок 49 – Треугольник Дюваля

Таблица 13 Пределы и скорость газообразования

Рисунок 50 – Пример диагностики рекламационного (вариант перевода — восстановленного) трансформатора по треугольнику Дюваля

ПРИМЕЧАНИЕ:

В большинстве случаев, ацетилена не будет, и результат будет с правой стороны треугольника Дюваля.

Сравните диагноз по общему количеству накопленных газов и диагноз, полученный методом расчета только количества газов, образовавшихся после проблемы. Если проблема существует некоторое время, или газообразование быстрое, то диагнозы совпадут. Если диагнозы не совпадают, всегда используйте диагноз по методу отдельного расчета газов, образовавшихся после возникновения проблемы, который будет более серьезным из двух. Обратите внимание на пример ниже, в котором диагноз, основанный на росте количества газов, серьезнее, чем тот, который основан на общем количестве газов.

Пример: используя рисунок 50 и информацию ниже, были получены два диагноза для трансформатора. Первый диагноз (Точка 1) был получен по методу общего количества трех газов на треугольнике Дюваля. Второй диагноз (Точка 2) был получен по методу увеличения количества газов между двумя DGAs. Количества CO и CO2 используется для оценки состояния целлюлозы.

Таблица 50 – Информация ниже

Шаги для получения первого диагноза (точка 1) на треугольнике Дюваля (рисунок 50)

1. Использовать общее количество накопленного газа из DGA 2 = 369
2. Разделить каждый газ на общее количество, чтобы определить процент каждого газа в общем. % CH4 = 192/369 = 52%, % C2H4 = 170/369 = 46%, % C2H2 = 7/369 = 2%
3. Провести три линии на треугольнике Дюваля, начиная с процентов, полученных в шаге 2. Эти линии надо рисовать параллельно засечкам на соответствующей стороне. Обратите внимание на пунктирные линии на рисунке 50 выше.
4. Точка 1 получается там, где линии пересекаются в зоне T2 треугольника, которая означает перегрев от 300 до 700 °C. См. рисунок 49, легенду, выше.

Шаги для получения второго диагноза (точка 2) на треугольнике Дюваля (Рисунок 50)

1. Использовать рост количества газов = 139.
2. Разделить каждое значение увеличения количества газа на общее увеличение, получить процент каждого газа:
   • % роста CH4 = 50/139 = 36%
   • % роста C2H4 = 86/139 = 46%
   • % роста C2H2 = 3/139 = 2%
3. Провести три линии по треугольнику Дюваля, начиная от процентов, полученных в шаге 2. Эти линии должны быть проведены параллельно засечкам на соответствующей стороне треугольника. См. белые пунктирные линии на рисунке 50 выше. Обратите внимание, что доля C2H2 не изменилась (2%); таким образом, обе линии одинаковы
4. Точка 2 находится там, где пересекаются линии в области T3, что означает перегрев выше 700 °C. См. рисунко 49, легенду, выше. Соотношение общего накопленного количества газа CO2/CO = 2,326/199 = 11.7. Соотношение роста CO2/CO = 1,317/23 = 57. Ни одно из этих соотношений не является достаточно низким, чтобы вызвать беспокойство. Это показывает, что перегрев недостаточно близок к целлюлозной изоляции, чтобы вызвать термические повреждения. Значительный рост количества CO2 может означать потерю герметизации и натекание атмосферного воздуха.

Примечание:

1. Точка 2 — более проблемный диагноз, полученный с использованием общего количества накопленного газа. Полезно выполнить расчет по обоим методам в качестве проверки, во многих случаях диагнозы совпадут.
2. CO и CO2 включены для того, чтобы показать, что проблема не касается серьезного повреждения бумажной изоляции. Соотношения СО/СО2 подробнее объясняются в разделе 6.1.10.

Проблема, скорее всего, связана с плохим контактом на вводе, или на регуляторе напряжения, или с проблемой в заземлении магнитопровода. Эти проблемы, вероятно, можно исправить в полевых условиях. Любая из них может показать результаты, обнаруженные при помощи диагностики треугольником Дюваля. Именно в этой области возможны проблемы, которые не приведут к распаду целлюлозной изоляции, который бы показал значительно меньшее соотношение CO2/CO. Более подробно об определении вероятной проблемы см. раздел 6.1.10.

Необходима экспертная оценка – Следует проконсультироваться с экспертом по трансформаторам, если проблемный тренд прослеживается в нескольких DGA. Следует посоветоваться с производителем трансформатора, персоналом лаборатории, выполняющей DGA, и другими экспертами по обслуживанию и диагностике трансформатора. Никогда не устанавливайте диагноз на основании одного DGA; с образцом могли неправильно обращаться или неверно маркировать, в полевых условиях или в лаборатории.

Метод коэффициентов Роджерса для DGA – этот метод DGA [19] является дополнительным инструментом, с помощью которого можно рассматривать растворенные газы в трансформаторном масле. Метод коэффициентов Роджерса сравнивает количества различных ключевых газов делением одного на другой. Это дает отношение количества одного газа к количеству другого. Глядя на таблицу газообразования (рисунок 48), вы видите, что при определенных температурах, некоторые газы образуются активнее, чем другие. Роджерс использовал эти зависимости и определил, что если существует определенное отношение, значит, была достигнута определенная температура.

Сравнивая множество трансформаторов с похожими отношениями количества газов и данные, собранные при осмотре трансформаторов, Роджерс смог определить различные проблемы в трансформаторах. Как и анализ ключевых газов выше, этот метод не дает 100% гарантии, и является только дополнительным инструментов в анализе проблем.

Метод коэффициентов Роджерса (Rogers Ratio Method), использующий отношения трех ключевых газов, основан на более ранних работах Doerneburg, который применял отношения пяти ключевых газов. Метод коэффициентов действует только тогда, когда присутствует значительное количество газов, используемых для расчета коэффициентов. Есть хорошее правило: никогда не принимать решения на основании только коэффициента, если количество любого из двух газов, чьи коэффициенты используются, не более чем в 10 раз превышает количество, которое может обнаружить газовых хроматограф[13]. Это правило гарантирует, что неточности измерительных инструментов не окажут заметного влияния на коэффициенты. Если количество одного из газов меньше, чем в десять раз превосходит предел обнаружения, скорее всего, у вас нет именно той проблемы, на которую указывает коэффициент.

Если количество газов не превосходит как минимум в десять раз минимальный предел обнаружения, вы не можете использовать метод коэффициентов Роджерса; это ознаает, что результаты не настолько определенные, как если бы количество газов было не меньше этих уровней.

Это еще одно напоминание о том, что DGA не являются точной наукой, и что не существует одного “лучшего, простого решения” для анализа проблем в трансформаторе. Приблизительные пределы обнаружения указаны ниже, в зависимости от лаборатории и оборудования (таблица 14).

При возникновении проблемы в трансформаторе, не возникает проблемы с минимальным количеством газа, при котором коэффициенты будут действительными. Газа будет более, чем достаточно.

Если трансформатор работал нормально некоторое время, а DGA показывает резкий рост количества газа, сначала надо взять второй образец для подтверждения. Если в следующем DGA количество газов больше соответствует предыдущим результатам, это значит, что ранее взятый образец был загрязнен и беспокоиться не о чем. Если второй образец также показывает рост количества газов, то проблема реальна.

Чтобы применить метод коэффициентов Роджерса, следует вычесть газы, которые присутствовали до резкого роста. Таким образом убираются газы, которые уже возникли в процессе нормального старения и от предыдущих проблем. Это особенно касается коэффициентов, использующих H2 и газов от целлюлозной изоляции: CO и CO2 [13], которые возникают в процессе нормального старения. Метод коэффициентов Роджерса использует три коэффициента.

C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6 Эти отношения и определяемые ними проблемы основаны на большом количестве DGA и отказов трансформаторов, а также на том, что было обнаружено после отказов.

Есть и другие методы с коэффициентами, но мы будем говорить только о методе Роджерса, как он самом распространенном. Описание метода — парафраз из оригинальной работы Роджерса [19] и IEC 60599 [13].

Этилен и этан иногда называют “газами горячего металла”. Обратите внимание, что эта проблема не касается бумажной изоляции, поскольку содержание CO очень низкое. Количество H2 и C2H2 меньше, чем десятикратная минимальная чувствительность приборов. Это значит, что диагноз не даст 100% уверенности в своей точности. Однако большое количество этилена означает, что проблема вероятно связана с плохим контактом, где входящий проводник соединен с проводником обмотки, возможно, с плохим контактом регулятора напряжения, или с дополнительным заземлением магнитопровода (большие циркулирующие токи в магнитопровода и баке). Обратите внимание на две проблемы снизу в таблице 16 (далее в этой главе). Этот пример был выбран, чтобы показать трансформатор, для которого диагноз не был точным. Всегда требуется инженерное суждение.

ВНИМАНИЕ:

Метод коэффициентов Роджерса предназначен для определения проблемы, а не ее обнаружения. Вы должны быть уверены, что у вас есть проблема, по общему количеству газов (пределы IEEE) или по ускоренному газообразованию. Коэффициенты Роджерса дают только указание на то, в чем заключается проблема, они не могут сказать, есть ли она у вас. Если вы подозреваете наличие проблемы, на основании общего уровня горючих газов или ускоренного газообразования, то обычно у вас будет достаточное количество газов, чтобы этот метод работал. Хорошая система для определения наличия проблемы — использовать таблицу 9 с Методом ключевых газов.

Если два или более ключевых газов находятся в Состоянии 2, и газообразование составляет не менее 10% в месяц от предела L1, то у вас есть проблема. Также, для получение верного диагноза, количество газов, используемых в коэффициентах, должны не не менее, чем в 10 раз превышать пороги обнаружения, указанные выше. Чем больше у вас газа, тем более вероятно, что метод коэффициентов Роджерса даст правильный диагноз. Обратное также справедливо; чем меньше у вас газов, тем более вероятно, что диагноз будет недействителен. Есди газ, используемый в знаменателе коэффициента, на нуле, или не обнаружен в ходе DGA, используйте в качестве знаменателя порог обнаружения для этого газа. Это даст разумный коэффициент для использования в диагностике по таблице 15. Нулевые коды означают, что в этой области у вас проблемы нет.

Таблица 15 Коэффициенты Роджерса для ключевых газов

Примечания:

1. Будет тенденция к росту отношения C2H2 /C2H4 от 0.1 до 3 и выше и отношения C2H4 /C2H6 от 1-3 до 3 по мере роста интенсивности искрения. Код в начальной стадии будет 1 0 1.
2. Эти газы возникают в основном в связи с распадом целлюлозы, что и объясняет нули в этом коде.
3. Это состояние обычно характеризуется повышенными концентрациями газов. CH4 /H2 обычно выше 1; фактическое значение выше или ниже 1 зависит от многих факторов, таких как система защиты масла (расширительный бак, азотная подушка , и т.д.), температура масла и его качество.
4. Рост количества C2H2 (выше следовых количеств) в целом указывает на локальный перегрев более 700 °C. Обычно это говорит о дугообразовании в транформаторе. Если количество ацетилена растет, и особенно, если скорость газообразования увеличивается, трансформатор следует отключить, дальнейшая работа трансформатора чрезвычайно опасна.

Общие замечания:

1. Значения, приведенные для коэффициентов, следует рассматривать как типичные (не абсолютные). Это значит, что цифры коэффициентов не “выбиты в камне”, могут существовать трансформаторы с такими же проблемами, в которых коэффициенты выходят за пределы, указанные вверху таблицы.
2. В полевых условиях могут возникнуть комбинации коэффициентов, не включенные в коды выше. В этом случае, метод коэффициентов Роджерса для анализа не подходит.
3. Трансформаторы с устройствами РПН (on-load tap changers) могут показывать проблемы с кодом 2 0 2 или 1 0 2, в зависимости от количества обмена маслом между емкостью РПН и главным баком.

Обратите внимание, что количество метана растет медленно, но этан значительно вырос между образцами 1 и 2, и не рос между образцами 2 и 3. Обратите внимание, что два ключевых газа (CH2 и C2H6) выше Состояния 1 по IEEE в таблице 9, так что метод коэффициентов Роджерса можно применять. Из таблицы 15 следует, что эта комбинация кодов — это Case 6, что указывает на термическую проблему с температурным диапазоном от 150 ºC до 300 ºC.

Историю службы трансформатора следует внимательно изучить. Опять же, очень важно хранить точные записи по каждому трансформатору.

Эта информация чрезвычайно важна при оценке его состояния.

Трансформатор в этом примере — это один из трех однотипных трансформаторов, в которых установлено усиленное охлаждение, и который работает с увеличенными нагрузками после доработки генератора несколько лет назад. Уровень шума трансформатора (гудение) значительно выше, чем у двух однотипных. Несколько лет назад произошел отказ размыкателя (unit breaker), что привело к высоким механическим нагрузкам на трансформатор. В целом это означает расшатанные обмотки, что может привести к образованию газа из-за трения (термическая проблема) по коэффициентам Роджерса.

Сравнение с однотипными устройствами показывает более чем трехкратное превышение по этану по сравнению с двумя остальными, выше Состояния 4 по (IEEE Condition 4). Количество газов увеличивается медленно; не наблюдалось резкого роста количества горючих газов. Обратите внимание на значительный рост количества O2 и N2 между первым и вторым DGA и значительное сокращение между вторым и третьим. Это показывает, что образец масла был в контакте с воздухом (атмосферой) и что количество этих газов в среднем образце — не точное.

Отношение углекислого газа к окиси углерода

Это отношение не включена в метод коэффициентов Роджерса. Однако оно полезно для определения, влияет ли проблема на целлюлозную изоляцию. Это отношение включено в ПО для анализа проблем в трансформаторе, такое как Delta X Research Transformer Oil Analyst. Это анализ можно получить в TSC в D-8440 и D-8450 в Денвере.

Образование CO2 и CO в процессе деградации пропитанной маслом бумаги значительно ускоряется с ростом температуры. Рассчитывайте нормальное рабочее отношение CO2/CO ratio при каждом DGA, на основе общего накопленного количества обоих газов. Обратите внимание на концентрации CO2 и CO в нескольких DGA. Опыт показывает, что при нормальных нагрузках и температурах, образование CO2 в 7 — 20 раз превышает образование CO. Если отношение CO2/CO выше 7, причин для беспокойства немного. В некоторых трансформаторах, отношения до пятикратного преобладания CO2 над CO может считаться нормальным. Однако следует быть осторожным, если отношение ниже 7. Если H2, CH4 и C2H6 значительно увеличиваются, как и CO, а отношение 5 или менее, то скорее всего, проблема есть. Следует хорошо изучить трансформатор, внимательно ознакомившись со всеми предыдущими результатами DGA и определив нормальное рабочее отношение CO2 к CO.

ВНИМАНИЕ:

Если возникло подозрение на предмет наличия проблемы (значительный рост количества CO), отношение следует базировать на образовании как CO2, так и CO между последовательными DGA, а не на общем количестве накопленных уровней CO2 и CO.

Если есть подозрение на проблему, следует немедленно взять новый образец на DGA для ее подтверждения. Возьмите количество CO2, образовавшегося между DGA, и разделиет его на количество CO, образовавшегося за это же время для определения их отношения. Отличным показателем аномально высоких температур и быстро распадающейся целлюлозной изоляции будет показатель CO2/CO ниже 5. Если отношение равно 3 или менее, несомненно происходит сильный и быстрый распад целлюлозы. В этом случае, следует провести фурановый тест (Furans test), о котором написано в разделе 7.6.

Экстремальный перегрев из-за потери охлаждения или заблокированных маслопроводов покажет отношение CO2/CO около 2 — 3 с увеличением количества фуранов. В том случае рекомендуется отключение и внутренний осмотр; трансформатор в этом состоянии в опасности скорой поломки.

Таблица 16 адаптирована из IEC 60599, Приложение A.1.1 [13]. Некоторые формулировки были изменены в силу американских языковых особенностей, отличных от европейских.

Таблица 16 – Типичные проблемы в силовых трансформаторах

Примечания:

1. Образование “воска Х” (X wax) происходит в парафиновых маслах (на парафиновой основе). Такое масло а данный момент не используется в трансформаторах в США, однако доминирует в Европе.
2. В последней проблеме с перегревом в таблице сказано “более 700°C.” Недавние лабораторные исследования показали, что ацетилен может возникать в следовых количествах при 500 °C, что не отражено в данной таблице. У нас есть несколько трансформаторов со следовыми количествами ацетилена, в которых, скорее всего, не происходит активное дугообразование, а ацетилен возникает, как в примере, в результате термических неполадок с высокими температурами. Он также может возникать в результате одиночного дугового разряда, из-за близкой молнии или скачка напряжения.
3. Плохой контакт в нижней части вводов можно подтвердить путем сравнения инфракрасного сканирования верхней части ввода со сканированием однотипного ввода. Под нагрузкой тепло от плохого контакта внизу передается вверх, что приведет к заметному нагреву. Если контакт в верхней части проверен и надежен, то проблема, скорее всего, в плохом контакте снизу.

Проблемы с влагосодержанием

Влага, особенно в присутствии кислорода, очень опасна для изоляции трансформатора. Последние исследования EPRI показали, что кислород, растворенный в трансформаторном масле в количестве более 2 000 ppm, исключительно разрушителен. Каждый раз, следует изучать результаты DGA и теста Добла (Doble test) на предмет увеличения влагосодержания, и для определения отношения влаги к сухому весу (moisture by dry weight (M/DW) или процент насыщения бумажной изоляции. При достижении 2% M/DW, следует запланировать сушку.

Никогда нельзя позволять M/DW превышать 2.5% в бумаге, или 30% насыщения масла без сушки трансформатора. При двукратном увеличении влагосодержания в трансформаторе, срок службы изоляции падает на 50%. Следует учитывать, что срок службы трансформатор — это срок службы бумаги, а цель бумаги — не допускать контакта с влагой и кислородом. Для старых трансформаторов напряжением менее 69 kV, результат до 35 ppm при 60°C считается приемлемым.

Для напряжений то 69 kV до 230 kV, результат DGA в 20 ppm при 60 °C считается приемлемым. Для напряжений выше 230 kV, влажность никогда не должна превышать 12 ppm при 60°C. В то же время, использование абсолютных значений влагосодержания не всегда гарантирует безопасные условия, и следует определять процент по сухому весу. См. Таблицу 19, “Пределы Добла (Doble Limits) для эксплуатационного масла (In-Service Oils),” в разделе 7.6. Если значения віше, масло требует обработки. Если трансформатор содержится сухим и без кислорода, срок его службы будет дольше.

Reclamation требует, чтобы производители сушили новые трансформаторы до не более чем 0.5% M/DW при вводе в эксплуатацию. Это значит, что трансформатор с 10 000 фунтов бумажной изоляции содержит 10 000 x 0.005 = 50 фунтов воды (около 6 галлонов) в бумаге. Этого количества недостаточно для того, чтобы негативно повлиять на электрическую прочность. Когда трансформатор новый, эта вода равномерно распределяется по всему трансформатору. Очень важно удалять как можно больше воды.

При включении трансформатора вода начинает перемещаться в самые холодные области трансформатора, и в места с наибольшей электрической нагрузкой. Обычно это изоляция в нижней трети обмотки [6]. Бумажная изоляция имеет гораздо большее сродство с водой, чем масло. Вода может распределяться неравномерно, с гораздо большим количеством воды в бумаге, чем в масле. Бумага частично осушает масло, абсорбируя воду из него. Температура также является важным фактором в распределении воды между бумагой и маслом. В таблице 17 приведены сравнительные данные.

Таблица 17 – Распределение воды в бумаге и масле

Таблица 17 показывает огромное притяжение между бумажной изоляцией и водой, и как влагосодержание в бумаге зависит от температуры. Количество ppm воды в масле, которое показывает DGA — только малая часть всей воды в трансформаторе. При отборе образцов масла, важно записывать температуру, которую показывает верхний датчик температуры масла.

Некоторые лаборатории дают процент M/DW изоляции в результатах DGA; другие дают процент насыщения масла, а третьи дают только ppm воды в масле. Если у вас есть точная температура масла и ppm воды, Номограмма (рисунок 55, раздел 6.1.11.2) покажет процент M/DW в изоляции и процент насыщения масла.

Откуда берется вода? Влага может быть в изоляции при доставке с завода. Если трансформатор открывают для осмотра, изоляция может впитывать влагу из атмосферы. При разгерметизации влага попадает внутрь в виде воды или влажности в воздухе. Влага также образуется при распаде изоляции по мере старения трансформатора. Большая часть воды попадает в трансформатор из влажного воздуха или в виде дождевой воды через плохие прокладки из-за разности давлений при охлаждении трансформатора.

Если трансформатор выключают во время дождя или снега, некоторые конструкции трансформаторов охлаждаются быстро, что приводит к падению давления внутри. Чаще всего вода попадает в трансформатор через прокладки между нижней частью вводов и верхней частью трансформатора, а также через прокладку предохранительного устройства. Небольшие утечки масла, особенно через трубопроводы системы охлаждения, также позволяют воде попасть внутрь. При быстром охлаждении и сопутствующем падении давления, относительно большие количества воды и водяного пара могут закачиваться в трансформатор за короткое время. Важно чинить небольшие утечки масла; небольшое видимое количество масла само по себе не важно, но показывает место, через которое вода попадает в трансформатор [23].

Критически важно для продления жизни трансформатора держать трансформатор как можно более сухим и с как можно меньшим количеством свободного кислорода. Влажности и кислород значительно ускоряют процесс распада бумажной изоляции, чем обычно, и приводят к образованию кислот, шлама и еще большего количества влаги. Шлам оседает на обмотках и на элементах конструкции, затрудняя охлаждение, что позволяет температуре медленно повышаться с течением времени. (Это обсуждалось ранее, в разделе 3.4.5.4). Кислоты увеличивают скорость распада, формируя новые кислоты, шлам и воду в ускоренном темпе [21].

Это постоянно ускоряющийся порочный круг образования все большего количества кислот, которые вызывают еще больший распад. Решение заключается в максимальной сушке трансформатора и удалении как можно большего количества кислорода. Кроме того, во время проведения DGA следует обращать внимание на ингибитор. Трансформаторное масло следует сушить, когда влажность достигает значений, указанных в таблице 19 (приводится ниже). Следует добавлять ингибитор (ди-трет-бутил паракрезол ditertiary butyl paracresol [DBPC]) в количестве 0.3% по весу согласно ASTM D-3787 при обработке масла (см. раздел 7.3).

Вода может существовать в трансформаторе в пяти видах:

1. Свободная вода, внизу бака.
2. Лед внизу бака (если плотность масла выше 0.9, лед может плавать).
3. Вода может быть в виде водно-масляной эмульсии.
4. Вода может быть растворена в масле и указываться в виде ppm в DGA.
5. Вода может быть в форме влажности, если трансформатор имеет подушку из инертного газа.

Свободная вода не вызывает особых проблем с диэлектрической прочностью масла, тем не менее, ее необходимо удалять как можно скорее. Наличие межфазной границы между водой и маслом позволяет воде растворяться в масле и переходить в изоляцию.

Проблемы с маслом в изоляции обсуждаются выше. Если трансформатор выводится из эксплуатации зимой, вода может замерзнуть. Если плотность масла больше 0.9 (плотность льда), лед может плавать. Это может привести к поломке трансформатора, если его включить со льдом, плавающим внутри. Это одна из причин, по которой лаборатории DGA измеряют плотность масла.

Количество влаги, которая может раствориться в масле, возрастает пропорционально температуре (см рисунок 51). Поэтому для сушки трансформатора используется горячее масло. Водно-масляная эмульсия может образовываться при слишком высокой температуре очистки масла. Когда масло остывает, растворенная влага образует эмульсию[21]. Водно-масляная эмульсия вызывает резкое снижение диэлектрической прочности.

Какое количество влаги в изоляции считать чрезмерным? Когда изоляция достигает 2.5% M/DW или 30% насыщения масла (дается в некоторых DGA), трансформатор следует просушить вакуумом, если бак рассчитан на вакуум. Если трансформатор старый, вакуумирование может больше навредить, чем помочь. В этом случае лучше провести круглосуточную рециркуляцию при помощи Bowser, максимально высушивая масло, которое будет удалять влагу из бумаги. При 2.5% M/DW, бумажная изоляция распадается гораздо быстрее, чем обычно[6]. По мере распада бумаги, из продуктов распада образуется еще больше воды, и трансформатор становится все более увлажненным, а его старение ускоряется. При превышении 4% M/DW, существует опасность пробоя (возгорания), если температура поднимется до 90 ºC.

Рис.51 – Максимальная растворимость воды в трансформаторном масле в зависимости от температуры

Растворенная в трансформаторном масле вода – Влага измеряется в DGA в ppm. Нкоторые лаборатории также дают значение процента насыщения воды в масле. Это процент воды, которая находится в масле, по сравнению с максимальным количеством воды, которое может содержаться в масле. Рисунок 51 показывает, что количество воды, которую может растворить масло, сильно зависит от температуры. Графики ниже (рисунок 52) — кривые процента насыщения. На оси слева найдите количество воды в ppm в результатах DGA. От этой точки следует провести горизонтальную линию. От температуры масла следует провести вертикальную линию.

В точке, где линии пересекаются, определить процент насыщения. Если точка попадает между двух кривых, следует оценить процент в зависимости от положения точки. Например, если воды 30 ppm, а температура составляет 40 ºC, то по кривым видно, что эта точка пересечения этих линий попадает посередине между кривой 20% и кривой 30%. Это значит, что насыщенность масла составляет примерно 25%. Кривые на рисунке 52 взяты из IEEE 62-1995 [20].

Рисунок 52 – Кривые насыщения масла

ВНИМАНИЕ:

При температурах ниже 30 °C кривые не очень точны.

Влага в изоляции трансформатора.

На рисунке 53 показано, как влага распределяется в изоляции трансформатора. Обратите внимание, что распределение влаги зависит от температуры, и что большая часть влаги находится внизу, а меньшая — вверху, где температура выше. Этот пример показывает, что количество влаги внизу почти в два раза выше, чем вверху. Большинство старых трансформаторов ломаются в нижней трети обмоток, где скапливается больше всего влаги. Область, в которой больше всего влаги — это область с наивысшей  электрической нагрузкой. Влага и кислород — главные враги трансформатора. Очень важно, чтобы трансформаторное масло было как можно более сухим, и с наименьшим возможным содержанием кислорода. Поломки из-за влаги — самая частая причина поломок трансформаторов[6]. Без точного определения температуры масла лаборатория не сможет дать точную информацию о M/DW или проценте насыщения. Вы также не сможете точно рассчитать эти значения.

Рисунок 53 – Распределение воды в изоляции трансформатора

Мнения экспертов о том, как определить количество воды в изоляции на основе влагосодержания в масле (ppm), расходятся. В лучшем случае методы определения содержания влаги в изоляции, основанные только на DGA не точны.

Metods insulation

Методы определения влажности изоляции, описанные ниже, являются оценочными; не следует принимать решений на основании одного DGA. Тем не менее, срок службы трансформатора — это срок службы изоляции. Изоляция быстро приходит в негодность под действием влаги и кислорода. Решения следует основывать на нескольких DGA, выполненных за некоторый период времени, и определять тренд роста влажности.

Если лаборатория не предоставляет процент M/DW, есть метод в IEEE 62-1995 [20]. На графике (рисунок 54), найдите температуру образца масла снизу трансформатора и добавьте 5ºC. Не используйте температуру верхнего масла. Это дает оценку температуры нижней трети (самой холодной) обмоток, где находится большая часть воды.

Рисунок 54 – Множитель Майерса (Myers multiplier) и температура

От этой температуры, проведите линию вверх, на кривую. От точки пересечения с кривой, проведите линию горизонтально влево и найдите множитель Майерса. Возьмите это число и умножьте на содержание воды в ppm, показанное DGA. Результатом будет процент M/DW в верхней части изоляции. Этот метод дает меньшее количество воды, чем номограмма от General Electric (рисунок 55).

Эта номограмма, опубликованная General Electric в 1974 году, дает процент насыщения масла и процент M/DW изоляции. После использования метода, показанного на рисунке 54, проверьте себя по этой номограмме. Номограмма на рисунке 55 покажет больше воды, чем метод IEEE.

Связь температур

Кривые на рисунке 55 помогают понять связь между температурой, процентом насыщения масла и процентом M/DW изоляции. Например, возьмите точку на оси ppm воды (10 ppm). Найдите соответствующую точку на оси температуры (45 ºC). Найдите процент насыщения и процент M/DW на центральных линиях. В данном примере, процент насыщения будет около 6.5%, а процент M/DW — около 1.5%. Теперь, оставайтесь на точке 10 ppm и сдвигайте температуру вверх (холоднее) и обратите внимание на то, как быстро увеличивается влажность.

Например, возьмите 20 ºC — процент насыщения масла будет около 18.5%, а % M/DW  — около 3.75%. Чем холоднее масло, тем выше процент влажности при одинаковом количестве ppm воды в масле.

Рисунок 55 – Влажность бумажной изоляции

Номограмма для трансформаторного масла

Не принимайте решения о сушке на основании только одного DGA и одного расчета; решение должно приниматься согласно трендам за некоторый период времени. Возьмите больше образцов и отправьте их на анализ. Следует внимательно следить за правильной температурой масла. На номограмме видно, что влагосодержание резко меняется в зависимости от температуры.

Образец не должен контактировать с воздухом. После применения более консервативного метода IEEE, если, опять, взятые позже образцы показывают M/DW 2.5% и более, а насыщение масла 30% и более, требуется немедленная сушка трансформатора. Воспользуйтесь номограммой и графиками, приведенными выше, для определения процента насыщения масла. Изоляция распадается гораздо быстрее, чем обычно, при высоком влагосодержании. Сушка может стоить дорого; разумно проконсультироваться с другими специалистами перед принятием окончательного решения о ее проведении. Однако сушка обойдется гораздо дешевле, чем позволить трансформатору стареть быстрее нормы, значительно сокращая срок его службы.

Почему важно очищать трансформаторное масло

Обеспечивая хорошие условия работы трансформатора, трансформаторное масло находится под влиянием негативных факторов: высокой температуры, нагрузок, окисления, критических напряжений и т.д.. Этим объясняется разница между обслуживанием масла и трансформатора. Трансформатор может работать без обслуживания 10-15 лет, а масло требует обработки через год, и полной регенерации — через 4-5 лет. Для решения этих проблем, рекомендуется использовать установки CMM производства GlobeCore. Установка CMM-R подключается непосредственно к трансформатору и восстанавливает все свойства масла без слива из бака трансформатора. Трансформатор при этом может быть как включенным, так и выключенным.

Срок службы трансформаторного масла можно продлить:

1) защитой от контакта с кислородом, путем установки специальных фильтров;

2) максимально уменьшив нагрев масла;

3) регулярной очисткой от воды и шлама;

4) уменьшением кислотности в процессе обработки;

5) добавкой антиокислительной присадки.

Компания GlobeCore

Оборудование производства GlobeCore максимально увеличивает эффективность очистки и регенерации трансформаторного масла, сочетая термовакуумную обработку, многоступенчатую фильтрацию и адсорбционную очистку. Последняя ступень очень важна, поскольку удаляет кислоты и продукты старения из масла и полностью восстанавливает его свойства.

Адсорбенты полностью очищают масло, удаляя эти примеси. После такой обработки масло можно снова использовать в трансформаторах и маслонаполненных выключателях.

Следуя современным требованиям очистки и регенерации трансформаторного масла, GlobeCore производит оборудование в различных вариантах исполнения: мобильное (на колесах, прицепах, роликах), стационарное, взрывозащищенное, теплоизолированное и т.д. Вся продукция комплектуется современными датчиками и системами управления для обработки трансформаторного масла.