Основные виды повреждений трансформаторов - Контроль за состоянием трансформаторов

Uпр=(U1+U2+...+Un)/n.

Если один пробой (обычно первый) резко отличается от других, его значение отбрасывается и  определяется среднее значение пяти (n=5) остальных пробоев [5, 6].

Снижение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о  загрязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое развивающееся  в трансформаторе повреждение рано или поздно приводит к снижению пробивного напряжения масла, и в этом смысле его можно считать комплексной  характеристикой состояния масла.

Другим показателем, характеризующим  свойства трансформаторного масла  как диэлектрика, является тангенс  угла диэлектрических потерь или tg d. Если к идеальному диэлектрику  приложить переменное напряжение U (рис. 4), то через него будет протекать  емкостный ток Ic. В реальном диэлектрике ток содержит также активную составляющую Iа, определяющую мощность, рассеиваемую в диэлектрике. Эта мощность называется диэлектрическими потерями. Суммарный ток I в реальном диэлектрике, в том числе и в масле, оказывается сдвинутым от напряжения не на 90°, а на меньший угол, равный 90° - d. Чем хуже диэлектрик (или соответственно чем хуже качество масла), тем больше в нем потери, тем больше активная составляющая тока Iа и тем больше угол d. Диэлектрические потери принято характеризовать тангенсом этого угла (tgd).

Поскольку потери Р =UI cos (90° -d) = UIa = UIc tg d, то tg d = Iа/Iс или в процентах tg d = (Ia/Ic) 100%.

Диэлектрические потери для  свежего масла характеризуют  его качество и степень очистки, а в эксплуатации - степень загрязнения  и старения масла. Повышенные диэлектрические  потери масла приводят к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом. При повышении tgd масла  сверх нормируемого предела нужно  принять меры к его снижению или  заменить масло.

Для определения tg d масло  заливают в специальный сосуд  с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с помощью моста переменного  тока типов Р525, Р5026 и др. по так  называемой прямой схеме. Прямая схема  используется в том случае, когда  ни один электрод (полюс) испытуемого  объекта не связан с землей. Если один из полюсов (обычно это корпус или бак) заземлен, применяется так  называемая перевернутая схема (см. § 6). Прямая и перевернутая схемы включения  моста приведены на рис. 5. Поскольку  напряжение на электродах должно быть 2 кВ (при расстоянии между ними 2 мм), питание моста осуществляется через трансформатор Т. Регулируя R3 и С4, добиваются равновесия моста. Сопротивления моста и эталонного конденсатора моста подобраны так, что tg d= С4. Следовательно, при измерении  достаточно произвести отсчет емкости  С. Значение R3 при всех измерениях диэлектрических  потерь масла практически не меняется.

Перед измерением нужно проверить  схему моста с присоединенными  к нему электродами сосуда на отсутствие потерь. Это делают перед заливкой испытуемого масла в сосуд. Потерь нет, если С4=0. В противном случае следует проверить правильность сборки схемы и чистоту электродов. К сожалению, такая проверка проводится не всегда, что приводит к получению  ложных результатов. Каждое измерение  целесообразно повторять дважды - при разных положениях переключателя  полярности гальванометра и при  максимальной его чувствительности.

В настоящее время на некоторые  виды трансформаторного масла нормируют tgd при температуре 90 °С, однако в  эксплуатационных руководящих материалах tg d нормируется при 20 и 70 °С [2]. Для  комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов следует в эксплуатации определять tg d масла при всех трех температурах (20, 70 и 90 °С). В некоторых  случаях (например, в жаркие летние дни) трудно обеспечить температуру  масла 20 °С. Тогда измерение tg dмt производится при комнатной температуре t, °С, а тангенс угла диэлектрических  потерь при 20 °С определяется по формуле

tgdм20=tgdмt/К3

где К3 - коэффициент, зависящий  от разности температур, dt=t-20 °С, принимаемый  согласно табл.

Для трансформаторов 500-750 кВ и для мощных блочных трансформаторов 220 кВ значения tg d масла, допустимые в  эксплуатации, отличаются от указанных  в табл. 1. Например, согласно заводской  инструкции для трансформаторов  ТНЦ-1000000/500 оно должно быть не более 4% при 90 °С.

Пробивное напряжение и tg d масла  определяют в электротехнической лаборатории. Остальные нормируемые величины характеризуют физико-химические свойства, и их определяют в химической лаборатории.

От электротехнического  персонала требуется доставить  в лабораторию пробу масла  и затем правильно оценить  результаты анализа. Рассмотрим некоторые  из этих показателей.

Цвет масла обычно светло-желтый. В эксплуатации под влиянием нагрева, загрязнении, образующихся смол и осадков  масло темнеет. Темный цвет свежего  масла свидетельствует о неудовлетворительной очистке. Быстрое и сильное потемнение масла указывает на его перегрев или образование угля. Цвет определяют после пропускания пробы через  фильтр. Цвет масла служит для ориентировочной  оценки его качества.

Механическими примесями  называют любые нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Первая группа примесей — это волокна, пыль и другие элементы, попавшие в масло  в результате растворения различного вида связующих веществ (красок, лаков  и т.д). Они влияют на электрическую  прочность масла. Их наличие определяют, просматривая на свет стеклянный сосуд, в который налито масло, после  предварительного встряхивания.

При возникновении в масле  электрической дуги кроме газов  образуется второй вид примесей —  твердые обуглившиеся частицы, называемые взвешенным углеродом. Масло, в котором  горела дуга. приобретает синеватый  оттенок и флуоресцирует. Взвешенный углерод легко удаляется из масла  обычной механической очисткой. При  очень сильном засорении продуктами горения масло подлежит восстановлению или замене.

Уже отмечалось, что в  процессе старения масла образуются нерастворимые осадки — шлам. Некоторые  из них сильно гигроскопичны, и их отложения на поверхности изоляции могут вызвать перекрытия. Оседая на обмотке, шламы сильно уменьшают, а иногда и закупоривают масляные каналы, что ухудшает охлаждение и  может привести к недопустимым перегревам.

Обычно наличие механических примесей проверяют на просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г  на 1 т масла. Однако для трансформаторов  напряжением более 750 кВ предельное нормируемое количество примесей составляет 5-15 г/т, что требует, конечно, более  точных методов контроля. Определенное количество масла пропускается через  фильтр, который взвешивается до фильтрования масла и после. Разность масс и  дает количество осадков.

Влагосодержание масла в  малых концентрациях существенного  влияния на его свойства не оказывает, но при превышении нормы вода может  оказать губительное действие на трансформатор. Ее наличие свидетельствует  либо о потере герметичности (в том  числе во вводах, в системе охлаждения и т.д.), либо о чрезвычайно сильном  старении масла. Осажденная на дне бака вода сама по себе не снижает электрической  прочности масла, но может перейти  в растворенное состояние в масле  или даже увлажнить твердую изоляцию. Вода может проникнуть в масло  из воздуха при изменении объема масла вследствие его попеременного  нагрева и охлаждения. Трансформаторы с исправной пленочной защитой  масла в расширителе от такой  опасности избавлены. Вода может  находиться в масле также в  виде взвешенных частиц.

Влагосодержание определяется по количеству водорода, выделяемого  при взаимодействии масла с гидридом кальция. Строят график отношения времени  начала реакции к количеству выделившегося  газа в течение 45 мин, из него определяют (по номограмме или формуле) объем  выделяющегося водорода, а затем  с учетом плотности масла при  температуре испытания рассчитывают влагосодержание. Оно выражается в  процентах массы (см. табл. 1) или в  граммах воды на тонну масла, причем 0,001 %= 10г/т.

Важной характеристикой  является температура вспышки масла, чем ниже температура вспышки, тем  больше испаряемость.

При испарении масла ухудшается его состав, растет вязкость, образуются взрывоопасные и другие газы. Особенно опасно снижение температуры вспышки  масла в устройствах РПН.

Для определения температуры  вспышки масло заливают в закрытый сосуд (тигль) и нагревают. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь, которая вспыхивает при определенной температуре при  поднесении к ней пламени или от электрической искры.

При разложении масла, сопровождаемом снижением температуры вспышки, выделяются газы. При этом срабатывает  газовая защита (на сигнал или на отключение). В ряде случаев по снижению температуры вспышки и по составу  газа, скопившегося в газовом реле, можно определить характер повреждений  внутри трансформатора.

Кислотным числом масла называют количество едкого кали (КОН), выраженного  в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных  кислот в 1 г масла. В крупных трансформаторах  допустимое в эксплуатации значение меньше, чем приведенное в табл. 1 (для ТНЦ-1000000/500 - 0,15 мг КОН).

Водорастворимые кислоты  и щелочи могут попасть в масло  при рафинировании и регенерации (серная кислота и щелочи) или  образоваться в эксплуатации в результате окисления (низкомолекулярные кислоты, дающие кислую реакцию водной вытяжки). Наличие низкотемпературных кислот свидетельствует о плохом качестве масла, его быстром разрушении. Эти  кислоты агрессивны, могут быть причиной коррозии металла и старения твердой  изоляции. Для обнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный раствор  метилоранжа, а для обнаружения  щелочей и мыл — 1 %-ный спиртовой  раствор фенолфталеина, которые  меняют свой цвет в присутствии контролируемых компонентов. При содержании водо-растворимых  кислот и щелочей 0,015 мг КОН и более (в трансформаторах мощностью  до 630 МВА - 0,03 мг КОН) нужно произвести регенерацию или замену масла.

Стабильность масла определяется проведением его искусственного старения (окисления) в специальных  аппаратах, выражается двумя показателями - процентным содержанием осадка и  кислотным числом, определяется лишь для свежего масла.

Натровая проба характеризует  степень отмывки масла от посторонних  примесей. Этот показатель также используется лишь для свежего масла и в  эксплуатации не проверяется.

Температуру застывания проверяют  для масла трансформаторов, работающих в северных условиях. Это наибольшая температура, при которой масло  застывает настолько, что при  наклоне пробирки под углом 45°  его уровень в течение 1 мин  остается неизменным. Снижение температуры  застывания затрудняет работу маслонасосов, устройств РПН и переключателей без возбуждения (ПБВ). Газосодержание масла определяют при проведении работ, связанных с дегазацией и  азотированном масла.

В принципе суммарное газосодержание масла можно определять с помощью  хроматографа, но все действующие  нормы ориентированы на измерение  абсорбциометром. В стеклянной колбе  распылителя создается вакуум. В  нее заливают масло и по изменению  остаточного давления определяют газосодержание пробы.

Другие показатели масла  не нормируются и носят вспомогательный  характер. Плотность (удельная масса) наиболее просто определяется с помощью ареометра. Статистическая и динамическая вязкость измеряется соответственно с помощью  вискозиметров Энглера и Пинкевича. Содержание серы измеряется, как правило, лишь в процессе отработки технологии производства трансформаторного масла.

Анализ газа из газового реле выполняется на газоанализаторе  или на хроматографе (последнее точнее). Для получения правильных результатов  нужно правильно отобрать пробу  газа. Для этого пользуются прибором (рис. 6), размещаемым в специальном  деревянном футляре. Отбор пробы  следует производить следующим  образом. Уравнительная склянка 2 заполняется 22 %-ным раствором поваренной соли с добавлением 5-6 капель серной кислоты  и метилового оранжевого индикатора (вместо этого можно применять водный раствор глицерина 1:1 по объему или трансформаторное масло). Открывают краны 5 пипетки 7, поднимают склянку 2 выше верхнего крана и, когда жидкость, заполнив пипетку, начнет вытекать из резиновой трубки 4, закрывают краны 5 и надевают зажим 3. В пипетке не должно оставаться пузырьков воздуха. Конец трубки 4 надевают на штуцер закрытого крана газового реле, опускают пипетку ниже этого крана, открывают краны 5 пипетки и снимают зажим 3. Уровень жидкости в пипетке не должен опускаться. Если он опускается, то прибор неисправен или трубка 4 неплотно надета на штуцер. Лишь убедившись в отсутствии подсоса воздуха, можно открывать кран газового реле. Отбор газа ведут до тех пор, пока уровень масла в реле не достигнет верхней отметки на смотровом стекле или пока не заполнится пипетка (ее вместимость 500 мл). Затем закрывают кран газового реле, поднимают склянку 2 выше верхнего края пипетки, закрывают краны 5 пипетки. Пипетка с закрытыми кранами доставляется в химическую лабораторию.

О наличии или отсутствии повреждений в трансформаторе по результатам анализа газа из газового реле можно судить по данным табл. 2.

Основными примерами первых двух видов повреждений, указанных  в табл. 2, связанных с наличием дуги и характеризуемых в первую очередь большим количеством  водорода ("горючий" газ из газового реле), является перекрытие в устройстве РПН и межвитковое замыкание. Газовое реле, как правило, работает на отключение, происходит выброс масла  через выхлопную трубу или  предохранительный клапан. Трансформатор  подлежит выводу в ремонт.