Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле рд 153-34. 0-46. 302-00 icon

Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле рд 153-34. 0-46. 302-00


Смотрите также:
Методические указания по организации консервации теплоэнергетического оборудования воздухом рд...
Методические указания по устойчивости энергосистем со 153-34. 20. 576-2003 (рд 34. 20. 576)...
Методические указания. Паспорт метрологической службы. Порядок составления и ведения рд 153-34...
Методические указания по написанию курсовой работы...
Методические указания и контрольные задания для студентов заочной формы обучения гоу спо...
Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников Салаватского индустриального...
Методические указания по выполнению курсовой работы для студентов очного и заочного отделения по...
Методические указания для выполнения курсовых работ Пермь: пгсха, 2006. 15 с...
Методические указания по выполнению реферата по дисциплине «организация работы с персоналом»...
Методические указания и контрольные задания для студентов заочного факультета экономических...
Методические указания по написанию и оформлению дипломных работ Для студентов высших учебных...
Методические указания Для выполнения расчетно-графической работы №3 студентами дневного обучения...



Загрузка...
страницы:   1   2   3
скачать
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ РАО "ЕЭС РОССИИ"

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ


РД 153-34.0-46.302-00


Срок действия установлен с 01.01.2001 г.

до 01.01.2011 г.


РАЗРАБОТАНО: Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России", Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (АО ВНИИЭ), раздел 9 - совместно с ЗАО Московский завод "Изолятор" им. А. Баркова


ИСПОЛНИТЕЛИ: Ю.Н. Львов, Т.Е. Касаткина, Б.В. Ванин, М.Ю. Львов, В.С. Богомолов, Ю.М. Сапожников - (АО ВНИИЭ), С.Д. Кассихин, Б.П. Кокуркин, С.Т. Радковский, А.З. Славянский- (ЗАО "МОСИЗОЛЯТОР"), К.М. Антипов, В.В. Смекалов - ( Департамент научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России")


УТВЕРЖДАЮ: Начальник Департамента научно- технической политики и развития РАО "ЕЭС России" Ю.Н. Кучеров 12.12.2000 г.


Настоящие Методические указания составлены на основе накопленного в России опыта применения "Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов" РД 34.46.302-89 (М: СПО Союзтехэнерго, 1989), с учетом рекомендаций публикации МЭК 599 и СИГРЭ и вводятся взамен упомянутого выше РД 34.46.302-89 и взамен противоаварийного циркуляра Ц-06-88(Э) "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ" от 27.07.1988 г.

Настоящие Методические указания распространяются на трансформаторы напряжением 110 кВ и выше, блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд с любым видом защиты масла от атмосферы и высоковольтные герметичные вводы напряжением 110 кВ и выше, залитые трансформаторным маслом любой марки.

В Методических указаниях изложены: критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов (критерий ключевых газов, критерий граничных концентраций газов, критерий отношения концентраций пар газов для определения вида и характера дефекта, критерий скорости нарастания газов в масле); эксплуатационные факторы, влияющие на результаты АРГ; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ; основы диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам АРГ; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах по результатам анализа растворенных в масле газов.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в трансформаторах при использовании настоящих Методических указаний - 95%.

Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.


^ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ


МАi предел обнаружения в масле i-го газа, %об;

Аоi начальное значение концентрации i-го газа, %об;

Аi измеренное значение концентрации i-го газа, %об;

А ГРi граничная концентрация i-го газа, %об;

аi относительная концентрация i-го газа;

аmaxi максимальная относительная концентрация i-го газа;

FLi интегральная функция распределения;

PLi вероятность;

N общее число трансформаторов;

L интервал измерения концентрации i-го газа;

nLi число трансформаторов с концентрацией газа A(l-l)ili;

Vабсi абсолютная скорость нарастания i-го газа, %об/мес;

Ami А (m-1)i два последовательных измерения концентрации i-го газа, %об;

Td периодичность диагностики, мес.;

VОТНi относительная скорость нарастания i-го газа, %/мес;

 коэффициент кратности последовательных измерений (принимать  = 5);

Tid минимальное время до повторного отбора пробы масла, мес.;

АГi концентрация i-го газа в равновесии с газовой фазой, %об;

Вi коэффициент растворимости i-го газа в масле


^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1.1 Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится в соответствии с методикой “Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов” (РД 34.46.303-98), обеспечивающей:

1.1.1 Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода (H2), метана (CН4), ацетилена (С2Н2), этилена (СзН4), этана (C2H6), оксида углерода (СО), диоксида углерода (СO2).

1.1.2 Предел обнаружения определяемых в масле газов (Мai) должен быть не выше:

-для водорода - 0,0005 % об.

- для метана, этилена, этана - 0,0001 % об.

- для ацетилена - 0,00005 % об.

- для оксида и диоксида углерода - 0,002 % об.

1.1.3 Применяемые аппаратура и методики анализа должны обеспечивать погрешность измерения газов в масле не хуже указанной в таблице 1:


Таблица 1


Область измеряемых концентраций, %об

Суммарная погрешность измерения, % отн

< 0.001

0.001-0.005

0.005 - 0.05

>0.05

>50

<50

< 20

<10


1.2 Появлением газов в масле трансформатора считается значение концентрации, превышающее предел обнаружения в 5 раз.


^ 2. ДЕФЕКТЫ, ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ В ТРАНСФОРМАТОРАХ С ПОМОЩЬЮ АРГ


С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов.

2.1 Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова.

Основные газы: С2Н4 - в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С или С2Н2 - в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом.

Характерными газами в обоих случаях являются: Н2, СН4 и С2Н6.

2.1.1 Перегрев токоведущих соединений может определяться нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением и нагревом места крепления электростатического экрана; обрывом электростатического экрана; ослаблением винтов компенсаторов отводов НН; ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей пайкой элементов обмотки:

замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

2.1.2 Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах;

неправильным заземлением магнитопровода; нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.

2.2 Группа 2. Электрические разряды в масле

Электрические разряды в масле могут быть разрядами большой и малой мощности.

2.2.1 При частичных разрядах основным газом является Н2, характерными газами с малым содержанием - СН4 и С2Н2.

2.2.2 При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н2 или С2Н2; характерными газами с любым содержанием - СН4 и С2Н4.

2.3 Превышение граничных концентраций СО и СO2 может свидетельствовать об ускоренном старении и/или увлажнении твердой изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является диоксид углерода.

2.4 Основные (ключевые) газы- наиболее характерные для определенного вида дефекта:

2.4.1 Дефекты электрического характера:

водород - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен - электрическая дуга, искрение;

2.4.2 Дефекты термического характера:

этилен - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

метан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

этан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

оксид и диоксид углерода - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода - нагрев твердой изоляции.

2.5 Определение основного и характерных газов по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов производится следующим образом:

2.5.1 Рассчитываются относительные концентрации газов (ai) по формуле:

ai= Aiгр, (1)

Здесь и далее буквенные обозначения параметров в расчетных формулах приведены на стр.4.

2.5.2 По расчетным относительным концентрациям максимальное значение amaxi соответствует основному газу (кроме СO2; СO2 - основной газ, если СO2> 1);

ai> I - характерный газ с высоким содержанием;

0.1 i< I - характерный газ с малым содержанием;

ai<0.1 - нехарактерный газ

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

При этом, если измеренные концентрации Aoi превышают предел обнаружения (MAi, см. п.1.1.2), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.


^ 3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ РОСТУ ИЛИ УМЕНЬШЕНИЮ КОНЦЕНТРАЦИЙ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ


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

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

- остаточные концентрации газов от устраненного дефекта во время ремонта трансформатора (если не была проведена дегазация масла),

- увеличение нагрузки трансформатора,

- перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителе и т.д.,

- доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы,

- проведение сварочных работ на баке,

- повреждения масляных насосов с неэкранированным статором,

- перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.),

- перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках,

- переток газов из бака расширителя контактора РПН в бак расширителя трансформатора, имеющего РПН типа РС-3 или РС-4,

- сезонные изменения интенсивности процесса старения,

- воздействие токов короткого замыкания и др.

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

- продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла,

- уменьшение нагрузки трансформатора,

- замена силикагеля,

- длительное отключение,

- дегазация масла,

- доливка дегазированным маслом,

- частичная или полная замена масла в баке трансформатора,

- заливка маслом под вакуумом, в том числе - частичным вакуумом,

- замена масла в маслопроводах, навесных баках, расширителе, избирателе устройств РПН и т.д.

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


^ 4. КРИТЕРИЙ ГРАНИЧНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ


4.1 Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами.

Такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением АРГ.

4.2 Для бездефектных трансформаторов концентрации газов за срок службы не должны превысить граничных значений.

4.3 Рекомендуется определять граничные концентрации растворенных газов в масле нормально работающих трансформаторов как минимум через 5 лет.

4.4 Значения граничных концентраций газов, учитывая различные условия их эксплуатации в разных регионах, рекомендуется определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, одного класса напряжения и т.д.). Рекомендуется, чтобы в каждой группе было не менее 50 трансформаторов.

Для каждого трансформатора в статистическую обработку включаются все измеренные концентрации i-го газа за последний год эксплуатации.

4.5 За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа обследованных трансформаторов принятой группы.

4.6 Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения (Fi) следующим образом:

4.6.1 Измеренные концентрации i-го газа от 0 до Аmах по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам АРГ, следует разбить на L интервалов (можно принять L= 10-15).

Вероятность Pli приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от Al-i до ALi.

4.6.2 На каждом интервале определяем вероятность

(2)

4.6.3 Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся как

(3)

где k
4.6.4 Граничная концентрация i-го газа (Arpi) определяется при FLi = 0.9 наиболее просто графически (рис. 1)





Рис. 1. Определение граничной концентрации по интегральной функции распределения


4.7 При отсутствии достаточных статистических данных для определения граничных концентраций (п.4.4) растворенных в масле трансформаторов газов можно пользоваться данными таблицы 2.


^ Таблица 2


Граничные концентрации растворенных в масле газов






Концентрации газов, %об.

Оборудование

Н2

СН4

С2Н2

С2Н4

С2Н6

CO

СO2

Трансформаторы напряжением 110-500 кВ

0.01

0.01

0.001

0.01

0.005

0.05*

0.06

0.6(0.2)*

0.8(0.4)

Трансформаторы напряжением 750 кВ

0.003

0.002*

0.001

0.002

0.001

0.05

0.40

Реакторы напряжением 750 кВ

0.01

0.003

0.001

0.001

0.002

0.05

0.40


* для СО - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием; для С02 - в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе - свыше 10 лет, в скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла


^ 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДА И ХАРАКТЕРА РАЗВИВАЮЩЕГОСЯ ДЕФЕКТА ПО КРИТЕРИЯМ ОТНОШЕНИЙ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПАР ГАЗОВ


Вид и характер развивающихся в трансформаторе повреждений определяется по отношению концентраций следующих газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6.

При этом рекомендуется использовать такие результаты АРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1.5 раза.

5.1 Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4.

5.1.1 Условия прогнозирования "разряда":

и

5.1.2 Условия прогнозирования "перегрева":

и

Если при этом концентрация СO< 0.05%об, то прогнозируется "перегрев масла", а если концентрация С0>0.05%о - "перегрев твердой изоляции".

5.1.3 Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

и

или

и

5.2 Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется согласно таблицы 3 по отношению концентраций пар из пяти газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6 или графически (Приложение 3).

5.3 Отношение СО2/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в табл.3:

- если повреждением не затронута твердая изоляция, то

5СO2/СO13;

- если повреждением затронута твердая изоляция, то

СO2/СО < 5 или СO2/СО > 13

При интерпретации полученных значений отношений СO2/СО следует учитывать влияние эксплуатационных факторов п.3.

5.3.1 Следует иметь в виду, что СО2 и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.


^ Таблица 3


Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов



№ п/п

Характер прогнозируемого

Отношение концентраций характерных газов

Типичные примеры




дефекта

С2Н2

С2Н4

СН4

Н2

С2Н4

С2Н6




1.

Нормально

<0.1

0.1-1

<1

Нормальное старение

2.

Частичные разряды с низкой плотностью энергии

<0.1

<0.1

<1

Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции.

3.

Частичные разряды с высокой плотностью энергии

0.1-3

<0.1

<1

То же, что и в п.2, но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.

4.

Разряды малой мощности

>0.1

0.1-1

1-3

Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.

5.

Разряды большой мощности

0.1-3

0.1-1

>3

Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.

6.

Термический дефект низкой температуры (<150°С)

<0.1

0.1-1

1-3

Перегрев изолированного проводника.

7.

Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С)

<0.1

>1

<1

Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры "горячей точки".

8.

Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700°С)

<0.1

>1

1-3

То же, что и в п.7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки".

9.

Термический дефект высокой температуры (>700°С )

<0.1

>1

>3

Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.


5.3.2 Содержание СО2 в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления.

В трансформаторах со "свободным дыханием" СO2 может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0.03% об.





Скачать 0,56 Mb.
оставить комментарий
страница1/3
Дата27.09.2011
Размер0,56 Mb.
ТипМетодические указания, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы:   1   2   3
Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Загрузка...
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх