Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних КЗ. Оценка влажности твердой изоляции в силовых трансформаторах6.3 П, к, м. Оценка влажности твердой изоляцииПроизводится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ·А и более. Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2% по массе. Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем по результатам измерений тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведенных на трансформаторе, прогретом до 60 °C. Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10-12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4-6 лет. (Измененная редакция, Изм. № 2, Изм. 2005 г.) 6.4 Измерение сопротивления изоляции6.4.1 П, к, т, м. Измерение сопротивления изоляции обмотокСопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (п. 1.5), должно быть не менее 50% исходных значений. Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции. Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже: 10°C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно; 20°C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ. 6.4.2 П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода. Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегаомметры на напряжение 1000-2500 В. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. studfiles.net Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних КЗВанин Б. В., Львов М. Ю., Неклепаев Б. Н.
Известно, что наиболее тяжелым повреждением трансформатора является любое (витковое, междуфазное, на землю) внутреннее короткое замыкание (КЗ). Как указано в [1], внутренние КЗ в силовых трансформаторах в значительной степени связаны с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов и РПН.Возникновение внутренних КЗ в процессе эксплуатации обусловлено развитием физико-химических процессов, ухудшающих изоляцию трансформаторов и высоковольтных вводов, недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам КЗ, длительными неотключениями сквозных токов КЗ, приводящих к выгоранию витковой изоляции, нарушением контактных соединений.Данная статья посвящена характеристикам основных показателей ухудшения состояния изоляции вследствие развития физико-химических процессов, являющихся возможными причинами возникновения внутренних КЗ в силовых трансформаторах.К числу таких причин относится, в частности, загрязнение твердой изоляции, обусловливающее опасное перераспределение напряжения на ее участках, либо загрязнение и увлажнение масла, снижающее его электрическую прочность. Развитие загрязнения твердой изоляции трансформатора возможно, в частности, вследствие ионизационных процессов в изоляции, сопровождающихся образованием свободного углерода из масла, пропитывающего изоляцию.Загрязнение твердой изоляции трансформатора возможно и без ионизационного пробоя, например, вследствие деструкции масла и коррозии металлических компонентов при длительной эксплуатации. Кроме того, встречаются случаи загрязнения изоляции металлическими опилками, образующимися, в частности, при истирании крыльчатки маслонасоса о его корпус.Следует отметить, что критерием загрязнения поверхности твердой изоляции трансформатора может быть неоправданно малое значение тангенса угла потерь маслобарьерной изоляции, измеренное по нормальной схеме [2]. Это обусловливается токами утечки на заземленные части, минующими измерительную систему при испытаниях изоляции. Далее приведены предельные по малости значения тангенса угла потерь незагрязненной маслобарьерной изоляции в зависимости от значений тангенса угла потерь масла tg δм, в трансформаторе, измеренного при температуре испытаний [2].
В любом случае измеренный тангенс угла потерь маслобарьерной изоляции должен быть больше 0,17%. Тангенс угла потерь менее 0,17% означает начало опасного перераспределения электрического поля в изоляции, которое в дальнейшем может привести к внутреннему КЗ. Это необходимо принимать во внимание при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора.Снижение электрической прочности масла и маслобарьерной изоляции в целом у трансформаторов может быть вызвано увлажнением твердой изоляции и масла как вследствие попадания атмосферной влаги в масло, так и вследствие образования воды в результате процессов старения самой изоляции, газовыделением из изоляции и коллоидным старением масла.Влага как один из опасных факторов, влияющих на работоспособность изоляции, подлежит контролю в эксплуатации. Согласно [3] допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, должно быть не выше 2% по массе твердой изоляции, а эксплуатируемых трансформаторов – не выше 4% по массе.По физическому состоянию влага в твердой изоляции трансформаторов подразделяется на адсорбированную мономолекулярно и полимолекулярно. Первое состояние адсорбированной влаги характеризуется связью ее молекул преимущественно непосредственно с молекулами целлюлозы, составляющими твердую изоляцию. Второе состояние характеризуется связью молекул воды с молекулами воды же, принадлежащими последующим (после мономолекулярного) слоям. Граница между названными двумя состояниями влаги приходится на среднюю концентрацию влаги около 4% по массе, что соответствует завершению образования мономолекулярного слоя.Мономолекулярная влага и ионы примесей в ней, обусловливающие электропроводность материала, энергетически более сильно связаны с целлюлозой, чем полимолекулярная влага, и поэтому слабо сказываются на электрических характеристиках изоляции. При температуре около 20°С кривая зависимости электрических характеристик (т.е. электропроводности и тангенса угла потерь) от влаги начинает быстро возрастать при влажности изоляции 3 – 4%, т.е. при появлении полимолекулярных слоев влаги. При температуре изоляции порядка 60°С зависимость этих характеристик от влаги значительна уже при содержании влаги около 1%.В настоящее время согласно [3] предельно допустимое значение влагосодержания твердой изоляции эксплуатируемых трансформаторов составляет 4% по массе. Превышение этого значения влагосодержания соответствует массовому переходу адсорбированной влаги от монослойной к полислойной адсорбции и существенному ухудшению диэлектрических свойств изоляции, что связано также с уменьшением электрической прочности маслобарьерной изоляции в целом [4].Кроме того, негативное действие влаги в изоляции трансформатора связано с образованием пузырьков газа и пара, выделяющихся из изоляции в масло при перегреве изоляции от токов нагрузки в обмотках. Оно состоит в том, что остаточная и приобретенная влага находится в изоляции в адсорбированном состоянии внутри целлюлозных волокон. У нагруженного трансформатора из-за нагрева изоляции влага частично десорбируется (тем более, чем больше трансформатор нагружен) в микрокапилляры волокон, образуя в них пар, давление которого сравнимо с атмосферным давлением.Как было обнаружено [5], температура, при которой начинают появляться пузырьки, зависит от содержания влаги в изоляции, причем у очень сухой изоляции она превышает 200°С, а у очень влажной, совсем не высушенной, она понижена до 100°С (для трансформаторов с пленочной защитой, где содержание адсорбированного газа мало). Наряду с водяным паром из изоляции может выделяться (у трансформаторов с азотной защитой или свободным дыханием) в пузырьках адсорбированный газ (воздух или азот), что дополнительно снижает температуру, при которой выделяются пузырьки, до 60°С (при влажной изоляции).У трансформаторов с остаточной концентрацией влаги, соответствующей обычным условиям сушки (до 1% остаточной влаги), температура, при которой выделяются пузырьки, составляет 130 – 150°С. Это, естественно, снижает электрическую прочность масляного промежутка (между витками обмотки или между обмоткой и ближайшим барьером) маслобарьерной изоляции. Согласно последним рекомендациям СИГРЭ для недопущения газовыделения влажность изоляции эксплуатируемых трансформаторов не должна превышать 2%. Это следует учитывать при нормировании предельного значения допустимой влажности.Необходимо заметить, что в приведенных рассуждениях и оценках всегда фигурирует средняя по объему влажность изоляции. Между тем, в работающем трансформаторе влага распределяется по толщине изоляции обмоток неравномерно. Наибольшее местное значение ее концентрации приходится на внешний край изоляции, причем оно может быть в 1,5-2 раза выше среднего. При среднем значении влажности до 4% местное значение может быть достаточным для того, чтобы газовыделение в макрокапиллярах изоляции происходило под действием только диэлектрических потерь от рабочей напряженности поля в изоляции.В соответствии с [3] влагосодержание твердой изоляции трансформаторов определяется перед их вводом в эксплуатацию и при капитальных ремонтах по влагосодержанию заложенных в бак на заводе-изготовителе образцов изоляции.Следует отметить различие в условиях увлажнения изоляции обмоток и образцов, заключающееся в том, что они находятся не в одинаковых температурных условиях. Образцы имеют более высокую температуру, чем средняя по высоте температура барьеров, которая, вообще говоря, не совпадает и со средней температурой изоляции обмотки. К тому же в обмотке существуют температурные перепады как по высоте обмотки, так и по толщине изоляции.Учитывая изложенное, следует признать, что влажность образцов можно отождествлять с влажностью изоляции лишь в специфических условиях (например, когда трансформатор находится в резерве). Для работающего трансформатора такое отождествление может быть лишь очень приближенным.В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем. Среднее значение содержания влаги в изоляции расчетным путем определяется косвенно через измеренный тангенс угла потерь изоляции с учетом температуры обмотки и tg δ масла. Определение влагосодержания расчетным методом имеет некоторые преимущества по сравнению с определением влагосодержания по заложенным в бак образцам изоляции, поскольку оценка влажности производится по результатам измерений на изоляции самой обмотки. Недостатком метода является то, что особенности конструкции изоляции (степень заполнения изоляционных промежутков твердой изоляцией и маслом) в эксплуатации обычно не известны и приходится вводить приближенно обобщенные характеристики конструкции изоляции. Все это снижает точность определения диагностического признака по результатам измерений.Тем не менее, данный метод следует рассматривать все же как основное средство контроля абсолютного значения влагосодержания изоляции и его изменений в процессе эксплуатации. В этом отношении его диагностическая ценность выше, чем у метода анализа заложенных в бак образцов, поскольку он дает, хотя и приближенное влагосодержание, но влагосодержание непосредственно изоляции трансформатора с учетом температуры обмотки.Опыт эксплуатации показывает, что при постоянно удовлетворительном состоянии масла высокие значения влажности твердой изоляции трансформаторов и высоковольтных вводов не наблюдаются.В связи с изложенным представляется целесообразным ужесточить в [3] требования в отношении допустимого уровня влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приняв за основу рекомендации СИГРЭ и МЭК. Оценку влагосодержания твердой изоляции проводить расчетным путем по результатам измерений tg δ в изоляции и tg δ масла.В процессе эксплуатации силового трансформатора целлюлозная изоляция обмоток претерпевает деградацию (ухудшаются физико-химические свойства целлюлозной изоляции, снижается ее механическая прочность и образуется вода).Объективным показателем, позволяющим оценивать степень износа изоляции обмоток, является степень полимеризации образца витковой изоляции, отобранного в одной из верхних катушек, прямо характеризующая глубину ее физико-химического разрушения в процессе эксплуатации [6, 7]. При этом необходимо отметить, что достижение значения степени полимеризации изоляции обмоток 250 ед., при которой в соответствии с [3] ресурс изоляции считается исчерпанным, может оцениваться как не менее чем четырехкратное снижение механической прочности изоляции в сравнении с исходной. Это повышает риск появления витковых замыканий и повреждений трансформатора при возникновении механических усилий, в первую очередь, при протекании сквозных токов КЗ.Важно отметить также значимость процесса дегидратации, т.е. образование влаги при деструкции твердой изоляции, которая напрямую связана со степенью износа бумажной изоляции обмоток. Если оценка выхода воды из бумаги, имеющей степень полимеризации более 300 ед., составляет 10-3-10-2% массы и не оказывает существенного влияния на обеспечение работоспособности изоляции трансформатора, то при степени полимеризации ниже 250 ед. выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, что приводит к снижению электрической прочности изоляции трансформатора [7].При включениях – отключениях блоков, особенно в зимний период при отрицательных температурах, как показано в [8, 9], трансформаторы без специальной защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом не защищены от перенасыщения масла воздухом. То же следует сказать о трансформаторах с азотной защитой, поскольку они также находятся в условиях равновесного растворения газа в масле. Для указанных трансформаторов перенасыщение при понижении температуры неизбежно. Перенасыщающий масло газ может выделяться в виде пузырьков, ослабляющих электрическую прочность маслобарьерной изоляции при включении маслонасосов системы охлаждения (либо вследствие вибраций магнитопровода, либо обмотки под действием тока или напряжения). У трансформаторов с пленочной защитой, где в процессе эксплуатации в соответствии с [3] предельно допустимое газосодержание в масле составляет 4%, перенасыщение отсутствует.Целесообразно все блочные трансформаторы, начиная с напряжения 110 кВ, оборудовать пленочной защитой масла от соприкосновения с окружающим воздухом.Опыт эксплуатации показывает, что наиболее частым и опасным видом повреждения высоковольтных герметичных вводов трансформаторов является пробой изоляции масляного канала, что связано с развитием таких процессов, как отложение осадка (продуктов окисления масла или вымывания из конструктивных материалов) на внутренней поверхности фарфора и на внутренней изоляции, а также коллоидное старение масла [1].Процесс ухудшения состояния трансформаторного масла герметичных вводов под воздействием эксплуатационных факторов связан с образованием в нем металлосодержащих коллоидных частиц, в первую очередь, нафтенатов меди и железа [10]. Развитие коллоидно-дисперных процессов в трансформаторном масле высоковольтных герметичных вводов ведет к снижению электрической прочности масляного канала, при этом наибольшая роль принадлежит частицам размером более 100 А.Объективным показателем, позволяющим оценивать степень развития коллоидно-дисперсных процессов в масле высоковольтных герметичных вводов, является оптическая мутность [11]. Изменение мутности трансформаторного масла в процессе эксплуатации пропорционально концентрации коллоидных частиц и растет при их укрупнении. При этом наличие мутности трансформаторного масла более 40 м-1 указывает на развитие процесса коллоидного старения масла, которое ведет к снижению его электрической прочности [12].Рост концентрации и увеличение размеров коллоидных частиц в результате процесса коагуляции, связанного с наличием в масле кислот, смол и мыл, приводит также к активизации процессов седиментации (оседания) и насыщению отложений металлосодержащими коллоидными частицами внутренней поверхности фарфоровой покрышки и поверхности внутренней изоляции ввода. При этом следует отметить, что под влиянием эксплуатационных факторов в результате разрушения ненасыщенных молекул масла образуется воскообразный осадок, выступающий в дальнейшем как адсорбер. Подобный осадок часто наблюдается при вскрытиях высоковольтных герметичных вводов после длительной эксплуатации. Снижение электрической прочности масляного канала происходит за счет насыщения отложений металлосодержащими коллоидными частицами. Образующийся при этом “полупроводящий” осадок ведет к перераспределению электрического поля. При этом более крупные частицы, осаждаясь на поверхности фарфоровой покрышки, приводят к локальным повышениям напряженности электрического поля, развитию ионизационных процессов в этих местах и пробою изоляции.Развитие рассмотренных в данной статье процессов в изоляции силовых трансформаторов высших классов напряжений в какие-то моменты времени сопровождается развитием частичных разрядов (ЧР). Однако кажущийся заряд ЧР имеет статистическое распределение при развитии дефектов в процессе эксплуатации. Прерывистость во времени процесса ЧР сопровождается значительными различиями их интенсивности, при этом в процессе эксплуатации разряд в маслобарьерной изоляции трансформаторов обязательно включает на какой-то стадии форму ионизационного либо незавершенного искрового пробоя. В этой связи перспективным направлением может быть использование непрерывного контроля характеристик ЧР для обнаружения и индикации развития электрического повреждения изоляции трансформатора с целью своевременного отключения трансформатора до образования в нем внутреннего КЗ. Выводы
допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, принять не выше 1% по массе твердой изоляции, а эксплуатируемых трансформаторов не выше 2% по массе;определение влагосодержания твердой изоляции расчетным путем по результатам измерений tg δ изоляции и tg δ масла должно производиться на трансформаторе, прогретом до 60°С;ввести контроль мутности масла высоковольтных герметичных вводов, характеризующий коллоидное старение масла.
Список литературы
Ещё по теме:silovoytransformator.ru П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции — КиберПедия
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ·А и более. Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2% по массе. Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем по результатам измерений тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведенных на трансформаторе, прогретом до 60 °C. Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10-12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4-6 лет.
(Измененная редакция, Изм. № 2, Изм. 2005 г.)
Измерение сопротивления изоляции
П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (п. 1.5), должно быть не менее 50% исходных значений. Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний. При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции. Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже: 10°C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно; 20°C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.
П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода. Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегаомметры на напряжение 1000-2500 В. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
6.5 П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток
Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (п. 1.5), с учетом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%. Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется. Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний. При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции. Результаты измерений tgd изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. Измерение tgd обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже: 10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно; 20 °C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ, 60 °C - для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)
cyberpedia.su Оценка влагосодержания изоляции обмоток силовых трансформаторов расчетным путемОЦЕНКА ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ РАСЧЕТНЫМ ПУТЕМ Б.В.Ванин, Ю.Н.Львов, М.Ю.ЛьвовОАО «ВНИИЭ» - РАО «ЕЭС России» В настоящее время согласно [1] влагосодержание твердой изоляции силовых трансформаторов определяется перед их вводом в эксплуатацию и при капитальных ремонтах по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем. Однако, в эксплуатации отсутствует практически необходимый документ, регламентирующий методику определения влажности твердой изоляции обмоток трансформатора расчетным путем по результатам измерения диэлектрических характеристик. На основании накопленного за последние годы опыта по обследованию состояния трансформаторного оборудования, результатов проведенных ОАО «ВНИИЭ» научно-исследовательских работ, а также рекомендаций СИГРЭ и МЭК в ОАО «ВНИИЭ» разработана методика, используя которую в эксплуатации можно выполнить оценку влагосодержания твердой изоляции. Диагностическая ценность методики оценки влагосодержания твердой изоляции расчетным путем, как отмечено в [2], выше метода анализа заложенных в бак образцов, поскольку он дает хотя и приближенное влагосодержание, но влагосодержание непосредственно изоляции трансформатора с выполненной поправкой на температуру. При этом среднее значение содержания влаги в изоляции расчетным путем определяется косвенно через измеренный тангенс угла потерь изоляции с учетом температуры обмоток и тангенса угла потерь масла. Согласно [1] допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, должно быть не выше 2% по массе, а эксплуатируемых не выше 4%. однако, как отмечено в [2], на основании накопленного за последние годы опыта эксплуатации, а также рекомендаций СИГРЭ и МЭК необходимо внесение некоторых изменений в РД [1] в части контроля влагосодержания твердой изоляции с целью уменьшения возможности возникновения внутренних КЗ. Для этого предлагается ужесточить в РД 34.45-51.300.97 допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приняв его не выше 1% по массе твердой изоляции, а эксплуатируемых трансформаторов – не выше 2%. Общее влагосодержание определяется по графику [3] при известных тангенсах угла потерь tg и температуре изоляции Т. Т и tg надлежит найти, используя результаты профилактических испытаний. Последние должны включать в себя для двухобмоточного трансформатора тангенс угла потерь и емкость изоляционного промежутка между обмотками высшего и низшего напряжения и температуры верхнего слоя масла в трансформаторе. Для трансформатора с большим числом обмоток в результатах испытаний должны присутствовать тангенсы угла потерь и емкости изоляционных промежутков между соседними обмотками при заземленных остальных обмотках. Кроме этого результаты испытаний должны включать (в составе краткого химического анализа) тангенс угла потерь масла в трансформаторе. Эти профилактические испытания вообще имеют смысл лишь в том случае, если их можно более или менее точно соотнести с температурой верхних слоев масла, которая вообще говоря не совпадает с реальной температурой изоляции в момент измерения. приближенно, с точностью до нескольких градусов в сторону превышения, она равна искомой температуре через 2 или более часов после отключения трансформатора. Измеренный тангенс угла потерь не совпадает с искомым tg твердой изоляции из-за недозаполнения изоляционного промежутка твердой изоляцией. Поправка на наличие в промежутке масла по формуле: tg = 0,6 tgт + 0,4 tgм, где tgт – измеренный тангенс угла потерь междуобмоточной изоляции; tgм – тангенс угла потерь масла, измеренный при той же температуре (или приведенный к ней, при которой измерен tgт, позволяет приближенно найти тангенс угла потерь твердой изоляции tg и графически найти влагосодержание W твердой изоляции. Данная методика определения влажности твердой изоляции недейственна при наличии сильного загрязнения масла продуктами его старения. В этом случае формула дает отрицательные значения tg, что и является признаком сильного загрязнения масла. Литература 1. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-31.300-97. М.: ЭНАС, 1998.2. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н. Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних коротких замыканий в силовых трансформаторах // Электрические станции, 2003, № 2. 3. I.Gussenbauer. Examination of Humidity Distribution in Transformer Models by Means of Dielectric Measurments. CIGRE, v. 1, Sec. 15-02, 1980/ flatik.ru определение влажности макета твердой изоляции, ОБЪЕМ И НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ - 29 Апреля 2011Определение влагосодержания деталей макета твердой изоляции проводится в соответствии с требованиями директивного документа "Объем и нормы испытаний электрооборудования" РД 34.35-51.300-97. Краткие сведения об увлажнении твердой изоляции. Целлюлозно бумажные материалы, применяемые в трансформаторах, вследствие своей волокнистой структуры обладают высокой гигроскопичностью. Не менее гигроскопично и трансформаторное масло. На поверхности соприкосновения с воздухом оно впитывает из него влагу, а затем, циркулируя по каналам обмоток и омывая детали изоляционных конструкций, передает влагу целлюлозе. Этот процесс происходит тем интенсивней, чем выше влажность окружающего воздуха, чем резче, колебания его температуры и чем интенсивней циркуляция масла внутри бака трансформатора. Увлажнение изоляции способствует увеличению ее электрической проводимости и поэтому влияет на все электрические параметры; увлажненная изоляция имеет пониженные сопротивления и коэффициент абсорбции и повышенный tg d. Сохранение достигнутого при изготовлении влагосодержания изоляции является важнейшей задачей монтажа по обеспечению надежной работы трансформатора, поэтому контроль и оценка состояния изоляции проводится во всех промежуточных состояниях трансформатора путем выполнения требований инструкции.
ОБЪЕМ И НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ
Оценка влажности твердой изоляции проводится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более. Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 2%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 4% по массе. Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания изоляции расчетным путем. Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10-12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4-6 лет. www.transfort.ru Как определить увлажненность изоляции электродвигателей и трансформаторовОпределение увлажненности изоляции
Емкость изоляции может быть представлена геометрической емкостью, определяемой геометрическими размерами изоляции, иемкостью абсорбционной, т. е. емкостью, образуемой в толще изоляции неоднородностями изоляционного материала, также разными включениями в виде воздушных промежутков, воды, загрязнений и др. При приложении напряжения через изоляцию в 1-ый момент проходит ток заряда геометрической емкости, стремительно прекращающийся в связи с процессом зарядки этой емкости. Абсорбционная емкость проявляется не сходу после приложения к изоляции напряжения, а спустя некое время после заряда геометрической емкостив итоге следующего перераспределения зарядов в толще изоляции и скопления их на границах отдельных слоев, образующих из-за неоднородностей вроде бы цепочку поочередно включенных емкостей. Следствием заряда соответственных отдельных емкостей (поляризации) является ток абсорбции в изоляции. После прекращения поляризации, т. е. заряда абсорбционной емкости, ток абсорбции становится равным нулю, но через изоляцию продолжает проходить ток сквозной проводимости (ток утечки), значение которого определяется сопротивлением изоляции неизменному току. Определение влажности по коэффициенту абсорбции основано на сопоставлении показаний мегомметра, снятых через различные промежутки времени после приложения напряжения. Каб = R60 / R15 где R60 и R15 — сопротивление изоляции, измеренное соответственно через 60 и 15 с после приложения напряжения мегомметра. Для неувлажненной обмотки при температуре 10 — 30 °С Kаб = 1,3— 2,0, а для влажной обмотки коэффициент абсорбции близок к единице. Это различие разъясняется разной продолжительностью заряда абсорбционной емкости у сухой и увлажненной изоляции. Значение коэффициента абсорбции очень находится в зависимости от температуры изоляции, потому для сопоставления следуетвоспользоваться значениями, измеренными либо приведенными к одной температуре.Коэффициент абсорбции измеряется при температуре не ниже + 10 °С. Определение влажности по емкости и частоте делается приемущественно при испытании силовых трансформаторов. Оно основано на том, что емкость неувлажненной изоляции при изменении частоты меняется меньше (либо совершенно не меняется), чем емкость влажной изоляции. Емкость изоляции принято определять при 2-ух частотах: 2 и 50 Гц.При измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая емкость, однообразная у сухой и увлажненной изоляции. При измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц успевает проявиться абсорбционная емкость увлажненной изоляции, в то время как у сухой изоляции она меньше и заряжается медлительно. Температурапри измерениях должна быть не ниже + 10 °С. Отношение емкости, измеренной при частоте 2 Гц (С2), к емкости при 50 Гц(С60) для влажной изоляции составляет около 2, а для неувлажненной — около1. Определение влажности изоляции силовых трансформаторов по емкости и температуре Изоляцию можно считать неувлажненной, если (С70 — С20) / С20 ,2 Емкость обмоток можно измерить или при помощи моста типа Р5026 сразу с измерением тангенсаугла диэлектрических утрат, или вольтметром — амперметром. Температуру обмоток трансформаторов определяют указателем температуры, установленным в верхних слоях масла, либо устанавливают по сопротивлению меди обмотки. Определение влажности изоляции силовых трансформаторов по приросту емкости за 1 с. Заряжая емкость изоляции и потом разряжая ее, определяют емкость объекта С и прирост емкостиdС в течение 1 с за счет абсорбционной емкости, которая успевает проявиться за 1 с у увлажненной изоляции и не успевает — у сухой. Отношение dС/С охарактеризовывает степень увлажненностиизоляции обмоток трансформатора. Отношение dС/С находится в зависимости от температуры изоляции и должно измеряться при температуре не ниже+ 10 °С. elektrica.info Физико-химические методы оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации. Показатели оценки состояния бумажной изоляции.В процессе эксплуатации силового трансформатора целлюлозная изоляция обмоток претерпевает деградацию, обусловленную развитием процессов деструкции и дегидратации, сопровождающихся ухудшением ее физико-химических свойств. Это проявляется в снижении механической прочности, окислении и образовании пор, хемосорбции кислых продуктов, образующихся в процессе старения трансформаторного масла, а также соединений металлов переменной валентности.
Из-за сложного взаимодействия параллельных и последовательных химических процессов, приводящих к деградации, и большого количества влияющих факторов, не представляется возможным прогнозировать степень износа изоляции обмоток путем анализа воздействий эксплуатационных факторов. Следует так же отметить, что электрическая прочность пропитанной маслом бумаги в результате ее старения существенно не изменяется, так как разрушенные участки целлюлозной изоляции немедленно заполняются маслом и электрические показатели (сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции) существенно не изменяются и не могут служить индикаторами старения. Оценка износа изоляции обмоток для каждого конкретного трансформатора должна включать непосредственный анализ физико-химического состояния целлюлозной изоляции и сопутствующих показателей, свидетельствующих о степени развития ее деградации. При этом необходимо иметь набор диагностических признаков, позволяющих объективно оценивать степень износа изоляции и принимать решение о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации трансформатора. Формирование набора диагностических признаков должно основываться на анализе физико-химических процессов, происходящих в целлюлозной изоляции под воздействием эксплуатационных факторов. Среди этих факторов можно выделить наиболее значимые в плане влияния их на скорость развития деградации: электрическое поле, температура, наличие воздуха (кислорода), наличие химически активных примесей (продуктов старения), наличие влаги. К настоящему времени накоплен достаточно обширный фактический материал по влиянию на целлюлозу различных факторов. Это позволяет выделить основные физико-химические процессы, приводящие к деградации изоляции обмоток в процессе эксплуатации силовых трансформаторов:
Существенное влияние на ускорение старения целлюлозной изоляции в среде жидкого диэлектрика оказывает электрическое поле. Оно усиливает воздействие практически всех физико-химических факторов, а также способствует адсорбции на поверхности целлюлозной изоляции продуктов старения трансформаторного масла и конструкционных материалов. Воздействие электрического поля ускоряет и другой важный процесс деградации целлюлозы - каталитический кислотный алкоголиз при действии гидроксилсодержащих углеводородов (спиртов) в присутствии низкомолекулярных органических кислот и других продуктов, образующихся в масле в процессе старения. Высокая степень влияния этого процесса на деградацию изоляции обмоток обусловлена тем, что трансформаторное масло по своим физико-химическим характеристикам является лучшим пластификатором для целлюлозной изоляции, чем вода. Наличие в целлюлозной изоляции участков с сильным межмолекулярным взаимодействием, т.е. полностью «кристаллических», недоступных для масла областей, в общем случае составляет не более 20%, и с увеличением времени эксплуатации будет уменьшаться под действием электрического поля и других эксплуатационных факторов (температуры, наличия химически активных примесей и др.). Гидролиз целлюлозной изоляции, протекающий параллельно с процессом кислотного алкоголиза, по сравнению с ним вносит существенно меньший вклад в общий процесс деградации. Это обусловлено достаточно низким содержанием влаги в изоляции трансформатора при нормальной его эксплуатации. Важным фактором старения целлюлозной изоляции является ее термолиз, вызванный повышенной температурой. Под воздействием высокой температуры (более 90 °С) в целлюлозной изоляции, помимо ускорения перечисленных выше процессов, активизируются также процессы термической деградации - деструкция и дегидратация в аморфных и мезоморфных областях с образованием фурфурола и фурановых соединений. Наряду с указанными процессами деградации, в процессе эксплуатации происходит окислительная деструкция целлюлозной изоляции при воздействии кислых продуктов старения масла и содержащихся в них окислителей. Этот процесс приводит к образованию в макромолекулах полимера окисленных (главным образом карбоксильных) групп и нарушениям в ее структуре. Разрушение структуры целлюлозной изоляции и образование окисленных групп приводит к хемосорбции низкомолекулярных продуктов деструкции, а также кислых продуктов старения масла, ионов меди и железа, образующихся при коррозии металлических компонентов трансформатора в процессе его эксплуатации. Данный процесс сопровождается выделением в масло оксида и диоксида углерода, а визуальным признаком каталитической термоокислительной деструкции целлюлозной изоляции обмоток является ее темно-коричневый цвет. Рассмотренные процессы деградации целлюлозной изоляции обмоток (каталитический кислотный алкоголиз, термическая деструкция и дегидратация, гидролиз и окислительная деструкция) являются наиболее значимыми и приводят к снижению механической прочности бумаги и образованию воды. Для оценки состояния бумажной изоляции обмоток предусмотрено два метода:
Следует отметить, что деструкция целлюлозной изоляции в процессе эксплуатации трансформатора может сопровождаться выделением в трансформаторное масло фурановых соединений: фурфурол (2-фурфурол), 5-гидроксиметилфурфурол, фурфуриловый спирт (2-фурфурилакогояь), 2-ацетилфуран, метилфурфурол (2 -метил-2 -фурфурол) и ряда других, основными из которых следует считать фурфурол и гидроксиметилфурфурол. При этом, согласно полярности, 80% фурфурола растворяется в изоляционном масле, а гидроксиметилфурфурол в большей степени адсорбируется на бумажной изоляции, чем переходит в трансформаторное масло. Допустимое значение содержания фурановых соединений (ограничивающего область нормального состояния) установлено не более 0,0015 % массы (в том числе фурфурола - 0,001 % массы). Однако выход этих соединений в процессе деградации изоляции не является стехиометрическим в отношении числа разрывов в средней по массе макромолекуле целлюлозы. Поэтому данный показатель не отражает реально степень деструкции целлюлозы. Наличие в масле фурановых соединений может свидетельствовать лишь о локально протекающем процессе деструкции и не отражает динамику деградации целлюлозной изоляции. К тому же фурановые соединения разлагаются в кислой среде с образованием продуктов нефуранового типа. Кроме того, при наличии в трансформаторе термосифонного фильтра образующиеся фурановые соединения адсорбируются на силикагеле и распадаются в кислой среде. Объективным показателем, позволяющим оценивать степень износа изоляции обмоток, является степень полимеризации, прямо характеризующая глубину ее физико-химического разрушения в процессе эксплуатации. При этом снижение степени полимеризации имеет монотонную зависимость и отражает монотонное уменьшение механической прочности изоляции, что определяет детерминированную диагностическую ценность использования данного показателя. Как указывалось выше, для оценки состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов предусмотрено измерение степени полимеризации образцов этой изоляции. При этом ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении значения степени полимеризации до 250 единиц. Для объективной оценки износа изоляции обмоток трансформатора необходимо проводить измерение степени полимеризации образца витковой изоляции, отобранной в одной из верхних катушек. Отбор образца витковой изоляции может быть выполнен на отключенном трансформаторе, как при капитальном ремонте, так и при осуществлении частичного слива масла. Представительность заложенного в трансформатор образца целлюлозной изоляции, а также образцов барьерной изоляции, в отношении достигнутого уровня деструкции изоляции обмоток не обеспечивается в полной мере, поскольку такие образцы расположены в баке трансформатора в условиях, не отвечающих наиболее нагретой зоне. В отношении деструкции витковой изоляции обмоток необходимо отметить, что достижение значения 250 ед. может оцениваться как не менее чем 4-кратное снижение механической прочности изоляции по отношению к исходной. Это резко повышает риск возникновения витковых замыканий и повреждения трансформатора при возникновении механических усилий, в первую очередь при протекании сквозных токов коротких замыканий. Значимость процесса дегидратации напрямую связана со степенью износа бумажной изоляции обмоток. Если выход воды из бумаги, имеющей степень полимеризации более 300 ед., составляет порядка 10-3 - 10-2 % массы и не оказывает существенного влияния на работоспособность изоляции, то при достижении значений степени полимеризации ниже 250 ед. выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, а это приводит к снижению электрической прочности изоляции. Измерения степени полимеризации для получения объективной оценки износа изоляции необходимо проводить посредством определения вязкостных характеристик растворов целлюлозной изоляции в кадмийэтилендиаминовом комплексе. Это позволяет обеспечить отсутствие значимых деструктивных изменений в испытуемых образцах целлюлозы, в том числе и окисленных. Применение других растворителей, как правило, вызывает химическую деструкцию целлюлозы. Проведение анализа степени полимеризации изоляции путем перевода ее в эфиры может привести к завышенным значениям показателя вследствие растворения низкомолекулярной фракции и, как следствие, к ошибочным выводам.
Источник: © Львов М.Ю., Кутлер П.П. Физико-химические методы в практике оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации: Учебно-методическое пособие. - М.: ИУЭ ГУУ, ВИПК-энерго, ИПК госслужбы, 2003. - 20 с www.tdtransformator.ru |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Увлажненность изоляции определяют обычно для решения вопроса о необходимости сушки гигроскопической изоляции электронных машин и трансформаторов. Способы определения степени увлажненности изоляции основываются на физических процессах, происходящих в изоляции при приложении к ней напряжения.
