Руководящий документ РД 153-34.0-46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.
РД 153-34.0-46.302-00
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ
Срок действия с 01.01.2001
до 01.01.2011*
________________
* См. ярлык "Примечания"
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.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
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.
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:
- 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 | >50 |
0,001-0,005 |  50 |
0,005-0,05 | 20 |
>0,05 | <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.
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.
2.4 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:
Здесь и далее буквенные обозначения параметров в расчетных формулах приведены на стр.4.
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.
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.
4.6.2 На каждом интервале определяем вероятность
4.6.3 Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся как
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 | | | | | | | |
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 - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием; для - 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
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.
5.1.1 Условия прогнозирования "разряда":
5.1.2 Условия прогнозирования "перегрева":
_______________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы
5.1.3 Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":
или
Таблица 3
Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов.
|
|
|
|
|
|
N п/п | Характер прогнозируемого дефекта | Отношение концентраций характерных газов | Типичные примеры | ||
|
|  |  |  |
|
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. |
- если повреждением не затронута твердая изоляция, то
- если повреждением затронута твердая изоляция, то
6. КРИТЕРИЙ СКОРОСТИ НАРАСТАНИЯ ГАЗОВ В МАСЛЕ
6.1 Критерий скорости нарастания газов в масле определяет степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов.
6.2 Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов (пп.2.4.1 и 2.4.2), а также вследствие естественного старения изоляции.
6.3 Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.
6.6 Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа/газов.
Если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе.
В случае выявления дефекта повторные анализы следует провести через короткие промежутки времени с целью подтверждения наличия дефекта и определения скорости нарастания газов.
Отбор проб масла для определения скорости нарастания газов рекомендуется проводить 1 раз в 7-10 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 2-3 дня - для быстро развивающихся дефектов.
7. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ
7.1 Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки [1]:
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес;
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес после включения и далее - не реже 1 раз в 6 мес.
- трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.
Полная версия документа доступна с 20.00 до 24.00 по московскому времени.
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.