Эксплуатация трансформаторного масла

Трансформаторное масло выполняет в трансформаторе три основ­ные функции:

• изолирует находящиеся под напряжением узлы активной части;

• охлаждает нагревающиеся при работе узлы активной части;

• предохраняет твердую изоляцию обмоток от увлажнения.

Эксплуатационные свойства масла и его качество определяются химическим составом масла. Вновь поступившее масло должно иметь сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие масла стандарту. Для масла, прибывшего вместе с трансформатором, соответствие стандарту подтверждается записью в паспорте транс­форматора.

При каждом осмотре трансформаторов проверяется температура верхних слоев масла, контролируемая по термометрам или термосиг­нализаторам. Эта температура не должна превышать 95°С. В против­ном случае нагрузка трансформатора должна быть снижена.

Состояние масла оценивается по результатам испытаний, которые в зависимости от объема делятся на три вида.

1. Испытания на электрическую прочность. Здесь определяется пробивное напряжение масла U_пр, визуально (качественно) определя­ется содержание механических примесей и влаги.

Электрическая прочность — одна из основных характеристик ди­электрических свойств масла. Испытания масла на электрическую прочность проводятся в стандартном маслопробойнике (рис. 9.4), представляющем собой фарфоровый сосуд 1, в который вмонтированы два плоских электрода 2.

Рис. 9.4. Стандартный маслопробойник

Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 20 минут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах маслопробойника плавно повышается до пробоя масла.
С интервалом 10 мин. выполняются шесть пробоев. Первый пробой не учитывается, а среднее арифметическое пяти других пробоев прини­мается за пробивное напряжение масла.

Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажне­нии масла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от твердой изоляции и другими примесями.

2. Сокращенный анализ масла. Здесь дополнительно к п.1 опреде­ляются температура вспышки масла и кислотное число.

Температура вспышки паров масла в закрытом тигле характери­зует фракционный состав масла и служит для обнаружения в транс­форматоре процессов разложения масла.

Кислотное число — это количество едкого кали (КОН), выражен­ное в мг и необходимое для нейтрализации кислот, содержащихся в 1 г масла. Старение масла сопровождается увеличением в нем содержания кислотных соединений, поэтому кислотное число характеризует сте­пень старения масла.

3. Полный анализ масла. Здесь дополнительно к п.2 определяются, количественное определение влаги и механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь tgd, содержание водорастворимых кислот и щелочей, содержание антиокислительных присадок, температура застывания, газосодержание и другие показатели.

Величина диэлектрическиех потерь (tgd) характеризует степень за­грязнения и старения масла.

Влагосодержание тщательно контролируется при эксплуатации трансформаторного масла. Ухудшение этого показателя характеризует нарушение герметичности трансформатора или его работу в недопус­тимом нагрузочном режиме. В последнем случае происходит интен­сивное старение целлюлозной изоляции и выделение ею влаги под воздействием повышенной температуры. Кроме того, масло содержит химически связанную воду, которая может выделяться в виде свободной воды в результате старения масла и под воздействием повышенной температуры.

Увеличение газосодержания (кислорода воздуха) приводит к ин­тенсификации окислительных процессов в масле. Этот показатель кос­венно характеризует и герметичность трансформатора.

Температура застывания актуальна для масла, эксплуатируемого
в районах крайнего севера.

Различают масло свежее, регенерированное (восстановленное)
и эксплуатационное. Характеристики свежего и регенерированного масла практически не отличаются. Для эксплуатационного масла уста­новлены нормально допустимые и предельно допустимые показатели качества.

Нормально допустимые показатели гарантируют нормальную ра­боту оборудования. При показателях масла, приближающихся к пре­дельно допустимым, необходимо принять меры по восстановлению эксплуатационных свойств масла или провести его замену.

В табл. 9.4 приведены показатели трансформаторного масла в со­ответствии с сокращенным анализом.

Для определения показателей масла берется его проба в сухую, чистую, стеклянную емкость вместимостью около 1 л с притертой стеклянной пробкой. Масло берется из нижних слоев через специаль­ный сливной кран. Предварительно сливается некоторое количество масла (2…3 л) для ополаскивания стеклянной емкости. На емкости должна быть этикетка с указанием оборудования, из которого взята проба, даты, причины отбора пробы и фамилии лица, отобравшего пробу масла. Периодичность отбора проб масла соответствует перио­дичности текущих ремонтов трансформатора.

Таблица 9.4

Показатель масла	Оборудо-вание, Uном, кВ	Свежее масло	Регенерир. масло	Эксплуатац. масло
норм. доп.	пред. доп.
Uпр, кВ	до 35 до 150			-
кисл.число, мг КОН/г	до 220	0,02	0,05	0,1	0,25
т-ра вспышки, °С	до 220			*

* — уменьшение не более чем на 5°С по сравнению с предыдущим анализом.

Непосредственный контакт масла с атмосферным воздухом при­водит к насыщению масла влагой и кислородом. В результате умень­шается электрическая прочность масла, ускоряются окислительные процессы в масле (масло стареет).

Для замедления процессов увлажнения и старения масла в него добавляют антиокислительные присадки, а в конструкции трансфор­матора предусматривают специальные устройства: термосифонные фильтры, воздухоосушители, пленочную и азотную защиты.

Антиокислительные присадки способствуют поддержанию тре­буемого качества масла длительное время, а также защищают другие изоляционные материалы трансформатора.Срок службы масла с та­кими присадками увеличивается в 2…3 раза. Стоимость присадок от­носительно невелика. Добавку присадок выполняют раз в 4…5 лет. Примером антиокислительной присадки служит технический пирами­дон в количестве 3% от массы масла [10].

Термосифонный фильтр предназначен для поглощения влаги и про­дуктов окисления и старения масла в процессе эксплуатации. Общий вид термосифонного фильтра приведен на рис. 9.5,а. Корпус фильтра 1 запол­нен адсорбентом 2 (силикагелем или другим веществом), поглощающим влагу и продукты окисления масла. С помощью патрубков 5 фильтр при­соединен к верхней и нижней частям бака трансформатора. Масло через фильтр циркулирует за счет разности плотностей нагретого (в верхних слоях) и холодного (в нижних слоях) масла.

Количество адсорбента в фильтре составляет около 1% массы масла. Насыщенный влагой адсорбент удаляется через бункер 4, а че­рез бункер 3 загружается свежий адсорбент. Использованный адсор­бент регенерируется нагреванием до температуры 400…500°С.

Насыщение адсорбента влагой контролируется по изменению его окраски. В частности, добавка к силикагелю хлористого кобальта обу­славливает его голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насыщения силикагеля влагой и продуктами старения масла.

Трансформаторы мощностью 1000 кВ^.А и более должны эксплуа­тироваться с постоянно включенными термосифонными фильтрами.

Рис. 9.5. Термосифонный фильтр (а), принципиальные схемы пленочной (б)
и азотной (в) защит масла

Масло очень гигроскопично, и если расширитель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поглощается маслом, снижая его изоляционные свойства. Для предотвращения этого расширитель связывают с окружающей средой через воздухоосушитель (позиция 3 на рис. 9.5,б), заполненный силикагелем.

Принцип пленочной защиты (рис. 9.5,б) заключается в герметиза­ции масла за счет установки внутри расширителя 2 эластичной емко­сти 1, предназначенной для компенсации температурного изменения объема масла. Эта емкость плотно прилегает к внутренней поверхно­сти расширителя и масла, обеспечивая герметизацию последнего от окружающей среды. Внутренняя полость эластичной емкости соединена с окружающей средой через воздухоосушитель 3, препятствующий конденсации влаги внутри емкости. Патрубок 4 соединяет расширитель с баком трансформатора.

Азотная защита (рис. 9.5,в) заключается в заполнении надмас­ленного пространства 1 герметичного расширителя сухим азотом. Компенсация температурных изменений объема масла осуществляется за счет связи надмасляного пространства с мягким резервуаром 2.

Несмотря на все применяемые защиты, в процессе длительной эксплуатации масло увлажняется и стареет. При приближении показа­телей масла к предельно допустимым его подвергают регенерации (восстановлению). На специальных установках масло центрифуги­руют, фильтруют, сушат, дегазируют.

При центрифугировании из масла удаляются твердые механиче­ские примеси и частично влага, имеющие большую плотность, чем масло. При фильтровании масло продавливается через пористую среду (картон, бумагу), в которой задерживаются нерастворимые примеси и частично влага. Глубокая сушка масла выполняется распылением в вакууме или на цеолитовых установках, в которых масло фильтруется через слой молекулярных сит — цеолитов, задерживающих молекулы воды, но пропускающих молекулы масла. Растворенный в масле ки­слород удаляют в специальных дегазационных установках.

Стоимость регенерированного масла при полностью восстанов­ленных эксплуатационных качествах не превышает 50-60% от стоимо­сти нового масла.

Сложности эксплуатации трансформаторного масла: защита от окру­жающей среды, периодический контроль состояния, испытания, регене­рация — обусловили широкое использование в распределительных сетях 6…35 кВ трансформаторов герметичного исполнения (ТМГ), изготавли­ваемых с номинальной мощностью до 1600 кВ^.А. Эти трансформаторы полностью заполнены маслом и не имеют расширителя. Температурные изменения объема масла воспринимаются гофрированным баком.

В трансформаторах ТМГ контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает его увлажнение, окисление
и шламообразование. Масло практически не меняет своих свойств
в течение всего срока службы трансформатора. Поэтому при эксплуа­тации таких трансформаторов отсутствует необходимость периодиче­ского взятия проб и испытаний масла.

В настоящее время альтернативой трансформаторному маслу яв­ляются жидкие диэлектрики Midel 7131, Софексил ТСЖ и другие. Экологически чистый диэлектрик Midel 7131 (пробивное напряжение 55 кВ, кислотное число 0,02 мг КОН/г, температура вспышки 257°С) применяется там, где требуется высокая пожаробезопасность — в жи­лых, служебных, некоторых производственных помещениях.

Для улучшения свойств трансформаторного масла российский производитель трансформаторов ОАО «Уралэлектротяжмаш» исполь­зует смесь из минерального трансформаторного масла и Midel 7131. Этой фирмой изготавливаются трансформаторы, полностью заполнен­ные Midel 7131.

Экологически чистый диэлектрик Софексил ТСЖ (пробивное на­пряжение 35 кВ, температура вспышки 300°С) является пожаробезо­пасным. В условиях сурового российского климата явным преимуще­ством Софексил ТСЖ является низкая температура застывания -75^oC. Температура застывания стандартного трансформаторного масла -45^oC. Недостаточно низкая температура застывания масла может при­вести к перегреву и повреждению трансформатора при его запуске в суровых климатических условиях (Сибирь, районы крайнего Севера).

Трансформаторы с экологически чистыми жидкими диэлектри­ками дороже традиционных масляных трансформаторов, но дешевле сухих трансформаторов и успешно конкурируют с последними в части пожарной безопасности в распределительных сетях 6…35 кВ.

9.7. Хроматографический анализ газов,
растворенных в трансформаторном масле

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого анали­тического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объеди­нивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. По результатам этих ана­лизов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позво­ляет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося поврежде­ния. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полу­ченных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев [1, 14].

Основными газами, характеризующими определенные виды де­фектов в трансформаторе, являются: водород Н₂, ацетилен С₂Н₂, этан С₂Н₆, метан СН₄, этилен С₂Н₄, окись СО и двуокись СО₂ углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частич­ные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен — перегрев актив­ных элементов; этан — термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен — высокотемператур­ный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и дву­окись углерода — перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.

1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции маг­нитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления элек­тростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соедине­ний отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может опреде­ляться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с обра­зованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопусти­мыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разря­дами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей ос­новными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО₂/CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым со­держанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как пра­вило, отсутствует.

При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания — метан и этилен. При этом отношение СО₂/CO, как правило, меньше 5.

3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и ду­говые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород;характерными газами с малым содержанием — метан иэтилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водо­род и ацетилен;характерными газами с любым содержанием — метаниэтилен.

После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумя-тремя последующими измерениями следует планировать вывод транс­форматора из работы прежде всего с дефектами группы 2. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и объем ремонтных работ.

Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по каким-то объективным причинам это невоз­можно осуществить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и хромотографическим анализом газов.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позво­ляет выявлять не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее состояние изоляции его обмоток. Объективным показате­лем, позволяющим оценить степень износа изоляции обмоток транс­форматора, является степень ее полимеризации, снижение которой прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (дест­рукции) изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопутствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси углерода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммарной концентрации СО и СО₂ более 1% мо­жет свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции. Образо­вание фурановых производных является прямым следствием старения бумажной изоляции.

Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и кон­тролировать требуемое содержание в трансформаторном масле анти­окислительных присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансформатора от старения.

Ремонт трансформаторов

Трансформаторы являются наиболее сложным оборудованием систем электроснабжения. Ремонт трансформатора, связанный с его разгерметизацией, выемкой и ремонтом активной части, требует высо­кой квалификации ремонтного персонала, больших материальных и временных затрат.

Вывод трансформатора в ремонт через определенный календар­ный промежуток времени не может считаться достаточно оправдан­ным, поскольку в плановый ремонт может быть выведен вполне рабо­тоспособный трансформатор. Поэтому текущие и капитальные ре­монты трансформаторов систем электроснабжения проводят в соот­ветствии с их действительным техническим состоянием (система РТС).

Для оценки действительного состояния трансформатора при его тех­ническом обслуживании периодически проводятся профилактические проверки, измерения, испытания, диагностирование. При обнаружении явных или прогнозировании развивающихся дефектов, которые могут привести к отказу трансформатора планируется вывод его в ремонт.

Предварительно проводится ряд организационно-технических ме­роприятий, обеспечивающих четкое выполнение ремонтных работ: подготовка помещения (площадки), грузоподъемных механизмов, обо­рудования, инструментов, материалов, запасных частей. Кроме того, составляются ведомость объема работ и смета, которые являются ис­ходными документами для определения трудовых и денежных затрат, сроков ремонта, потребности в материалах.

Любой ремонт трансформатора, связанный с разгерметизацией
и выемкой активной части относится к капитальному. В зависиости от состояния активной части различают:

• капитальный ремонт без замены обмоток;

• капитальный ремонт с частичной или полной заменой обмоток, но без ремонта магнитной системы;

• капитальный ремонт с заменой обмоток и частичным или пол­ным ремонтом магнитной системы.

Ремонт трансформаторов мощностью до 6300 кВ^.А выполняется, как правило, на специализированных ремонтных предприятиях. Ре­монт трансформаторов большей мощности, у которых затраты на транспортировку могут превосходить стоимость ремонта, выполняется непосредственно на подстанциях. В этом случае персонал специализи­рованного ремонтного предприятия выезжает к месту установки трансформатора.

По завершению ремонта активная часть трансформатора промыва­ется сухим трансформаторным маслом. Для старого электрооборудо­вания со сроком службы более 25 лет следует использовать интенсив­ную промывку активной части, добавляя в промывочное масло специ­альные присадки, обладающие повышенной растворяющей способно­стью. Это позволяет интенсифицировать процесс выделения из изоля­ции и активной части трансформатора воды, механических примесей, продуктов старения масла и твердых изоляционных материалов, что положительно сказывается на характеристиках изоляции.

Твердая изоляция обмоток трансформатора обладает гигроскопич­ностью. В период выполнения ремонтных работ на открытой активной части изоляция обмоток впитывает влагу из окружающей среды. По­этому по окончании ремонта возникает вопрос о необходимости сушки изоляции обмоток трансформатора.

Трансформаторы, у которых при ремонте выполнялась полная или частичная замена обмоток, подлежат обязательной сушке. Трансфор­маторы, прошедшие ремонт без замены обмоток, могут быть вклю­чены в работу без сушки изоляции при условиях, что:

• характеристики изоляции не выходят за пределы нормирован­ных значений;

• продолжительность пребывания активной части на открытом воз­духе Т_откр при определенной его влажности не превышает значений, приведенных в табл. 4.1.

Сушка изоляции существляется ее нагреванием в вакуумных шка­фах, сухим горячим воздухом в специальных камерах, в собственном баке (без масла).

Вакуум ускоряет испарение влаги из изоляции. Предварительно нагретую активную часть трансфор­матора помещают в вакуумный шкаф. Выдерживая определенный ре­жим температуры и вакуума, проводят сушку изоляции. Этот способ сушки достаточно сложный, требует значительных затрат и применя­ется, как правило, на заводах-изготовителях трансформаторов и круп­ных ремонтных предприятиях.

При сушке изоляции сухим нагретым воздухом активную часть трансформатора помещают в теплоизолированную и защищенную из­нутри от возгорания камеру. В нижнюю часть камеры с помощью воз­духодувки подается нагретый сухой воздух, удаляемый через вытяж­ное отверстие в верхней части камеры.

Одним из наиболее распространенных в эксплуатации является способ сушки изоляции в собственном баке без масла с применением вакуума, допустимого для конструкции бака. На поверхности бака 1 (рис. 9.6) размещается намагничивающая обмотка 2, подключаемая к источнику переменного напряжения ~U. Между баком и обмоткой прокладывается слой теплоизоляции (асбест или стеклоткань).

При протекании по обмотке переменного тока в стальных конст­рукциях трансформатора возникает переменный магнитный поток. Токи, индуктируемые этим потоком, нагревают трансформатор. Влага из изоляции обмоток испаряется.

Рис. 9.6. Принципиальная схема сушки изоляции трансформатора

В отверстие в крышке бака трансформатора вставляется вытяжная труба 3, через которую пары влаги вытягиваются в приемник конден­сата 5 вакуум-насосом 4. Этот насос создает внутри бака разряжение, допустимое для данной конструкции бака.

В [9, 10] приводятся аналитические выражения для расчета пара­метров намагничивающей обмотки.

При всех способах сушки с помощью термодатчиков контролиру­ется температура активной части трансформатора, которая должна быть в пределах 95…105°С.

В процессе сушки периодически измеряется сопротивление изоля­ции. При проведении измерений питание намагничивающей обмотки отключается. Сушка заканчивается, если сопротивление изоляции на протяжении 6 часов остается неизменным.

Все работы, выполненные при капитальном ремонте трансформа­тора, принимаются по акту, к которому прилагается техническая до­кументация по ремонту. Акты со всеми приложениями хранятся в пас­порте трансформатора.