Из-за скоротечности витковых и межкатушечных замыканий Хроматографический анализ неэффективен и не выявляет такие повреждения.

При превышении предельных значений характерных газов в целях выявления динамики их роста в масле трансформатора применяется способ периодической дегазации масла на действующих трансформаторах с последующим хроматографическим анализом газосодержания масла (спектра, динамики роста). При дегазации трансформатор как бы кратковременно очищается от газов, чтобы затем лучше проявлялась динамика роста газов.

Хроматографический метод не позволяет учитывать незначительные изменения в состоянии трансформаторов и устанавливать связь между серьезностью повреждения и скоростью изменения концентрации газов. Почти невозможно определить зарождение изменения недостатка конструкции трансформатора при опасном повреждении изоляции "ползущим" разрядом (например, при поврежде­нии в первом канале между обмоткой ВН и изоляционным цилиндром). В этот момент повреждения количество газа (его спектр) не превышает (или находится на уровне) предельных значений составляющих спектра газов рабочего фона. В завершающей же стадии "ползущий" разряд скоротечен, и поэтому хроматографическим анализом его невозможно своевременно выявить.

Для определения наличия повреждения в работающем трансформаторе посредством анализа растворенных в масле газов применяют маслоотборное устройство, систему выделения растворенных в масле газов, газоанализатор, нормировочные данные по отбраковке трансформатора.

Хроматографический анализ масла выполняется в энергосистемах в соответствии с действующими указаниями.

В Донбассэнерго была проведена работа по проверке хранения (сохранности) газов в пробе масла в шприце. Установлено, что после двух недель хранения концентрация углеводородных газов, оксида и диоксида углерода уменьшается не более чем на 20 %, а водород почти пол­ностью исчезает из пробы масла. В зарубежной практике конструкция шприцов дает возможность хранить образцы масла около 2 мес. Поэтому при организации работы по хроматографии вопрос возможной длительности хранения пробы масла в шприцах следует учитывать.

Существует несколько способов выделения газов из масла, которым соответствуют свои способы отбора пробы масла. Наибольшее распространение как в отечественной, так и в зарубежной практике нашел метод отбора пробы масла в стеклянные шприцы объемом 5 и 10 мл. Для отбо­ра пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений, при этом для удаления застоявшегося в патрубке масла необходимо слить некоторое его количество.

Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную тару с гнездами для шприцов, маркируют пробу и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует фиксировать энергообъект (электростанция или подстанция), стационарный номер трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора, кем выполнен отбор. Основное требование при отборе и доставке пробы масла в центральную лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла.

Экстрагирование (выделение газов в стеклянном сосуде с применением вакуума и барботирования) масла является наиболее распространенным в отечественной и зарубежной практике. Выделенный объем газа разделяется в хроматографе на составляющие.

В отечественной и мировой практике определяют содержание (концентрацию) следующих газов: углекислого газа СО2, оксида углерода СО, водорода Н2, кислорода О2, азота N2; углеводородов - метана СН4, ацетилена С2Н2, этилена С2Н4, этана C2H6 и др. Кроме того, определяют соотношение концентраций некоторых наиболее показательных (характерных) газов и рост их концентрации по сравнению с предшествующим регулярным измерением.

Отечественные нормы, разработанные ВНИИЭ при участии ряда других НИИ, предусматривают использование информации по концентрации газов:

а) для выявления дефектов твердой изоляции - СО2;

б) для выявления повышенного нагрева металла и частичных рязрядов (ЧР) в масле (дефекты токоведущих частей, в первую очередь контактных соединений, повышенный нагрев поверхности магнитопровода и конструкционных деталей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров), С2Н2, С2Н4; при пленочной защите дополнительно используют концентрации водорода и метана, а также скорость роста концентрации этих четырех газов и этана. По этим данным определяют, где расположен источник ЧР - в масле или в твердой изоляции. Более подробную информацию о степени опасности дефекта получают по отношениям концентраций характерных газов.

Анализ различен для старых и новых трансформаторов, например в старых трансформаторах наличие СО и СО2 может характеризовать не наличие дефекта, а естественный повышенный тепловой износ.

Перегревы конструкционных частей и магнитопровода в трансформаторе подразделяются по температуре на две группы: перегревы с температурой ниже 350 °С, перегревы с температурой 350-450 °С.

Характерными газами для перегревов конструкционных частей и магнитопровода в силовых трансформаторах являются этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора в капитальный ремонт решается при появлении в масле трансформаторов одного из этих газов или обоих вместе в определенных количествах.

Перегревы твердой электрической изоляции силовых трансформаторов можно фиксировать только посредством ХАРГ. Газовое реле в этом случае не реагирует и может начать действовать лишь в завершающей стадии повреж­дения изоляции, сопровождающейся значительным газовыделением (например, при завершении "ползущего" разряда). Характерный газ при перегреве твердой изоляции -диоксид углерода СО2. Вывод трансформатора в ремонт для обнаружения повреждения, вызванного перегревом (повреждением) твердой изоляции, производится по предельным значениям газов спектра, особенно СО2.

При ХАРГ следует учитывать способ защиты масла от увлажнения. При защите воздухоосушителем в спектре буде отмечен кислород, при азотной защите - азот. Наличие воздуха (кислорода) в спектре в случае пленочной защиты показывает потерю ее герметичности.

При установлении характера повреждения и оценке степени его опасности достоверность анализа зависит от количества проведенных анализов за конкретный промежуток времени. В отечественной практике принята периодичность отбора проб масла для ХАРГ 1 раз в б мес, для вновь вводимых в работу трансформаторов 220-500 кВ, а также 110 кВ мощностью 60 МВ.А и более - ежедневно в течение первых трех суток работы, затем через 1, 3 и 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ и выше дополнительно произ­водится ХАРГ через две недели после включения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, М.: Энергоатомиздат, 1986.

2. В.Ф.Могузов «Обслуживание силовых трансформаторов», М.: Энергоатомиздат, 1991.

3. В.А.Козлов, Л.М.Куликович «Прокладка, обслуживание и ремонт кабельных линий», Л.: Энергоатомиздат, 1984. )