3. Анализ газов, растворенных в масле
3.1. Основные положения
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле относится к категориям контроля П и М (см. введение).
В процессе старения изоляция трансформатора претерпевает ряд физико-химических изменений. При этом выделяются продукты разложения - твердые, жидкие и газообразные вещества. Твердые изоляционные материалы на основе целлюлозы (бумага, картон) при медленном старении выделяют газы; в их числе водород и низкомолекулярные углеводороды, а также окись и двуокись углерода, образующиеся при окислении целлюлозы. Газы образуются также и при старении масла, причем интенсивность газовыделения зависит от напряженности электрического поля и химического состава масла.
Газовыделение зависит от режима работы объекта, продолжительности эксплуатации, примененных в нем материалов и ряда других не всегда легко учитываемых факторов [Л.1]. В числе выделяющихся газов, кроме окиси СО и двуокиси углерода СО2, имеются водород Н2, метан СН4, этан С2Н6, этилен С2Н4, ацетилен С2Н2.
Растворимость некоторых газов в трансформаторном масле при давлении 760 мм вод. ст и температуре 25°С приведена в табл. 2.1. [Л.2].
Таблица 2. 1
Газ |
Растворимость, в % по объему |
Водород |
7 |
Азот |
8,6 |
Окись углерода |
9 |
Воздух |
10,3 |
Кислород |
16 |
Метан |
30 |
Углекислый газ |
120 |
Этан, этилен |
280 |
Ацетилен |
400 |
Растворимость газов в масле пропорциональна внешнему давлению и в диапазоне температур 20-100°С является линейной функцией температуры.
При разрушении изоляции, связанном с наличием повреждений, интенсивность процессов газовыделения резко повышается; может измениться также состав газов и их соотношение.
Установлено, что каждому виду дефекта соответствует определенный набор и соотношение газов [Л.1].
3.2. Методика испытаний
Базовым руководством по диагностике развивающихся дефектов на основе анализа газов, растворимых в трансформаторном масле (АРГ) является методика хроматографического анализа газов [Л.3].
3.3. Особенности алгоритма
В системе ДИАГНОСТИКА эта методика реализована на основе принципов нечеткой математики [Л.4]. Такой подход существенно повышает вероятность получения конечного результата, что в условиях нечеткости и неполноты входной информации приобретает первостепенное значение.
База знаний содержит множество правил, каждое из которых характеризуется коэффициентом доверия. Основу базы знаний составляют рекомендации из [Л.3], кроме того сюда входят и правила, внесенные разработчиками системы после длительных консультаций с экспертами. Следует отметить, что база знаний может постоянно пополняться новыми правилами.
Коэффициент доверия правила зависит от определенности параметров входящих в него. Если один или несколько параметров не определены, то коэффициент доверия правила снижается, что отражается на влиянии данного правила на конечный результат.
Например, полный объем информации в систему поступает, когда известны концентрации всех семи газов. Однако, наряду с числовым значением для любого из газов возможны следующие случаи:
газ полностью отсутствует;
имеется небольшое количество газа (следы);
наличие или отсутствие газа не определено.
Последний случай и является причиной изменения коэффициента доверия правил, в которые входит соответствующий газ.
Разработанный алгоритм позволяет получать диагноз даже в случаях, когда хотя бы один газ достоверно зафиксирован, а относительно остальных не имеется четкой информации. Естественно, что вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в этих случаях снижается.
В процессе диагностики при наличии нескольких замеров последовательно подключаются новые правила и проводится постепенное уточнение дефектов. Принято, что трансформатор имеет дефект при превы–шении концентрации хотя бы одного газа граничного значения.
Каждый трансформатор при обнаружении в нем дефекта ставится под контроль. Первое обнаружение дефекта фиксируется в “истории жизни” трансформатора. Обычно этот факт не сопровождается глубоким и всесторонним его исследованием, т.к. делается поправка на возможность занесения ошибочных данных. Для уточнения ситуации предлагается повторить анализ через пять дней. Положительный исход очередного анализа (т. е. отсутствие дефекта) у контролируемого трансформатора приведет к пометке в “истории жизни” о нормализации процессов, в нем происходящих, и трансформатор автоматически снимается с контроля.
При вторичном обнаружении дефекта ставится предварительный диагноз из набора (табл.2.2).
Таблица 2. 2
N |
Вид дефекта |
1 |
Старение масла |
2 |
Частичные разряды с низкой плотностью энергии |
3 |
Частичные разряды с высокой плотностью энергии |
4 |
Разряды малой мощности |
5 |
Разряды большой мощности |
6 |
Термический дефект низкой температуры |
7 |
Термический дефект в диапазоне низких температур |
8 |
Термический эффект в диапазоне средних температур |
9 |
Термический дефект высокой температуры |
В дальнейшем характер дефекта уточняется (табл. 2.3. ).
Таблица 2. 3
N |
Вид дефекта |
1 |
Перегрев токоведущих частей или элементов конструкции остова |
2 |
Перегрев элементов конструкции остова |
3 |
Перегрев твердой изоляции |
4 |
Электрические разряды в твердой изоляции (рис.2.1) |
5 |
Частичные разряды в масле |
6 |
Искровой и дуговой разряд в масле |
7 |
Дефект в системе охлаждения |
8 |
Старение масла |
9 |
Дефект в переключающем устройстве |
Выбор конечной альтернативы из табл. 2.2 и табл. 2.3. производится на основе максимального значения коэффициента доверия, соответствующего этой альтернативе.
Наряду с прогнозированием дефекта формируются мероприятия по дальнейшему техническому обслуживанию трансформатора.
Рис. 2. 1. Ползущий
разряд в электрокартоне
наличие дефекта в трансформаторе на момент анализа - р1 (0 - нет превышения граничных концентраций, 1 - превышение имеет место);
скорость нарастания концентрации хотя бы одного газа более 10 % в месяц - р2 (0 - скорость нарастания газов не превышает 10 %, 1 - скорость выше 10 %);
количество раз обнаружений дефектов (подряд) в данном трансформаторе - р3 (0 - количество раз обнаружений дефектов меньше или равно 2, 1 - количество раз обнаружений дефектов больше 2);
количество раз обнаружения нарастания концентрации (подряд) хотя бы одного газа более 10 % в месяц - р4 (0 - количество раз обнаружения нарастания концентрации меньше или равно 2, 1 - больше 2 раз);
ускорение нарастания газов (наращивается в случае увеличения скорости нарастания газов каждого последующего замера) - р5 (0 - количество прогрессирующих нарастаний меньше или равно 1, 1 - количество прогрессирующих нарастаний больше 1);
наличие факторов, способствующих увеличению концентрации газов - р6 (0 - фактор имеет место, 1 - фактор отсутствует);
наличие факторов, способствующих уменьшению концентрации газов - р7 (0 - фактор имеет место, 1 - фактор отсутствует);
наличие ацетилена в качестве основного газа в последней пробе масла - р8 (0 - ацетилен не является основным газом, 1 - ацетилен - основной газ);
наличие окиси или двуокиси углерода в последней пробе масла - р9 (0 - в пробе эти газы отсутствуют , 1 - хотя бы один газ имеет место).
Необходимо отметить, что при обнаружении дефекта и отсутствии скорости нарастания газа (концентрации уменьшились), счетчик p3 не наращивается, т.к. считается, что превышение концентраций - проявление прошлого обнаружения дефекта.
Возможные рекомендации системы приведены в табл. 2.4.
Таблица 2. 4
N |
Рекомендация |
1 |
Немедленный вывод трансформатора из работы |
2 |
Планировать вывод трансформатора из работы |
3 |
Проводить учащенный контроль по АРГ |
5 |
Проверить состояние сорбента в воздухоочистителе |
6 |
Проверить состояние маслонасоса |
7 |
Проверить возможность перетока (отобрать одновременно пробы из бака трансформатора и бака переключателей) |
9 |
Провести дегазацию масла |
10 |
Поставить в известность соответствующее подразделение предприятия |
11 |
Проанализировать условия предшествующей эксплуатации |
12 |
Снять с учащенного контроля по АРГ |
13 |
Проводить контроль по АРГ с нормальной периодичностью |
14 |
Сравнить с концентрациями в подобных трансформаторах |
15 |
Сообщить на завод-изготовитель |
18 |
Трансформатор поставлен под контроль |
20 |
Измерить омическое сопротивление обмоток |
21 |
Провести анализ с помощью инфракрасной техники |
22 |
Измерить потери холостого хода |
23 |
Провести химический анализ масла |
24 |
Измерить tg и комплексной проводимости изоляции |
25 |
Измерить сопротивления короткого замыкания |
26 |
Измерить tg масла |
27 |
Провести электрические измерения частичных разрядов |
28 |
Провести акустические измерения частичных разрядов |
29 |
Измерить сопротивление изоляции |
30 |
Провести визуальный контроль |
31 |
Отобрать пробы масла из баков контактора и трансформатора |
Связь между признаками, характеризующими дефект и процесс его развития с одной стороны и набором рекомендаций по его уточнению и локализации последствий проявления дефекта с другой, приведена в табл. 2.5.
Таблица 2. 5
Набор признаков |
Набор рекомендаций |
|||||||||||||
Р1 |
P2 |
P3 |
P4 |
P5 |
P6 |
P7 |
P8 |
P9 |
С1 |
С2 |
С3 |
С4 |
С5 |
С6 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
18 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
11 |
18 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
3 |
11 |
18 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
1 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
3 |
10 |
15 |
22 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
6 |
7 |
8 |
11 |
18 |
0 |
1 |
0 |
1 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
3 |
5 |
11 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
9 |
15 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
2 |
3 |
15 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
2 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
2 |
3 |
23 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
2 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
10 |
11 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
2 |
3 |
10 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
3 |
18 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
3 |
11 |
18 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
2 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
3 |
18 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
2 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
3 |
11 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
3 |
10 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
1 |
0 |
0 |
1 |
1 |
2 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
3 |
11 |
18 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
18 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
18 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
2 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Содержание табл. 2.5 уточняется по мере накопления статистических данных, получаемых из разных энергосистем.
Поскольку АРГ не дает полной гарантии вида дефекта и практически не предоставляет информацию о его местоположении, необходимо задействовать другие виды испытаний. Рекомендации на приоритетное проведение конкретных испытаний даются на основе результатов АРГ (табл.11.1 ).