КИПЕНИЕ МАСЛА

Кипение масла в месте значительного перегрева происходит в локальной зоне.

Кипение в большом объеме начинается с образования на нагреваемой поверхности мелких пузырьков. Этот вид кипения называется пузырчатым. При пузырчатом кипении от поверхности нагрева отрывается большое количество мелких пузырьков.

При определенном значении теплового потока наступает так называемое пленочное кипение. Оно характеризуется образованием сплошной паровой пленки, отделяющей нагретое тело от жидкости.

Теплоотдача от нагретого тела уменьшается, и температура его резко возрастает. Такое

явление называется кризисом кипения или пережогом/

11

ХРОМАТОГРАФЫ

Основные показатели лабораторных хроматографов:

•быстродействие;

•количество определяемых компонентов;

•минимально определяемая концентрация компонентов;

•повторяемость результатов;

•трудоемкость и частота повторения калибровки

Существуют стационарные газовые хроматографы.

Для полевых измерений на месте установки оборудования применяются хроматографы, обеспечивающие экспресс-анализ масла и оперативное получение результата.

Для непрерывного контроля газов, растворённых в масле, используются хроматографы, которые монтируются непосредственно на контролируемый трансформатор.

13

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ХАРГ

Необходимо принимать во внимание особенности контролируемого оборудования:

•с ростом мощности и класса напряжения трансформатора возрастают потоки рассеяния и обусловленные ими добавочные потери;

•высокое напряжение создает предпосылки для возникновения частичных разрядов на поверхности и в глубине целлюлозной изоляции;

•дефекты, связанные с работой РПН – перегрев контактных соединений отводов, особенно в РПН, установленных в обмотках, соединенных в треугольник;

•в шунтирующих реакторах чаще проявляются дефекты, обусловленные их конструкцией.

Интерпретация результатов ХАРГ осложняется следующими обстоятельствами:

•дефекты различной природы и вызываемые ими совершенно разные по степени тяжести последствия с точки зрения ХАРГ могут восприниматься практически одинаково;

•повышение концентрации газов в масле трансформатора может быть вызвано не появлением дефектов, а другими причинами;

•даже при наличии дефектов в трансформаторе концентрации газов в масле могут снижаться, а не расти в силу разных причин;

•места взятия пробы и образования дефекта могут быть существенно разнесены друг от друга (в пределах размера бака);

•газы имеют разную растворимость в масле: наиболее растворим в масле ацетилен (400 % по объему), наименее – водород (7 % по объему).

Возможны ситуации, когда явные дефекты не вызывают роста концентраций газов в масле, а также случаи одновременного наличия двух и более дефектов с разными законами газовыделения.

14

ФАКТОРЫ, ВЫЗЫВАЮЩИЕ УВЕЛИЧЕНИЕ ГАЗОВ

Эксплуатационные и другие факторы, которые могут вызвать увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

•остаточные концентрации газов от устраненного во время ремонта дефекта трансформатора;

•увеличение нагрузки трансформатора;

•перемешивание свежего масла с остатками старого;

•доливка маслом, бывшим в эксплуатации;

•десорбция газов из селикагеля термосифонных фильтров;

•проведение сварочных работ на баке, залитом маслом;

•повреждения масляных насосов с неэкранированным статором;

•перегревы из-за дефектов системы охлаждения;

•сезонные изменения интенсивности процесса старения твердой изоляции и масла;

•воздействие токов короткого замыкания;

•значительные количества СО2 и СО могут образовываться и при нормальных рабочих температурах;

•водород выделяется при образовании ржавчины стали;

•причиной газовыделения может явиться замыкание активной части на бак.

15

ФАКТОРЫ, ВЫЗЫВАЮЩИЕ УМЕНЬШЕНИЕ ГАЗОВ. СЛУЧАЙНЫЕ ФАКТОРЫ

Эксплуатационные факторы, которые могут привести к уменьшению концентрации растворенных в масле газов:

•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, в маслопроводах, навесных баках, расширителе, избирателе РПН и т.д.;

•заливка маслом под вакуумом.

Случайные факторы:

старение целлюлозной изоляции;

изменение нагрузки трансформатора;

колебание температуры и метеоусловий окружающей среды;

погрешности, накапливающиеся в технологической цепочке от отбора пробы масла до введения пробы в хроматограф вместе с систематической ошибкой расчета концентраций газов, присущей используемой методике проведения ХАРГ;

постоянный обмен газами между маслом и твердой изоляцией;

ТРЕУГОЛЬНИК ДЮВАЛЯ

Рассматриваемый метод не только наглядно показывает «место» дефекта, но и позволяет наблюдать за траекторией его развития, когда через определенное время делается несколько ХАРГ и получаемые точки последовательно наносятся на треугольник.

В качестве недостатка метода можно назвать неполное использование диагностической

информации, получаемой в результате ХАРГ.

18

ЗАЩИТЫ

ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220/6–10 КВ

19

ПЕРЕГРУЗКИ

Неравномерность графика определяется количеством одновременно подключенных нагрузок или увеличением мощности, потребляемой одной или несколькими нагрузками.

Послеаварийные ситуации возникают при выходе из строя одного из параллельно работающих трансформаторов подстанции или при срабатывании устройств АВР на подстанции или в сети, в результате чего к работающему трансформатору подключается дополнительная нагрузка.

ГОСТ 14209-85 "ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ. МАСЛЯНЫЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ. ДОПУСТИМЫЕ НАГРУЗКИ» определяет, что послеаварийные перегрузки могут быть двух видов – продолжительными и кратковременными. Продолжительные перегрузки по величине до 140–160% IТ.Н и длительностью 2–8 часов в сутки допускаются в течение недель или даже месяца. Кратковременные перегрузки по величине 160–200% IТ.Н допускаются от нескольких десятков до единиц минут.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электро-снабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки должна действовать на отключение или разгрузку трансформатора путем автоматического