ВСТУПЛЕНИЕ
Минеральное масло представляет собой смесь сложных углеводородных групп, таких как СН, СН 2 и СН 3. Углеводородные цепи состоят из связей C-C или связей C-H, которые в условиях повышенного нагрева, электрического и химического воздействия расщепляются и могут образовываться свободные радикалы. Поскольку эти фрагменты по сути являются очень нестабильными химическими продуктами, они имеют тенденцию быстро соединяться друг с другом. Связывание длинноцепочечных соединений приводит к получению тяжелых углеводородов, которые появляются в виде твердых побочных продуктов старения, таких как Х-воск на активной части трансформаторов, или выпадают в осадок на дне бака трансформаторов. Кроме того, при разрушении углеводородных цепей образуются водород (НН) или легкие углеводороды, такие как метан (СН 3 -Н), этан (СН 3 СН 3), этилен (СН 2 = СН 2) и ацетилен ( CH≡CH). Кроме того, молекулы оксида углерода образуются дополнительно из-за разложения целлюлозной изоляции, но CO (C≡O) и CO 2 (O = C = O) также могут образовываться в результате разложения жидкой изоляции [1] или может попадать из атмосферы.
В общем, молекулы газа могут растворяться в масле или диффундировать в атмосферу для трансформаторов со свободным дыханием или в газовую подушку для герметичных трансформаторов. Газообразование в нефтепродуктах является сложным явлением и зависит от широкого спектра параметров от состава нефти до типов присадок. Тип и количество образующихся газов определяются главным образом температурой или энергией повреждения, а также продолжительностью повреждения. Так как, например, ацетилен образуется при повышенных температурах, это означает, что присутствие этого газа может быть индикатором неисправностей высокой энергии. Соответственно, каждая неисправность показывает в какой-то степени определенный характер выделения газа. Таким образом, количество, скорость и соотношение газов могут быть использованы для классификации типа неисправности и степени развития дефекта.
Маслонаполненные силовые трансформаторы относятся к наиболее важным и дорогостоящим компонентам электрических сетей [2-3]. Поэтому особенно интересно следить за их состоянием во время работы, чтобы отследить критические параметры, прежде чем произойдёт технологическое нарушение. Такие аварии часто приводят к огромным затратам не только из-за отказа самого трансформатора, но и из-за косвенных затрат, таких как потеря энергоснабжения, потеря производства и т. д. Для предотвращения этого наихудшего сценария необходимы эффективные системы онлайн-мониторинга, которые обычно основаны на обнаружении различных физико-химических параметров, в основном растворенных газов, часто в сочетании с определением содержания влаги в изоляционной жидкости. Результат анализа растворенных газов (DGA) может указывать на активный дефект внутри трансформатора в соответствии со стандартами, такими как IEC 60599 или IEEE C57.104, тогда как высокое содержание влаги свидетельствует о нарушении герметичности оборудования и снижает напряжение пробоя масла [4 и 5].
Этот опыт направлен на определение основных газов, образующихся при типичных неисправностях в силовых трансформаторах. Кроме того, система онлайн-мониторинга является предметом этих исследований с целью изучения ее потенциала для проведения точной оценки состояния силового трансформатора.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ УСТАНОВКА
Неисправности в силовых трансформаторах или, как правило, в маслонаполненных высоковольтном оборудовании могут быть отнесены к электрическим или термическим неисправностям или вызваны их комбинацией. Неисправность может появится из-за процессов старения изоляции. Возникновение и развитие неисправностей зависят от многих факторов. Некоторые из них исчезают вскоре после появления, такие как частичные разряды, инициируемые перенапряжениями, а другие могут быстро развиваться и метастатически распространяться и приводить к необратимой деградации изоляции. В этой работе были смоделированы тепловые и электрические неисправности с различными температурами и энергиями.
Для исследований используется неингибированное минеральное масло Shell S2 ZU-I. Перед каждым экспериментом изолирующая жидкость дегазируется и обезвоживается.
Для моделирования герметичных трансформаторов, которые широко сегодня применяются, использовалась закрытая испытательная установка, как показано на рисунке 1. Поэтому была исключена потеря газов при дыхании.
Рисунок 1: Испытательный сосуд для моделирования электрических и / или термических неисправностей, интегрированный с 3-х параметрической системой измерения MSense x2.5
В схему опытного стенда была встроена система онлайн-мониторинга DGA MSense x2.5, которая может обнаруживать водород, окись углерода, а также содержание влаги в жидкой изоляции. Большое внимание было уделено отбору проб жидкой пробы в соответствии с рекомендациями [6]. Для каждого эксперимента отбор проб производился два раза, а средние значения принимались за концентрацию газа. Система полного вакуумного дегазации используется для анализа образцов.
Измеряемые газы всегда нормализуются относительно газа с самой высокой концентрацией для получения визуального представления, которое позволяет быстро и легко идентифицировать ключевые или основные газы для каждого типа неисправности.
РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТА
ЧАСТИЧНЫЕ РАЗРЯДЫ.
Частичные разряды (ЧР) являются проводящими путями, которые на короткое время частично перекрывают изоляционное расстояние между двумя электродами. Они инициируются из-за локально усиленного электрического поля. Источником частичных разрядов может быть, например, пустоты или примеси в жидкой или твердой изоляции, которые могут привести к неисправности, если частичные разряды не обнаружены вовремя.
Неисправность с появлением ЧР в масле моделировалась путем размещения арамидного прессованного щита между игольчатым электродом и пластиной. Игольчатый электрод из нержавеющей стали имеет диаметр 1 мм и радиус заострения 3 мкм. Заземляющий электрод представляет собой латунную пластину диаметром 50 мм. Подаваемое переменное напряжение увеличивается для достижения почти стабильного значения частичного разряда более 1 нКл и выдерживания его в течение 4 ч, таким образом, концентрации газа, показанные на рис. 2, были достигнуты, причем основными газами являются водород и метан. Используя лабораторную измерительную систему, было обнаружено 2050 ppm водорода и 2 ppm монооксида углерода, тогда как MSense x2.5 показывает 1995 ppm водорода и 4 ppm монооксида углерода, растворенного в минеральном масле.
Рисунок 2: Нормализованные концентрации газа, частичное напряжение разряда
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАЗРЯДЫ
Искрение возникает из-за снижения диэлектрической прочности изоляции в условиях сильного электрического поля. Они вызывают необратимые процессы разрушения целлюлозной изоляции и снижают качество изоляционного масла. Трансформатор с этой зарождающейся ошибкой находится в непосредственной опасности выхода из строя. Дуговые разряды, имеющие плазменное ядро при температуре около нескольких тысяч градусов, выделяют значительное количество ацетилена и водорода. Кроме того, искрение может привести к образованию значительного количества нерастворенных газов.
Чтобы определить выходящие газы по электрическим разрядам, импульсные разряды с пиком 60 кВ и энергией 21,6 Вт · с прикладывают 30 раз к образцу трансформаторного масла. Измеренные значения газосодержания представлены на рис. 3 и показывают, что в данном опыте выделилось значительные количества водорода и ацетилена. Кроме того, небольшое количество этилена и метана может быть обнаружено в качестве сопутствующих газов. В лаборатории было измерено 2 ppm CO и 107 ppm H 2, растворенных в масле, тогда как измерения MSense — 5 ppm CO и 98 ppm H 2.
Рисунок 3: Нормализованные концентрации газов после электрических разрядов
Рисунок 4: Нормализованные концентрации газа после электрических разрядов с высокой энергией
Для генерации разрядов с высокой энергией амплитуда импульсных разрядов была увеличена до 170 кВ и 173,4 Вт · с, приложена 35 раз. Зазор между высоковольтным и заземляющим электродом регулируется на 10 мм. Нормализованная концентрация газа представлена на рис. 4.
Каждый разряд сопровождается значительным образованием нерастворенных газов и следов углерода. Как и следовало ожидать, ключевыми газами для этого типа дефекта являются ацетилен и водород, а соотношение ацетилена и водорода может оценить степень развития дефекта.
ЛОКАЛЬНЫЙ ПЕРЕГРЕВ (ГОРЯЧЕЕ ПЯТНО)
Горячая точка (T <300 C°).
Перегрузка трансформаторов приводит к повышению температуры, но горячие точки также могут возникать из-за вихревых токов внутри железного сердечника или бака трансформатора или из-за плохого контакта между проводниками. Тип и концентрация газов определяется температурой.
В опыте резистор, через который протекает постоянный ток, используется для создания локального перегрева внутри масла. Ток отрегулирован так, чтобы иметь постоянную температуру 250 C° и поддерживать ее в течение 3 часов. Поскольку в течение этого времени температура всего образца могла увеличиться, стенку масляного контейнера охлаждали, погружая в термостатическую водяную баню с регулируемой температурой.
20 C°.
На рис. 5 показана схема газообразования, которая показывает, что метан является ключевым газом для этого режима повреждения. Кроме того, выделяется значительное количество пропана и пропилена, что приводит к выводу, что он может быть важным маркером локального термического старения минерального масла.
Рисунок 5: Нормализованные концентрации газа для горячей точки при 250 C°
По лабораторным приборам получились значения 7 и 10 ppm для моноксида углерода и водорода соответственно, что сопоставимо со значениями, определенными MSense x 2,5: 11 ppm монооксида углерода и 12 ppm водорода.
Горячая точка (300 C°<T <700 C°)
Чтобы вызвать локальный термический дефект в масле с температурой от 300 до 700 C°, температура повышается до 600 C° на поверхности резистора в течение 5 минут. Поскольку тепловое воздействие длится всего несколько минут, охлаждение масляного сосуда не требуется. Во время теплового воздействия можно наблюдать образование значительного количества пузырьков.
Рисунок 6: Нормализованные концентрации газа для горячей точки при 600 C°
Как видно на рис. 6, картина газообразования раскрывает тот факт, что горячая точка с такой температурой может привести к образованию разряженных газов метана, пропилена и этилена. По сравнению с тепловым разломом ниже 300 C° отношение концентрации пропилена к метану существенно повышено.
Горячая точка (T> 700 C°)
Ток регулировали для достижения температуры 800 C° на поверхности резистора в течение 30 секунд, что сопровождалось выделением большого количества нерастворенных газов.
Рисунок 7: Нормализованные концентрации газа для горячей точки при 800 C°
Как показывает относительный процент образующихся газов на рис. 7, пропилен вырабатывается больше, чем другие отходящие газы. Это может быть индикатором теплового разложения изолирующей жидкости. Между тем, можно измерить высокую концентрацию этилена, которая обычно считается ключевым газом для присутствия горячей точки в масле.
Комбинированная термическая / электрическая неисправность
Тепловые и электрические неисправности могут возникать одновременно в силовых трансформаторах в зависимости или независимо друг от друга. Чтобы распознать характер этой неисправности, образец обезвоженного масла подвергают термическому воздействию при повышенной температуре 600 C° в течение 5 минут. После этого образец масла подвергается 30 импульсным разрядам с амплитудой 60 кВ, таким образом были получены газы, показанные на рис. 8.
Как видно на рис. 8, основным растворенным газом является пропилен, который сопровождается значительным образованием этилена, метана и водорода. Кроме того, может быть обнаружен след ацетилена, который образуется в результате электрических разрядов. Можно также отметить, что здесь пропилен и ацетилен могут быть использованы в качестве индикаторов термических и электрических неисправностей, соответственно. Измерением растворенного газа было обнаружено 2 ppm СО и 144 ppm водорода. Для сравнения, измерительная система MSense x2.5 показала 4 ppm CO и 156 ppm H 2.
Рисунок 8: Нормализованные концентрации газа после комбинированного теплового / электрического напряжения
Сравнивая рисунки 3, 6 и 8, становится очевидным, что рисунок 8 является своего рода суперпозицией рисунков 3 и 6, таким образом, выбранное представление отработавших газов можно использовать для простой идентификации основных газов от единичных и смешанных отказов.
Термическое старение бумаги
Целлюлозная изоляция подвергается ускоренному процессу старения при повышенных температурах в присутствии влаги и кислорода. В этом опыте образцы изоляционной бумаги пропитывались обработанными неингибированными минеральными маслами. После этого были приготовлены три группы образцов для каждого типа масла: образец чистого масла, образец масла с катализаторами и образец масла с бумагой и катализаторами. Обычно присутствующие металлы в силовом трансформаторе, то есть алюминий, железо, латунь и медь в виде мелких частиц каждые 3 г / л, включаясь в масло катализируют процесс старения. В качестве типичного значения было выбрано обычное массовое соотношение целлюлоза / масло 1/10. Все образцы были помещены в открытые ёмкости из нержавеющей стали и подвергнуты тепловому воздействию 120 C°.
Анализ растворенного газа проводили через 72 и 144 часа. Нормализованная концентрация образующихся газов представлена на рис. 9. Можно заметить, что как катализаторы, так и бумага оказывают существенное влияние на образование молекул оксидов углерода.
Рисунок 9: Нормализованные концентрации газа после 72 ч старения
Количество растворенных газов через 144 часа можно увидеть на рис. 10. Бумажные и металлические частицы могут увеличить выработку CO и CO 2 через 144 ч так же, как показано через 72 ч, как видно на рис. 9.
Рисунок 10: Нормализованные концентрации газа после старения в течение 144 часов
СОДЕРЖАНИЕ ВОДЫ
Вода может быть обнаружена в изолирующей жидкости силовых трансформаторов из-за попадания влаги в масло из атмосферы. Это химическое соединение может неблагоприятно ускорить процесс старения как твердой, так и жидкой изоляции. Кроме того, это ухудшает диэлектрическую прочность изолирующей жидкости. Поэтому очень важно следить за содержанием влаги в изоляционном масле. Система онлайн-мониторинга MSense x2.5 оснащена емкостным датчиком для измерения относительного содержания воды в масле.
В этом исследовании другой емкостной датчик влажности Vaisala HM70, который был ранее откалиброван, был интегрирован в тестовую установку для сравнения результатов, измеренных MSense x2.5 с результатами Vaisala HM70.
Измерение относительного содержания воды было выполнено для масел с тремя различными значениями относительной влажности 4%, 12% и 33%, измеренными Vaisala HM70. Соответственно эти значения измеряются с помощью MSense x2,5 — 5%, 14% и 37%, что показывает хорошую сходимость с измеренными значениями датчиком влажности Vaisala HM70.
ОБСУЖДЕНИЕ
Исследования показывают, что с помощью автоматизированного анализа растворенных газов возможна простая идентификация ключевых газов и, следовательно, типа неисправности, даже если неисправности вызваны несколькими дефектами. Кроме того, было показано, что реально доступные системы онлайн-мониторинга DGA достаточно точны.
Что касается газообразования в изоляционном трансформаторном масле при различных вариантах повреждения, на вопрос о составе ключевых газов можно ответить следующим образом:
Для газовой системы с двумя ключевыми газами водород должен быть обнаружен в сочетании с
— угарным газом СО, таким образом позволяя оценивать состояние бумажной изоляции
или
— метаном, таким образом позволяя отличит электрический и тепловой дефекты внутри бака трансформатора.
В системах мониторинга с тремя ключевыми газами помимо вышеупомянутых газов может быть измерен ацетилен, что позволит различать разряды высокой и низкой интенсивности.
Системы мониторинга с четырьмя ключевыми газами: водород, метан, ацетилен и СО, по-видимому, являются наилучшей комбинацией. Такой состав газов позволит сделать заключение о типе и степени развития дефекта, а также о том, связано ли состояние золяционной ибумаги с отказом или нет.
Для газовой системы с 5 ключевыми газами дополнительное измерение этилена может быть полезным для лучшего различения тепловых неисправностей с различными температурными диапазонами.
Системы, измеряющие полный состав горючих газов, СО или CO 2, а также кислород и азот могут делать более точные диагностические заключения. Однако, безусловно, это увеличит стоимость такой системы, и если система мониторинга выдает аварийный сигнал — независимо от того, контролируются ли 2 или 9 основных газов, обычно запускается та же процедура, которая заключается в отборе пробы масла для анализа в лаборатории. [7]. Следовательно, в целом, более дешевая система, такая как система с двумя ключевыми газами, представляется предпочтительной. Однако, если необходимо получить больше информации в то же время, 5-газовый датчик, в дополнение к датчику влажности, может быть хорошим компромиссом между высокими затратами и полной технической информативностью.
ВЫВОДЫ
Силовые трансформаторы являются наиболее дорогостоящим активом в сети энергосистемы, поэтому крайне необходимо следить за состоянием силовых трансформаторов в режиме онлайн, что позволит своевременно обнаруживать возникающие неисправности. В частности, системы мониторинга DGA могут передавать подробную информацию о состоянии силовых трансформаторов [6].
Проведенные исследования показывают, что даже он-лайн системы DGA, учитывающие меньшее количество ключевых газов, достаточно точны и надежны, поэтому газовая система даже с одним ключевыми газом предпочтительнее с экономической точки зрения, поскольку мониторинг большего количества ключевых газов приводит к повышению себестоимости.
Использование суточных графиков концентрации газа и расчётных моделей определения дефекта обеспечивает простую и легкую идентификацию неисправностей даже в тех случаях, когда происходит более одного отказа, поэтому анализ растворенных в масле газов может помочь даже неподготовленному персоналу получить первое представление о состоянии трансформатора.
