Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних КЗ

Опубликовано: 30 Ноябрь 2016

Ванин Б. В., Львов М. Ю.,   Неклепаев Б. Н.

Показатели состояния изоляциивых трансформатора

Известно, что наиболее тяжелым повреждением трансформатора является любое (витковое, междуфазное, на землю) внутреннее короткое замыкание (КЗ). Как указано в [1], внутренние КЗ в силовых трансформаторах в значительной степени связаны с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов и РПН.
Возникновение внутренних КЗ в процессе эксплуатации обусловлено развитием физико-химических процессов, ухудшающих изоляцию трансформаторов и высоковольтных вводов, недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам КЗ, длительными неотключениями сквозных токов КЗ, приводящих к выгоранию витковой изоляции, нарушением контактных соединений.
Данная статья посвящена характеристикам основных показателей ухудшения состояния изоляции вследствие развития физико-химических процессов, являющихся возможными причинами возникновения внутренних КЗ в силовых трансформаторах.
К числу таких причин относится, в частности, загрязнение твердой изоляции, обусловливающее опасное перераспределение напряжения на ее участках, либо загрязнение и увлажнение масла, снижающее его электрическую прочность. Развитие загрязнения твердой изоляции трансформатора возможно, в частности, вследствие ионизационных процессов в изоляции, сопровождающихся образованием свободного углерода из масла, пропитывающего изоляцию.
Загрязнение твердой изоляции трансформатора возможно и без ионизационного пробоя, например, вследствие деструкции масла и коррозии металлических компонентов при длительной эксплуатации. Кроме того, встречаются случаи загрязнения изоляции металлическими опилками, образующимися, в частности, при истирании крыльчатки маслонасоса о его корпус.
Следует отметить, что критерием загрязнения поверхности твердой изоляции трансформатора может быть неоправданно малое значение тангенса угла потерь маслобарьерной изоляции, измеренное по нормальной схеме [2]. Это обусловливается токами утечки на заземленные части, минующими измерительную систему при испытаниях изоляции. Далее приведены предельные по малости значения тангенса угла потерь незагрязненной маслобарьерной изоляции в зависимости от значений тангенса угла потерь масла tg δм, в трансформаторе, измеренного при температуре испытаний [2].

tg δм, %

tg δs, %

0

0,17

0,2

0,30

0,4

0,43

0,6

0,53

В любом случае измеренный тангенс угла потерь маслобарьерной изоляции должен быть больше 0,17%. Тангенс угла потерь менее 0,17% означает начало опасного перераспределения электрического поля в изоляции, которое в дальнейшем может привести к внутреннему КЗ. Это необходимо принимать во внимание при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора.
Снижение электрической прочности масла и маслобарьерной изоляции в целом у трансформаторов может быть вызвано увлажнением твердой изоляции и масла как вследствие попадания атмосферной влаги в масло, так и вследствие образования воды в результате процессов старения самой изоляции, газовыделением из изоляции и коллоидным старением масла.
Влага как один из опасных факторов, влияющих на работоспособность изоляции, подлежит контролю в эксплуатации. Согласно [3] допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, должно быть не выше 2% по массе твердой изоляции, а эксплуатируемых трансформаторов – не выше 4% по массе.
По физическому состоянию влага в твердой изоляции трансформаторов подразделяется на адсорбированную мономолекулярно и полимолекулярно. Первое состояние адсорбированной влаги характеризуется связью ее молекул преимущественно непосредственно с молекулами целлюлозы, составляющими твердую изоляцию. Второе состояние характеризуется связью молекул воды с молекулами воды же, принадлежащими последующим (после мономолекулярного) слоям. Граница между названными двумя состояниями влаги приходится на среднюю концентрацию влаги около 4% по массе, что соответствует завершению образования мономолекулярного слоя.
Мономолекулярная влага и ионы примесей в ней, обусловливающие электропроводность материала, энергетически более сильно связаны с целлюлозой, чем полимолекулярная влага, и поэтому слабо сказываются на электрических характеристиках изоляции. При температуре около 20°С кривая зависимости электрических характеристик (т.е. электропроводности и тангенса угла потерь) от влаги начинает быстро возрастать при влажности изоляции 3 – 4%, т.е. при появлении полимолекулярных слоев влаги. При температуре изоляции порядка 60°С зависимость этих характеристик от влаги значительна уже при содержании влаги около 1%.
В настоящее время согласно [3] предельно допустимое значение влагосодержания твердой изоляции эксплуатируемых трансформаторов составляет 4% по массе. Превышение этого значения влагосодержания соответствует массовому переходу адсорбированной влаги от монослойной к полислойной адсорбции и существенному ухудшению диэлектрических свойств изоляции, что связано также с уменьшением электрической прочности маслобарьерной изоляции в целом [4].
Кроме того, негативное действие влаги в изоляции трансформатора связано с образованием пузырьков газа и пара, выделяющихся из изоляции в масло при перегреве изоляции от токов нагрузки в обмотках. Оно состоит в том, что остаточная и приобретенная влага находится в изоляции в адсорбированном состоянии внутри целлюлозных волокон. У нагруженного трансформатора из-за нагрева изоляции влага частично десорбируется (тем более, чем больше трансформатор нагружен) в микрокапилляры волокон, образуя в них пар, давление которого сравнимо с атмосферным давлением.
Как было обнаружено [5], температура, при которой начинают появляться пузырьки, зависит от содержания влаги в изоляции, причем у очень сухой изоляции она превышает 200°С, а у очень влажной, совсем не высушенной, она понижена до 100°С (для трансформаторов с пленочной защитой, где содержание адсорбированного газа мало). Наряду с водяным паром из изоляции может выделяться (у трансформаторов с азотной защитой или свободным дыханием) в пузырьках адсорбированный газ (воздух или азот), что дополнительно снижает температуру, при которой выделяются пузырьки, до 60°С (при влажной изоляции).
У трансформаторов с остаточной концентрацией влаги, соответствующей обычным условиям сушки (до 1% остаточной влаги), температура, при которой выделяются пузырьки, составляет 130 – 150°С. Это, естественно, снижает электрическую прочность масляного промежутка (между витками обмотки или между обмоткой и ближайшим барьером) маслобарьерной изоляции. Согласно последним рекомендациям СИГРЭ для недопущения газовыделения влажность изоляции эксплуатируемых трансформаторов не должна превышать 2%. Это следует учитывать при нормировании предельного значения допустимой влажности.
Необходимо заметить, что в приведенных рассуждениях и оценках всегда фигурирует средняя по объему влажность изоляции. Между тем, в работающем трансформаторе влага распределяется по толщине изоляции обмоток неравномерно. Наибольшее местное значение ее концентрации приходится на внешний край изоляции, причем оно может быть в 1,5-2 раза выше среднего. При среднем значении влажности до 4% местное значение может быть достаточным для того, чтобы газовыделение в макрокапиллярах изоляции происходило под действием только диэлектрических потерь от рабочей напряженности поля в изоляции.
В соответствии с [3] влагосодержание твердой изоляции трансформаторов определяется перед их вводом в эксплуатацию и при капитальных ремонтах по влагосодержанию заложенных в бак на заводе-изготовителе образцов изоляции.
Следует отметить различие в условиях увлажнения изоляции обмоток и образцов, заключающееся в том, что они находятся не в одинаковых температурных условиях. Образцы имеют более высокую температуру, чем средняя по высоте температура барьеров, которая, вообще говоря, не совпадает и со средней температурой изоляции обмотки. К тому же в обмотке существуют температурные перепады как по высоте обмотки, так и по толщине изоляции.
Учитывая изложенное, следует признать, что влажность образцов можно отождествлять с влажностью изоляции лишь в специфических условиях (например, когда трансформатор находится в резерве). Для работающего трансформатора такое отождествление может быть лишь очень приближенным.
В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем. Среднее значение содержания влаги в изоляции расчетным путем определяется косвенно через измеренный тангенс угла потерь изоляции с учетом температуры обмотки и tg δ масла. Определение влагосодержания расчетным методом имеет некоторые преимущества по сравнению с определением влагосодержания по заложенным в бак образцам изоляции, поскольку оценка влажности производится по результатам измерений на изоляции самой обмотки. Недостатком метода является то, что особенности конструкции изоляции (степень заполнения изоляционных промежутков твердой изоляцией и маслом) в эксплуатации обычно не известны и приходится вводить приближенно обобщенные характеристики конструкции изоляции. Все это снижает точность определения диагностического признака по результатам измерений.
Тем не менее, данный метод следует рассматривать все же как основное средство контроля абсолютного значения влагосодержания изоляции и его изменений в процессе эксплуатации. В этом отношении его диагностическая ценность выше, чем у метода анализа заложенных в бак образцов, поскольку он дает, хотя и приближенное влагосодержание, но влагосодержание непосредственно изоляции трансформатора с учетом температуры обмотки.
Опыт эксплуатации показывает, что при постоянно удовлетворительном состоянии масла высокие значения влажности твердой изоляции трансформаторов и высоковольтных вводов не наблюдаются.
В связи с изложенным представляется целесообразным ужесточить в [3] требования в отношении допустимого уровня влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приняв за основу рекомендации СИГРЭ и МЭК. Оценку влагосодержания твердой изоляции проводить расчетным путем по результатам измерений tg δ в изоляции и tg δ масла.
В процессе эксплуатации силового трансформатора целлюлозная изоляция обмоток претерпевает деградацию (ухудшаются физико-химические свойства целлюлозной изоляции, снижается ее механическая прочность и образуется вода).
Объективным показателем, позволяющим оценивать степень износа изоляции обмоток, является степень полимеризации образца витковой изоляции, отобранного в одной из верхних катушек, прямо характеризующая глубину ее физико-химического разрушения в процессе эксплуатации [6, 7]. При этом необходимо отметить, что достижение значения степени полимеризации изоляции обмоток 250 ед., при которой в соответствии с [3] ресурс изоляции считается исчерпанным, может оцениваться как не менее чем четырехкратное снижение механической прочности изоляции в сравнении с исходной. Это повышает риск появления витковых замыканий и повреждений трансформатора при возникновении механических усилий, в первую очередь, при протекании сквозных токов КЗ.
Важно отметить также значимость процесса дегидратации, т.е. образование влаги при деструкции твердой изоляции, которая напрямую связана со степенью износа бумажной изоляции обмоток. Если оценка выхода воды из бумаги, имеющей степень полимеризации более 300 ед., составляет 10-3-10-2% массы и не оказывает существенного влияния на обеспечение работоспособности изоляции трансформатора, то при степени полимеризации ниже 250 ед. выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, что приводит к снижению электрической прочности изоляции трансформатора [7].
При включениях – отключениях блоков, особенно в зимний период при отрицательных температурах, как показано в [8, 9], трансформаторы без специальной защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом не защищены от перенасыщения масла воздухом. То же следует сказать о трансформаторах с азотной защитой, поскольку они также находятся в условиях равновесного растворения газа в масле. Для указанных трансформаторов перенасыщение при понижении температуры неизбежно. Перенасыщающий масло газ может выделяться в виде пузырьков, ослабляющих электрическую прочность маслобарьерной изоляции при включении маслонасосов системы охлаждения (либо вследствие вибраций магнитопровода, либо обмотки под действием тока или напряжения). У трансформаторов с пленочной защитой, где в процессе эксплуатации в соответствии с [3] предельно допустимое газосодержание в масле составляет 4%, перенасыщение отсутствует.
Целесообразно все блочные трансформаторы, начиная с напряжения 110 кВ, оборудовать пленочной защитой масла от соприкосновения с окружающим воздухом.
Опыт эксплуатации показывает, что наиболее частым и опасным видом повреждения высоковольтных герметичных вводов трансформаторов является пробой изоляции масляного канала, что связано с развитием таких процессов, как отложение осадка (продуктов окисления масла или вымывания из конструктивных материалов) на внутренней поверхности фарфора и на внутренней изоляции, а также коллоидное старение масла [1].
Процесс ухудшения состояния трансформаторного масла герметичных вводов под воздействием эксплуатационных факторов связан с образованием в нем металлосодержащих коллоидных частиц, в первую очередь, нафтенатов меди и железа [10]. Развитие коллоидно-дисперных процессов в трансформаторном масле высоковольтных герметичных вводов ведет к снижению электрической прочности масляного канала, при этом наибольшая роль принадлежит частицам размером более 100 А.
Объективным показателем, позволяющим оценивать степень развития коллоидно-дисперсных процессов в масле высоковольтных герметичных вводов, является оптическая мутность [11]. Изменение мутности трансформаторного масла в процессе эксплуатации пропорционально концентрации коллоидных частиц и растет при их укрупнении. При этом наличие мутности трансформаторного масла более 40 м-1 указывает на развитие процесса коллоидного старения масла, которое ведет к снижению его электрической прочности [12].
Рост концентрации и увеличение размеров коллоидных частиц в результате процесса коагуляции, связанного с наличием в масле кислот, смол и мыл, приводит также к активизации процессов седиментации (оседания) и насыщению отложений металлосодержащими коллоидными частицами внутренней поверхности фарфоровой покрышки и поверхности внутренней изоляции ввода. При этом следует отметить, что под влиянием эксплуатационных факторов в результате разрушения ненасыщенных молекул масла образуется воскообразный осадок, выступающий в дальнейшем как адсорбер. Подобный осадок часто наблюдается при вскрытиях высоковольтных герметичных вводов после длительной эксплуатации. Снижение электрической прочности масляного канала происходит за счет насыщения отложений металлосодержащими коллоидными частицами. Образующийся при этом “полупроводящий” осадок ведет к перераспределению электрического поля. При этом более крупные частицы, осаждаясь на поверхности фарфоровой покрышки, приводят к локальным повышениям напряженности электрического поля, развитию ионизационных процессов в этих местах и пробою изоляции.
Развитие рассмотренных в данной статье процессов в изоляции силовых трансформаторов высших классов напряжений в какие-то моменты времени сопровождается развитием частичных разрядов (ЧР). Однако кажущийся заряд ЧР имеет статистическое распределение при развитии дефектов в процессе эксплуатации. Прерывистость во времени процесса ЧР сопровождается значительными различиями их интенсивности, при этом в процессе эксплуатации разряд в маслобарьерной изоляции трансформаторов обязательно включает на какой-то стадии форму ионизационного либо незавершенного искрового пробоя. В этой связи перспективным направлением может быть использование непрерывного контроля характеристик ЧР для обнаружения и индикации развития электрического повреждения изоляции трансформатора с целью своевременного отключения трансформатора до образования в нем внутреннего КЗ.

Выводы

  1. На основании накопленного за последние годы опыта эксплуатации, а также рекомендаций СИГРЭ и МЭК необходимо внесение некоторых изменений в РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД 34.45-51.300-97) в части контроля физико-химических процессов, приводящих к загрязнению изоляции и масла вследствие увлажнения, газовыделения из изоляции и коллоидного старения масла, с целью уменьшения возможности развития внутренних КЗ.
  2. Предлагается:

допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, принять не выше 1% по массе твердой изоляции, а эксплуатируемых трансформаторов не выше 2% по массе;
определение влагосодержания твердой изоляции расчетным путем по результатам измерений tg δ изоляции и tg δ масла должно производиться на трансформаторе, прогретом до 60°С;
ввести контроль мутности масла высоковольтных герметичных вводов, характеризующий коллоидное старение масла.

  1. Целесообразно применение непрерывного контроля частичных разрядов для обнаружения предпробивных стадий процессов в силовых трансформаторах до перехода ЧР в электрическую дугу.

Список литературы

  1. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации. Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю. и др. – Электрические станции, 2001, № 9.
  2. О зонных измерениях диэлектрических характеристик изоляции трансформаторов / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Батяев Ю. В., Соколов В. В. – Электричество, 1998, № 4.
  3. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. М.: Энас, 1998.
  4. Вайда Д. Исследование повреждений изоляции. М.: Энергия, 1968.
  5. Oommen T. V., PertieE. M., Lidgren S. R. Bubble generation in transformer windings under overload conditions. Sixty-Second International Conference of Doble Clients, 1995, March.
  6. Методологические аспекты оценки степени старения изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации / Ванин Б. В., Ланкау Я. В., Львов Ю. Н. и др. – Электрические станции, 2001, № 1.
  7. Нормирование показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов / Львов М. Ю., Чичинский М. И., Львов Ю. Н. и др. – Электрические станции, 2002, № 7.
  8. Анализ газовыделения в масле трансформаторов, вводимых в работу из резерва при низких температурах / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Сапожников Ю. М., Петрунько А. К. – Электрические станции, 1993, № 2.
  9. К вопросу о нормировании содержания воздуха в масле трансформаторов / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Сапожников Ю. М., Смоленская Н. Ю. -Электрические станции, 1994, №6.
  10. Львов М. Ю. Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов. – Электрические станции, 2000, № 4.
  11. Львов М. Ю. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов. – Электрические станции, 1999, № 6.
  12. О нормировании концентрации растворенных газов и мутности масла для выявления дефектов высоковольтных вводов / Ванин Б. В., Львов М. Ю., Львов Ю. Н. и др. – Электрические станции, 2000, № 2.

Ещё по теме:

написано в рубрике: Статьи
Метки: , ,

Оставить отзыв