ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «РОССИЙСКИЕ СЕ ГИ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ПАО «РОССЕТИ»

СТО 34.01-23-003-2019

М КТ ОД И Ч ЕС КIIЕ У КАТА II11Я ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ МАСЛОИАПОЛНЕНИОГО ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МИНЕРАЛЬНОМ ТРАНСФОРМАТОРНОМ МАСЛЕ

Стандарт организации

Дата введения: 17.04.2019

ПАО «Россети»

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»; объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»; общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним -ГОСТ 1.5-2001; правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации - ГОСТ Р 1.5-2012.

(.'ведения о стандарте организации

1.    РАЗРАБОТАН

ИВЦ«Электромехтехноком» ФГАОУ ВО«УрФУ имени первого президента России Б. Н. Ельцина» (Давиденко И. В., Овчинников К. В., Мойсейченков А. Н.) при участии Департамента оперативнотехнологического управления ПАО «Россети» (Бузаев В. В.) и Департамента эксплуатации и ремонта АО «Тюменьэнерго» (Владимирова М. Н.).

2.    ВНЕСЕН

АО «Тюменьэнерго»

3.    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением Г1АО «Россети», от 17.04.219_№ 205р.

4.    ВЗАМЕН

РД 153-34.0-46.302-00 «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворённых в масле» в части силовых трансформаторов и герметичных маслонаполненных вводов классов напряжения 110-220 кВ.

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

в части силовых трансформаторов класса напряжения 35 кВ, маслонаполненных шунтирующих реакторов класса напряжения 110 кВ, измерительных трансформаторов тока и напряжения классов напряжения 110-220 кВ и высоковольтных негерметичных маслонаполненных вводов классов напряжения 110-220 кВ.

Замечания и предложения по НТД следует нап/нпиять а ПАО «Россети» согласно контактам, указанным на (xjnniuaibuoM информационном ресурсе, или электронной почтой по адресу nto@rosseti.ru.

Настоящий документ не мож ет быть полностью или частично восщхтзаеден, тн/кш-и/юаан и распространен в качестве (х/ищиа1мюго издания без /хгз/жшения ПАО «Россети». Данное ог/хтичение не предусматривает запрета на присоединение сторонних организации к настоящему стандарту и его иаюльзование в их п/х)нзых)ственн(>-хозянственнон деятельности. И случае присоединения к стандарту сто/хтней организации необходимо уведомить ПАО «Россети».

ПДЗ - предельно-допустимое значение (величины контролируемого параметра).

РПН - устройство регулирования напряжения под нагрузкой;

СРГ -сумма концентраций растворённых углеводородных газов и водорода;

ТН - трансформатор напряжения;

ТТ - трансформатор тока;

ЧР - частичный разряд;

5 Требовании к чувствительности приборов

Оценка    технического    состояния    маслонаполненного

электрооборудования в процессе его эксплуатации проводится с учётом результатов измерений концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле, полученных согласно стандартам РД 34.46.303-98, СТО 56947007-29.180.010.007-2008, СТО 56947007-29.180.010.094-2011.

Согласно перечисленным стандартам, предел обнаружения определяемых в масле газов {M^Ai) должен быть не выше:

-    для водорода    -    0,0005    %    об.

-    для метана, этилена, этана    -    0,0001 % об.

-    для ацетилена    -    0,00005    %    об.

-    для оксида и диоксида углерода - 0,002 % об.

-    для кислорода и азота    -    0,05    %    об.

Применяемые аппаратура и методики анализа должны обеспечивать погрешность измерения концентраций газов, растворённых в трансформаторном масле, не хуже указанной в таблице 1.

Таблица 1 - Суммарная погрешность выполнения измерений содержания газов в масле

Область измеряемых концентраций, % об. Суммарная погрешность измерения, % отн. Н2, СН4, С2Н2. С2Н4, С2Н6. СО, СО2 менее 0,001 более 50 0,001 -0,005 не более 50 0.005 - 0.05 не более 20 более 0,05 не более 10 N2, 02 менее 0,1 более 50 0,1-10,0 не более 10

Появлением газов в масле трансформатора считается значение концентрации, превышающее предел обнаружения М^и в 3 раза.

6 Дефекты, обнаруживаемые в силовых трансформаторах и реакторах с помощью АРГ

Сведения о механизме газообразования приведены в приложении А.

6.1    Определение основного и характерных газов по результатам АРГ производится следующим образом:

6.1.1    Рассчитываются относительные концентрации газов по формуле:

d А'./А'дэ,    (1)

6.1.2    Для углеводородных газов и Нг в зависимости от величины рассчитанной относительной концентрации dопределяются:

-    ОСНОВНОЙ газ при dmaxl

-    характерный газ с высоким содержанием при d > 1;

-    характерный газ с низким содержанием при 0,1 < d< 1;

-    нехарактерный газ при а¹ < 0,1.

6.1.3    Оценка газов СО и СО2 проводится независимо от оценки углеводородных газов и водорода:

-    значение d_max соответствует основному газу;

-    значение d > 1 соответствует характерному газу.

В таблице 2 приведены примеры типичных дефектов в силовых трансформаторах и реакторах. ' аблица 2 - Типичные дефекты в силовых трансформаторах и реакторах_

№ Состав газов Вид дефекта Причины появления газов 1 Н - основной газ; СН4 - характе рныи газ ЧР Разряды в заполненных газом полостях, возникающие из-за: -    неполной пропитки изоляции; -    высокой влажности целлюлозной изоляции; -    перенасыщения масла газом, в том числе в результате кавитации. 2 Н, или С2Н2 -основные газы; СН4 - характе рный газ с низким содержанием Разряды низкой энергии Искрение или дуговые разряды в плохих контактных соединениях элементов конструкции с различным или плавающим потенциалом в местах: -    крепления электростатического экрана; -    смыкания параллельных и элементарных проводников обмотки; -    нарушений паяных соединений токоведущнх цепей; -    прохождения цепей заземления; -    расположения пластин магнитной системы с нарушенной изоляцией при циркуляции вихревых токов. Разряды между конструктивными элементами остова трансформатора, отводами обмотки ВН и баком, обмоткой ВН и заземлением. Разряды в масле при переключениях контактов.

№	Состав газов	Вид дефекта	Причины появления газов
3	С,Н, или Н, - основные газы; сн4, с,н4, СО - характерные газы с высоким содержанием	Разряды высокой энергии, дуга	Замыкания: -    обмотки НН на землю; -    между обмотками; -    высоковольтными вводами и баком, -    отводом и баком, -    обмотками и остовом трансформатора; -    межвитковые
4	С2Н6 - основн ой газ; сн4, СО - характерные газы с высоким содержанием	Термический дефект, Т<300 °с	Перегрузка трансформатора Нарушение потока масла в охлаждающих каналах обмоток и магнитной системы. Недостаточная эффективность системы охлаждения, вызванная: -    загрязнением наружной поверхности радиаторов; -    нарушением потока масла внутри радиаторов; -    снижением эффективности работы вентиляторов, маслонасосов; -    недостаточной эффективностью работы системы охлаждения, допущенной при проектированин/производстве Нагрев металлических элементов конструкции потерями от полей рассеяния в начальной стадии развития дефекта
5	СН4 - основно и газ; С,Н4 С2Н6-х арактерные газы	Термический дефект, 300 °С< Г <10 0°С	Нарушение контактных соединений, в том числе неудовлетворительное состояние контактных соединений РПН, ПБВ. Токи, циркулирующие по: -    ярмовым прессующим балкам и стяжным шпилькам при нарушении изоляции стяжных шпилек; -    прессующим элементам и пластинам электротехнической стали; -    заземляющим проводам. Нарушение изоляции между соседними параллельными проводниками в обмотке. Нагрев средней интенсивности металлических элементов конструкции потерями от полей рассеяния
6	С,Н4 - основн он газ; С2Н2, СН4 - ха рактерные газы с высоким содержанием	Термическ ий дефект, Г >700 °С	Нарушение контактных соединений. Нарушение изоляции пластин магнитной системы с образованием короткозамкнутых контуров. Перегрев металлических элементов конструкции потерями от полей рассеяния.
7	СО; - основно й газ; СО - характер ный газ	Деструкция целлюлоз но й изоляции	Перегрузка трансформатора Высокая влажность масла. Снижение эффективности системы охлаждения

6.2    При перегревах токоведущих соединений и элементов конструкции остова основными газами являются: С2Н4 - в случае нагрева выше 700 °С или С2Н2 - в случае нагрева, вызванного дуговым разрядом, или нагрева без дугового разряда, но с температу рами выше 1000 °С.

6.3    Превышение ПДЗ и/или ДЗ концентраций СО и ССЬ может свидетельствовать об ускоренном старении и/или увлажнении целлюлозной изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является СОг-

Дополнительные сведения о причинах дефектов силовых трансформаторов и реакторов, обнаруживаемых с помощью АРГ, приведены в приложении Б.

7 Диагностирование развивающихся дефектов в силовых трансформаторах и реакторах по результатам АРГ

7.1    Критерии оценки результатов АРГ по регламентированным значениям концентраций газов

7.1.1    Интенсивность газообразования в масле трансформатора связана с конструктивными особенностями трансформатора (классом напряжения, мощностью, типом системы охлаждения), которые определяют напряженность электрического поля, величину магнитной индукции, плотности тока, теплоотдачу. Уровень концентрации газов, которые образуются в масле трансформаторов, находящихся в эксплуатации, зависят от многих факторов, в том числе, от способа защиты и марки масла, от срока эксплуатации трансформатора, режимов его работы, других эксплуатационных факторов, указанных в Приложении «В».

Значительное влияние на результат АРГ' оказывают процессы отбора, транспортировки проб и, непосредственно, процедура измерения.

7.1.2    В таблице 3 приведены рекомендуемые ДЗ и ПДЗ концентраций газов, сгруппированные по основным признакам, влияющим на их значения:

-    класс напряжения,

-    способ защиты масла,

-    срок эксплуатации,

-    мощность трансформатора,

-    марка масла.

ДЗ и ПДЗ концентраций газов (таблица 3) определены по интегральной функции распределения концентраций газов работоспособных трансформаторов по методике [4]: ДЗ - для уровня 0,92, а ПДЗ - для уровня 0,98.

7.1.3    ДЗ концентраций газов следует рассматривать как порог, выше которого повышенная скорость образования газа позволяет обнаружить развитие дефекта в оборудовании, при условии исключения влияния эксплуатационных факторов, перечисленных в Приложении В.

Таблица 3 - Рекомендуемые ДЗ и ПДЗ концентрации растворённых газов в масле силовых трансформаторов 35 - 220 кВ и реакторов 110 кВ_

Уро вень Срок эксплу атации. лет Концентрации газов, % об. СРГ н2 сн4 С2Нб С2Н4 С2Н2 Срок эксплу-атцни, лет СО СО: Трансформаторы 35 кВ ДЗ 0-5 0,020 0,005 0,0030 0,0010 0,003 0,0010 0-30 0,015 0,17 >5 0,008 0,002 0,0007 >30 0,018 0,26 ПДЗ 0-5 0,074 0.020 0.0100 0,0035 0,009 0,0025 0-30 0.030 0.30 >5 0,024 0,010 0,0030 >30 0,035 0,40 Трансформаторы 110 кВ (с плёночной защитой) ДЗ 0-5 0,012 0,006 0,003 0,0013 0,005 0,0003 весь 0,045 0,30 >5 0,013 0,005 0,004 ПДЗ 0-5 0,025 0,010 0,009 0.0040 0,010 0,0008 весь 0,070 0,50 >5 0.035 0,009 0.010 Трансформаторы 110 кВ i со свободным дыханием) **, *** ДЗ 0-5 0,020 0, 011* 0,009 0,004* 0,002 0,001* 0,0020 0,008 0.0008 0-30 0.020 0,031 0,22 0,34 >5 0,013 0,002 0,001 0,0020 >30 0.029 0.039 0.31 0.43 ПДЗ 0-5 0£25 0,040* ОШ 0.013* 0.008 0.004* 0,0040 0,025 0.0030 0-30 0,040 0,050 Mi 0.55 >5 0,038 0,008 0,005 0,0060 >30 0.050 0,061 0,51 0,65 Трансфо зматоры 220 кВ (с плёночной или азотной зашитой ДЗ 0-5 0,056 0.032* 0,007 0.004* 0,009 0,0080 0,015 0,0007 0-30 0.050 0,37 >5 0.046 0.005 0.012 >30 0.065 0,63 ПДЗ 0-5 0,100 0,055* 0,030 0,013* 0,024 0,0180 0,050 0,0020 0-30 0,075 0,60 >5 0,090 0,012 0,026 >30 0,080 0,77 Трансформаторы 220 кВ (со свободным дыханием) ДЗ весь 0,030 0,005 0,008 0,0060 0,015 0,0008 весь 0,053 0,52 Г1ДЗ весь 0,060 0,017 0,020 0.0180 0,050 0,0020 весь 0,070 0,70 Реакторы 110 кВ ДЗ весь 0,016 0,006 0,002 0,0007 0,005 0,0002 весь 0,047 0.35 ПДЗ весь 0,036 0.015 0,008 0.0030 0,012 0,0008 весь 0.067 0.68

* для Н:. СНа и СРГ (суммы концентраций растворенных углеводородных газов и Н:) в масле трансформаторов ДЗ и ПДЗ в числителе даны значения для трансформаторов, заполненных маслами марок ГК, Nylro, а в знаменателе - для остальных марок масел или смеси масел.

** для С:Н: в числителе приведены ДЗ и ПДЗ трансформаторов со всеми типами устройств РПН. кроме RS-3 и RS-4, а в знаменателе - с устройствами РПН типа RS-3, KS-4.

*** для СО и СО2 в числителе указаны ДЗ и ПДЗ трансформаторов 110 кВ мощностью до 16 MBA включительно, а в знаменателе - более 16 MBA.

7.1.4    ПДЗ концентраций газов следует рассматривать как индикатор предотказного состояния оборудования, при условии исключения влияния эксплуатационных факторов, перечисленных в Приложении В.

7.1.5    Регламентированные значения (ДЗ, ПДЗ) концентраций газов рекомендуется определять по методике [4] каждой энергосистеме для работоспособных трансформаторов, сгруппированных по основным признакам, влияющим на ДЗ, ПДЗ и указанным в п.7.1.2, не чаще, чем один раз в 5 лет. Расчет ДЗ и ПДЗ концентраций газов может быть выполнен для групп, сформированных по признакам, влияние которых на концентрации газов подтверждено результатами дисперсионного анализа.

7.1.6    При отсутствии достаточных статистических данных для определения по интегральной функции распределения ДЗ и ПДЗ концентраций газов, растворённых в масле трансформаторов, рекомендуется использовать значения, приведённые в таблицах 3,4.

7.1.7    Уровни концентраций газов после заводских испытаний.

7.1.7.1 При приемо-сдаточных испытаниях трансформатора на заводе-изготовителе в трансформаторном масле генерируется некоторое количество газов. Уровень ДЗ концентраций газов, рассчитанных в результате статистической обработки АРГ из трансформаторов после заводских испытаний, приведён в таблице 4.

Таблица 4-Рекомендуемые ДЗ концентрации растворённых газов в масле трансформаторов 35 - 220 кВ при вводе в эксплуатацию и после приемо-сдаточных испытаний на заводе_

Класс напряжения трансформаторов. кВ ДЗ концентрации газов. %об. Н2 СН4 С2Нб С2Н4 С2Н2 СО СО2 35 0,001 0,004 0,056 ПО 0,003 ** ** ** ** 0,009 0,070 220 0,003 0,007 0,065

** - уровень концентрации на границе предела обнаружения.

7.1.7.2    Пробу масла на ЛРГ из бака трансформатора (реактора) на заводе-изготовителе рекомендуется отбирать через 4-6 часов после окончания испытаний. Если полученные результаты АРГ хотя бы по одному из газов превышают значение таблицы 4, то рекомендуется отобрать пробу на АРГ повторно. При подтверждении превышения ДЗ концентраций газов следует определить и устранить причину повышенного газообразования.

7.1.7.3    Так как повышенные концентрации газов могут быть следствием изменений конструкции трансформатора технологии его изготовления, а также характеристик материалов, используемых при изготовлении трансформаторов, то ДЗ концентраций газов, приведённые в таблице 4, носят справочный характер.

7.1.8 Перед включением в работ)' новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворённых газов (Ло). Если Ао превышают уровни ДЗ, указанные

в таблице 4, то рекомендуется провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то измеренные перед включением значения концентраций следует принять за исходные.

7.2 Критерии оценки результатов ЛРГ но скорости изменении концентрации газов

7.2.1    Один и тот же объем газа может образовываться в течение достаточно длительного промежутка времени, как результат относительно незначительного дефекта, или за очень короткий период в случае серьезного дефекта. Поэтому по результатам лишь одного измерения невозможно объективно оценить серьёзность повреждения и скорость его развития.

7.2.2    Критерий скорости нарастания газов в масле определяет степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов.

7.2.2.1    Изменение во времени концентраций газов в масле исправных трансформаторов может происходить под воздействием различных эксплуатационных факторов, вследствие естественного старения изоляции, или быть индикатором развития повреждений.

7.2.2.2    Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе приводит как правило к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.

7.2.3    Значения абсолютной скорости роста концентрации газов и СРГ необходимо определять для силовых трансформаторов (реакторов) при каждом АРГ при выполнении условия п.7.2.5. Для определения скорости нарастания СРГ нужно рассчитать сумму концентраций СИ», СгНб, С2Н4, С2Н2, Н2 в%об. на рассматриваемую дату I и предыдущую дату (/-А/).

7.2.4    Значения абсолютной скорости роста концентраций /-го газа и СРГ определяется по формуле:

Кбс = ^At    (% об./СуТКИ),    (2)

где А[,Л(_С__ДС) - два последовательных измерения концентрации /-го газа,

%об.;

Д/ - время между отборами проб, сутки.

7.2.5    Значения абсолютной скорости роста концентрации рассчитывается для каждого из газов АРГ при условии, что концентрации, определенные на рассматриваемую дату А', и предыдущую дату превышают по крайней мере в 3 раза предел обнаружения М^исоответствующего газа.

Для расчета абсолютной скорости СРГ по формуле 2 (/ = СРГ) необходимо, чтобы концентрация хотя бы одного из газов, входящих в СРГ (на даты A't, А'(,.а/)Х превышала свой предел обнаружения М^и в 3 раза.

7.2.6    Оценку полученных значений абсолютных скоростей роста необходимо проводить с учетом влияния на их достоверность факторов, указанных в приложениях В и Г.

7.2.7    ДЗ и ПДЗ абсолютной скорости роста концентраций газов И % об./сутки приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Рекомендуемые ДЗ и ПДЗ абсолютной скорости роста концентраций растворенных газов в масле силовых трансформаторов и реакторов У’эск _

Уровень Абсолютная скорость роста концентрации газов V»&, % об/сутки CHi, С2Ыб, С2Н4. Н: С:Н: СРГ со СО> ДЗ 0,00005 0.00005 0.0001 - - ПДЗ 0.00015 0.0003 0.0005 0.0015

«-» - значение не регламентировано.

7.2.8    Значения абсолютной скорости роста концентраций всех углеводородных газов, Н2 и СРГ ниже ДЗ, а для СО и СО2 - ниже ПДЗ, соответствуют исправному трансформатору, при условии, что концентрации газов А', ниже соответствующих Л'_Л1, а расчетный интервал отбора проб Д/д не меньше регламентированной периодичности Д/,/.

7.2.9    Значения абсолютной скорости роста концентрации любого из углеводородных газов, Н2 или СРГ выше ДЗ, но ниже ПДЗ, свидетельствуют о развитии дефекта в трансформаторе, при условии, что исключено влияние на концентрации газов А¹, эксплуатационных факторов и концентрации А', находятся ниже соответствующих А'_тз.

7.2.10    Значение абсолютной скорости роста концентраций С2Н2 или СРГ выше ПДЗ свидетельствуют о быстром развитии дефекта в трансформаторе, при условии, что исключено влияние на концентрации газов А', эксплуатационных факторов (Приложение В).

7.2.11    Рекомендации по определению периодичности отбора проб масла и принятию решения о дальнейшей эксплуатации или выводе трансформатора из работы приведены в разделе 8 настоящих методических указаний.

7.3 Методы идентификации вида развивающегося дефекта в силовом трансформаторе и реакторе по результатам API'

7.3.1    Определение вида и характера дефекта по отношениям концентраций пар газов

7.3.1.1    Вид и характер развивающихся в трансформаторе дефектов определяется по отношению концентраций следующих газов: Н2, CRi, С2Н2, С2Н4 и СгНб.

При этом следует использовать отношения пар газов при выполнении обоих условий:

•    концентрация хотя бы одного газа (из пяти перечисленных) была больше соответствующего допустимого значения А¹, > А'_дз;

•    концентрации газов А\, входящих в отношение пар газов, были в 3 раза выше предела обнаружения А', > Ъ-М^и.

- если отношение концентраций газов CCVCO < 3, то повреждением затронута целлюлозная изоляция и вероятно наличие искрения или горячей точки с температурой более 200 - 250 °С [3];

-если отношение концентраций газов CCVCO>10, то повреждением затронута целлюлозная изоляция и вероятен низкотемпературный дефект с температурой менее 160 °С [1].

Использование данного соотношения рекомендуется при превышении концентрациями СО и СОг своих пределов обнаружения А/'¹' в 3 раза.

При интерпретации полученных значений отношения концентраций газов СО2/СО следует учитывать влияние эксплуатационных факторов (приложение В), а также иметь в виду, что СО2 и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.

7.3.2 Определение вида дефекта по диаграммам состава ( азов

7.3.2.1    Диаграммы состава газов строятся по концентрациям пяти газов: Н2, СН.4, СгНб, С2Н.4, С2Н2. Образы дефектов в виде диаграмм состава газов отображают общие зависимости в соотношениях между отдельными газами при нагревах разной температуры или электрических разрядах.

7.3.2.2    Диаграммы состава газов строятся для оборудования, в котором концентрация хотя бы одного из углеводородных газов или Н2 превышает ДЗ, приведённые в таблице 3.

7.3.2.3    Порядок построения диаграммы состава газов.

7.3.2.3.1    Определить среди газов (Н₂, СН4, СгНб, С2Н4, С2Н2) газ, имеющий максимальную абсолютную концентрацию (% об.).

7.3.2.3.2    Определить величину отношения концентрации каждого газа к концентрации газа, имеющего максимальную концентрацию. Для газа с максимальной концентрацией это отношение будет равняться 1.

7.3.2.3.3    Построить диаграмму состава газов, на которой по оси абсцисс равномерно расположить газы в такой последовательности: Н2, СН4, СгНб, С2Н4, С2Н2, а по оси ординат отложить вычисленные отношения для каждого из этих газов. Полученные точки соединить прямыми линиями.

7.3.2.4 Определение вида дефекта по диаграммам состава газов заключается в нахождении диаграммы образа дефекта (рис. 1 - рис. 12), наиболее похожей на диаграмму состава газов анализируемого измерения АРГ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................................................5

1    НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ................................................................................5

2    НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ.......................................................................................................6

3    ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ..................................................................................................7

4    ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ........................................................................................10

5    ТРЕБОВАНИЯ К ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРИБОРОВ    11

6    ДЕФЕКТЫ. ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ В СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРАХ И

РЕАКТОРАХ С ПОМОЩЬЮ АРГ..............................................................................................12

7    ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ В СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРАХ И РЕАКТОРАХ Г10 РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ    14

7    1 Критерии оценки результатов АРГ по регламентированным значениям

КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ....................................................................................................................14

7.2    Критерии oi щ ikh результатов АРГ iю скорости измышгия к<н ii u-:i itpaiщй газов ... 17

7.3    Методы идентификации вида развивающегося дефекта в силовом

ТРАНСФОРМАТОРЕ И РЕАКТОРЕ НО РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ..................................................................18

8    ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И РЕАКТОРОВ 24

9    ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ В СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРАХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ ИЗ ГАЗОВОГО РЕЛЕ............................27

10    ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЛИЧИЯ ДЕФЕКТА В ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВВОДАХ ПО

РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ....................................................................................................................30

10.1    ТИПИЧ! 1ЫЕ ДЕФЕКТЫ ВЫСОКОВОЛЫТ1ЫХ ВВОДОВ.................................................................30

Ю.2 Критерии оценки результатов АРГ высоковольтных вводов

НО РЕГЛАМЕНТИРОВАННЫМ ЗНАЧЕНИЯМ КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ..................................................30

ю з Периодичность отбора проб и необходимые действия по эксплуатации

ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВВОДОВ............................................................................................................32

11    ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ В ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ

ТРАНСФОРМАТОРАХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ...................................................................35

ill Типичные дефекты измерительных трансформаторов.................................................35

11.2    Критерии оценки результатов арг измерительных трансформаторов

но регламентированным значениям КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ..................................................36

11.3    Периодичность отбора проб и необходимые действия по эксплуатации

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ............................................................................................38

ПРИЛОЖЕНИЕ А МЕХАНИЗМ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРАХ И РЕАКТОРАХ (СПРАВОЧНОЕ).....................................................41

ПРИЛОЖЕНИЕ Б КОММЕНТАРИИ К П 6 «ДЕФЕКТЫ. ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ В СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРАХ С ПОМОЩЬЮ АРГ» (СПРАВОЧНОЕ)    43

ПРИЛОЖЕНИЕ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ. ВЛИЯЮЩИЕ НА РЕЗУЛЬТАТЫ АРГ (СПРАВОЧНОЕ)...................................................................................................................44

ПРИЛОЖЕНИЕ Г ФАКТОРЫ. ОКАЗЫВАЮЩИЕ ВЛИЯНИЕ НА ДОСТОВЕРНОСТЬ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ ПРИ АНАЛИЗЕ РЕЗУЛЬТАТОВ АРГ (СПРАВОЧНОЕ)    47

ПРИЛОЖЕНИЕ Д ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ АРГ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ (СПРАВОЧНОЕ).................................................................................48

Пример 1. Высокотемпературный нагрев, переходящий в дугу...............................................48

Пример 2. Высокотемпературный нагрев...................................................................................49

Пример 3. Высокотемпературный нагрев...................................................................................50

Пример 4. Частичные разряды.....................................................................................................51

Пример 5. Нагрев в диапазонах средних или высоких температур..........................................52

Пример 6. Анализ газов из газового реле...................................................................................53

Пример 7. Пример определения периодичности проведения АРГ из трансформатора по величине абсолютной скорости роста концентрации газов......................................................55

Пример 8. Оценка технического состояния высоковольтного ввода.......................................58

Пример 9. Оценка технического состояния ТТ..........................................................................58

Пример 10. Оценка технического состояния ТН........................................................................59

Пример 11. Оценка технического состояния ТН........................................................................60

ПРИЛОЖЕНИЕ Е МЕХАНИЗМ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В МАСЛЕ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВВОДОВ (СПРАВОЧНОЕ)..........................................................................................................61

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж МЕХАНИЗМ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В МАСЛЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ (СПРАВОЧНОЕ).................................................................................62

БИБЛИОГРАФИЯ ......................................................................................................................63

Введение

Анализ растворённых в трансформаторном масле газов (АРГ) является наиболее широко используемым методом технического диагностирования высоковольтного маслонаполненного электрооборудования. Диагностирование на основе АРГ позволяет своевременно выявить и проследить тенденцию развития большинства видов дефектов маслонаполненного оборудования, как электрического, так и термического характера.

В настоящих Методических указаниях учтён отечественный и зарубежный_опыт применения метода АРГ для оценки технического состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования.

1 Назначение н область действия

Настоящие Методические указания разработаны взамен РД 153-34.0-46.302-00 «Методические    указания    по диагностике

развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворённых в масле» для оборудования классов напряжения от 35 кВ до 220 кВ включительно, в качестве стандарта организации с правом применения в ДЗО ПАО «Россети», в соответствии с распоряжением ПАО «Россети» от 28.12.2015 №612р «Об утверждении реестра нормативно-технических документов в области технического регулирования ПАО «Россети».

Настоящие Методические    указания    распространяются на

электрооборудование, в котором в качестве    изоляции используются

целлюлозные материалы и минеральное изоляционное масло: силовые трансформаторы классов напряжения 35 - 220 кВ с различными способами защиты масла от непосредственного контакта с окружающим воздухом, маслонаполненные шунтирующие реакторы (далее - реакторы) класса напряжения 110 кВ, измерительные трансформаторы тока и напряжения классов напряжения 110-220 кВ и высоковольтные герметичные и негерметичные маслонаполненные вводы классов напряжения 110 - 220 кВ.

Контроль оборудования по АРГ, не вошедшего в приведённый перечень (например - контакторы РГ1Н), может выполняться по решению технического руководителя энергопредприятия.

Если заводам и-изготовителям и в эксплуатационной документации на конкретное оборудование установлены иные рекомендации (критерии оценки, периодичность контроля и пр.) выполнения контроля технического состояния по результатам АРГ, то необходимо руководствоваться рекомендациями заводов-изготовителей.

АРГ является чувствительным и достоверным методом определения наличия дефекта и его характера. Для определения причины возникновения дефекта, степени его опасности и локализации необходимо применять АРГ в комплексе с другими методами технического диагностирования, что позволит повысить эффективность и достоверность оценки технического состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования.

Методические указания рекомендуются к применению персоналу, занятому производством, наладкой, эксплуатацией, техническим диагностированием и ремонтом высоковольтного маслонаполненного электрооборудования.

Целевая аудитория использования стандарта:    подразделения

эксплуатации и ремонта оборудования подстанций, службы диагностики, изоляции и защиты от перенапряжений ДЗО ПАО «Россети».

2 Нормативные ссылки

В настоящих методических указаниях использованы ссылки на следующие нормативные документы:

2.1    ГОСТ 17567-81 Хроматография газовая. Термины и определения;

2.2    ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения;

2.3    ГОСТ 26522-85 Короткие замыкания в электроустановках. Термины и определения;

2.4    ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения;

2.5    ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжение 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции;

2.6    ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1-93) Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения;

2.7    ГОСТ Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия;

2.8    ГОСТ Р 55191-2012 (МЭК 60270:2000) Методы испытаний высоким напряжением. Измерения частичных разрядов;

2.9    ГОСТ 27.002-2015 Надёжность в технике. Термины и определения;

2.10    РД 34.46.303-98 Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворённых в масле силовых трансформаторов;

2.11    РД 34.46.502 Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газа из газового реле;

2.12    РД ЭО 0597-2004 Методические указания по контролю состояния трансформаторов тока на основе хроматографического анализа растворённых газов (ХАРГ) в масле;

2.13    СТО 56947007-29.180.010.007-2008 Методические указания по определению содержания кислорода и азота в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии;

2.14    СТО 56947007-29.180.010.094-2011 Методические указания по определению содержания газов, растворённых в трансформаторном масле.

2.15    СТО 34.01-23.1-001-2017 Объём и нормы испытаний электрооборудован и я;

2.16    СТ-ИА-30.2-2.1-27-02-2016 Область применения и порядок смешения трансформаторных масел.

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет. Если заменён ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учёта данного изменения. Если ссылочный документ отменён без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

Настоящие методические указания учитывают опыт применения АРГ, изложенный в международном и национальных стандартах [1,2, 3].

3 Термины и определения

В настоящих методических указаниях применяют термины в соответствии со стандартами: ГОСТ 1516.2; ГОСТ 17567; ГОСТ 16110; ГОСТ 26522; ГОСТ 20911; ГОСТ 27.002, а также следующие термины с соответству ющи м и определениям и:

3.1    Допустимое значение (ДЗ) величины параметра является границей, отделяющей исправное оборудование от работоспособного оборудования, имеющего вероятность развития повреждения.

Примечание

ДЗ концентраций газов следует рассматривать как порог, выше которого повышенная скорость образования газа позволяет обнаружить развитие в оборудовании дефекта.

3.2    Предельно допустимое значение (ПДЗ) величины параметра является границей, отделяющей работоспособное оборудование от оборудования с высокой вероятностью отказа.

Примечание

ПДЗ концентраций газов следует рассматривать как индикатор предотказного состояния оборудования.

3.3 _

исправное состояние (исправность) {perfect {/lawless) state): Состояние объекта, в котором он соответствует всем требованиям, установленным в документации на него.

[ГОСТ 27.002-2015, статья 3.2.1]

Д/ - интервал между отборами проб, сутки;

А/,/    - регламентированная периодичность отбора пробы масла,

месяцы;

Д/д - расчетный интервал отбора проб, месяцы;

А'о    - начальные концентрации растворенных газов, % об.;

А'г - концентрация /-го газа в газе из газового реле, % об.;

А',    - значение концентрации /-го газа, измеренное на дату /, % об.;

Л'(/-лг) - значение концентрации /-го газа, измеренное в предыдущий раз (на дату /-Д/), % об.;

А'д,    - допустимая концентрация /-го газа, % об.;

Л'пдо - предельно-допустимая концентрация /-го газа, % об.;

А'„р    - концентрация /-го газа в равновесии с газовой фазой, % об.;

с/ - относительная концентрация /-го газа;

-    максимальная относительная концентрация /-го газа;

В¹Т - коэффициент растворимости /-го газа в масле при температу ре 7*°С;

С    - углерод;

СО    - оксид углерода;

СО2 - диоксид углерода;

CHj - метан;

С2Н2 - ацетилен;

С2Н4 - этилен;

СгНб -этан;

Н2    - водород;

к¹    - коэффициент    линейной аппроксимации зависимости

растворимости /-го газа в масле от температу ры В¹Т, найденный для значений температуры 20 °С и 45 °С;

А/¹'    - предел обнаружения в масле /-го газа, % об.;

N₂ - азот;

О2 - кислород;

ppm - единица концентрации в миллионных долях по объему:

1 % об. = 10⁴ мкл (газа) /л (масла) = 10^А ррт\

Т - температура масла при отборе пробы, °С;

I    - дата отбора пробы;

-    тангенс угла диэлектрических потерь;

Иавс - абсолютная скорость нарастания /-го газа, % об./сутки;

АРГ - анализ растворенных в трансформаторном масле газов;

ВН - высшего напряжения;

ГР - газовое реле;

ДЗ - допустимое значение (величины контролируемого параметра); ИТ - измерительный трансформатор;

НН - низшего напряжения;