Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле РД 153-34.0-46.302-00 (утв. РАО "ЕЭС России") (документ не действует)

Методические указания
по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле
РД 153-34.0-46.302-00
(утв. РАО "ЕЭС России")

Срок действия установлен
с 1 января 2001 г.
до 1 января 2011 г.

ГАРАНТ:

Согласно приказу РАО "ЕЭС" от 14 августа 2003 г. N 422 настоящий РД содержится в реестре действующих в электроэнергетике НТД для распространения их действия в Холдинге на период до создания соответствующих стандартов

Список использованных обозначений

- предел обнаружения в масле i-гo газа, % об.;

- начальное значение концентрации i-гo газа, % об.;

- измеренное значение концентрации i-гo газа, % об.;

- граничная концентрация i-го газа, % об.;

- относительная концентрация i-го газа;

- максимальная относительная концентрация i-го газа;

- интегральная функция распределения;

- вероятность;

N - общее число трансформаторов;

L - интервал измерения концентрации i-го газа;

- число трансформаторов с концентрацией газа ;

- абсолютная скорость нарастания i-го газа, % об./мес.;

, - два последовательных измерения концентрации i-го газа, % об.;

Td - периодичность диагностики, мес.;

- относительная скорость нарастания i-го газа, %/мес.;

- коэффициент кратности последовательных измерений (принимать );

- минимальное время до повторного отбора пробы масла, мес.;

- концентрация i-го газа в равновесии с газовой фазой, % об.;

- коэффициент растворимости i-го газа в масле

Настоящие Методические указания составлены на основе накопленного в России опыта применения "Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов" РД 34.46.302-89 (М: СПО Союзтехэнерго, 1989), с учетом рекомендаций публикации МЭК 599 и СИГРЭ и вводятся взамен упомянутого выше РД 34.46.302-89 и взамен противоаварийного циркуляра Ц-06-88(Э) "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ" от 27.07.1988 г.

Настоящие Методические указания распространяются на трансформаторы напряжением 110 кВ и выше, блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд с любым видом защиты масла от атмосферы и высоковольтные герметичные вводы напряжением 110 кВ и выше, залитые трансформаторным маслом любой марки.

В Методических указаниях изложены: критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов (критерий ключевых газов, критерий граничных концентраций газов, критерий отношения концентраций пар газов для определения вида и характера дефекта, критерий скорости нарастания газов в масле); эксплуатационные факторы, влияющие на результаты АРГ; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ; основы диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам АРГ; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах по результатам анализа растворенных в масле газов.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в трансформаторах при использовании настоящих Методических указаний - 95%.

Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.

1. Общие положения

1.1 Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится в соответствии с методикой "Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов" (РД 34.46.303-98), обеспечивающей:

1.1.1 Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода , метана , ацетилена , этилена , этана , оксида углерода (СО), диоксида углерода .

1.1.2 Предел обнаружения определяемых в масле газов 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.

1.1.3 Применяемые аппаратура и методики анализа должны обеспечивать погрешность измерения газов в масле не хуже указанной в таблице 1:

Таблица 1

Область измеряемых концентраций, % об.	Суммарная погрешность измерения, % отн.
<0.001	>50
0.001-0.005
0.005-0.05
>0.05

1.2 Появлением газов в масле трансформатора считается значение концентрации, превышающее предел обнаружения в 5 раз.

2. Дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ

С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов.

2.1 Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова.

Основные газы: - в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С или - в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом.

Характерными газами в обоих случаях являются: , и .

2.1.1 Перегрев токоведущих соединений может определяться нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением и нагревом места крепления электростатического экрана; обрывом электростатического экрана; ослаблением винтов компенсаторов отводов НН; ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

2.1.2 Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах; неправильным заземлением магнитопровода; нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.

2.2 Группа 2. Электрические разряды в масле

Электрические разряды в масле могут быть разрядами большой и малой мощности.

2.2.1 При частичных разрядах основным газом является , характерными газами с малым содержанием - и .

2.2.2 При искровых и дуговых разрядах основными газами являются или ; характерными газами с любым содержанием - и .

2.3 Превышение граничных концентраций СО и может свидетельствовать об ускоренном старении и/или увлажнении твердой изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является диоксид углерода.

2.4 Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:

2.4.1 Дефекты электрического характера:

водород - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен - электрическая дуга, искрение;

2.4.2 Дефекты термического характера:

этилен - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

метан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

этан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

оксид и диоксид углерода - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода - нагрев твердой изоляции.

2.5 Определение основного и характерных газов по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов производится следующим образом:

2.5.1 Рассчитываются относительные концентрации газов по формуле:

(1)

Здесь и далее буквенные обозначения параметров в расчетных формулах приведены на стр. 4.

2.5.2 По расчетным относительным концентрациям максимальное значение соответствует основному газу (кроме ; - основной газ, если );

	- характерный газ с высоким содержанием;
	- характерный газ с малым содержанием;
	- нехарактерный газ

2.6 Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.

При этом, если измеренные концентрации превышают предел обнаружения (, см. п. 1.1.2), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.

3. Эксплуатационные факторы, способствующие росту или уменьшению концентраций растворенных газов в масле трансформаторов

3.1 При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов необходимо учитывать условия их эксплуатации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава газов нормально работающих трансформаторов.

3.2 Эксплуатационные факторы, вызывающие увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

- остаточные концентрации газов от устраненного дефекта во время ремонта трансформатора (если не была проведена дегазация масла),

- увеличение нагрузки трансформатора,

- перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителе и т.д.,

- доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы,

- проведение сварочных работ на баке,

- повреждения масляных насосов с неэкранированным статором,

- перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.),

- перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках,

- переток газов из бака расширителя контактора РПН в бак расширителя трансформатора, имеющего РПН типа РС-3 или РС-4,

- сезонные изменения интенсивности процесса старения,

- воздействие токов короткого замыкания и др.

3.3 Эксплуатационные факторы, вызывающие уменьшение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

- 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,

- заливка маслом под вакуумом, в том числе - частичным вакуумом,

- замена масла в маслопроводах, навесных баках, расширителе, избирателе устройств РПН и т.д.

В приложении 1 приведены примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.

4. Критерий граничных концентраций газов, растворенных в масле трансформаторов

4.1 Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами.

Такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением АРГ.

4.2 Для бездефектных трансформаторов концентрации газов за срок службы не должны превысить граничных значений.

4.3 Рекомендуется определять граничные концентрации растворенных газов в масле нормально работающих трансформаторов как минимум через 5 лет.

4.4 Значения граничных концентраций газов, учитывая различные условия их эксплуатации в разных регионах, рекомендуется определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, одного класса напряжения и т.д.). Рекомендуется, чтобы в каждой группе было не менее 50 трансформаторов.

Для каждого трансформатора в статистическую обработку включаются все измеренные концентрации i-oгo газа за последний год эксплуатации.

4.5 За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа обследованных трансформаторов принятой группы.

4.6 Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения следующим образом:

4.6.1 Измеренные концентрации i-го газа от 0 до по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам АРГ, следует разбить на L интервалов (можно принять L = 10-15).

Вероятность приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от до .

4.6.2 На каждом интервале определяем вероятность

(2)

4.6.3 Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся как

, (3)

где k < L

4.6.4 Граничная концентрация i-го газа определяется при наиболее просто графически (рис. 1)

4.7 При отсутствии достаточных статистических данных для определения граничных концентраций (п. 4.4) растворенных в масле трансформаторов газов можно пользоваться данными таблицы 2.

Таблица 2

Граничные концентрации растворенных в масле газов

	Концентрации газов, % об.
Оборудование						CO
Трансформаторы напряжением 110-500 кВ	0.01	0.01	0.001	0.01	0.005	0.05* --------- 0.06	0.6 (0.2)* ---------- 0.8 (0.4)
Трансформаторы напряжением 750 кВ	0.003	0.002	0.001	0.002	0.001	0.05	0.40
Реакторы напряжением 750 кВ	0.01	0.003	0.001	0.001	0.002	0.05	0.40

______________________________

* для СО - в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе - для трансформаторов со свободным дыханием; для - в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе - свыше 10 лет, в скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла

5. Определение вида и характера развивающегося дефекта по критериям отношений концентраций пар газов

Вид и характер развивающихся в трансформаторе повреждений определяется по отношению концентраций следующих газов: , , , и .

При этом рекомендуется использовать такие результаты АРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1.5 раза.

5.1 Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: , , и .

5.1.1 Условия прогнозирования "разряда":

и

5.1.2 Условия прогнозирования "перегрева":

и

Если при этом концентрация СО < 0.05 % об., то прогнозируется "перегрев масла", а если концентрация СО > 0.05 % об. - "перегрев твердой изоляции".

5.1.3 Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

и

или

и

5.2 Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется согласно таблице 3 по отношению концентраций пар из пяти газов: , , , и или графически (Приложение 3).

5.3 Отношение дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в табл. 3:

- если повреждением не затронута твердая изоляция, то

;

- если повреждением затронута твердая изоляция, то

или

При интерпретации полученных значений отношений следует учитывать влияние эксплуатационных факторов п. 3.

5.3.1 Следует иметь в виду, что и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.

Таблица 3

Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов

N п/п	Характер прогнозируемого дефекта	Отношение концентраций характерных газов			Типичные примеры
1.	Нормально	<0.1	0.1-1		Нормальное старение
2.	Частичные разряды с низкой плотностью энергии	<0.1	<0.1		Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие неполной пропитки или влажности изоляции.
3.	Частичные разряды с высокой плотностью энергии	0.1-3	<0.1		То же, что и в п. 2, но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.
4.	Разряды малой мощности	>0.1	0.1-1	1-3	Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.
5.	Разряды большой мощности	0.1-3	0.1-1		Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.
6.	Термический дефект низкой температуры (<150°С)	<0.1	0.1-1	1-3	Перегрев изолированного проводника.
7.	Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С)	<0.1		<1	Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры "горячей точки".
8.	Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700°С)	<0.1		1-3	То же, что и в п. 7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки".
9.	Термический дефект высокой температуры (>700°С)	<0.1			Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.

5.3.2 Содержание в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления.

В трансформаторах со "свободным дыханием" может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0.03% об.

6. Критерий скорости нарастания газов в масле

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

6.2 Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов (пп. 2.4.1 и 2.4.2), а также вследствие естественного старения изоляции.

6.3 Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.

6.4 Абсолютная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле:

(% об./мес.), (4)

6.5 Относительная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле:

(% в мес.) (5)

6.6 Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа/газов.

Если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе.

В случае выявления дефекта повторные анализы следует провести через короткие промежутки времени с целью подтверждения наличия дефекта и определения скорости нарастания газов.

Отбор проб масла для определения скорости нарастания газов рекомендуется проводить 1 раз в 7-10 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 2-3 дня - для быстро развивающихся дефектов.

7. Периодичность контроля

7.1 Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки [1]:

- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раз в 6 мес.

- трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

7.2 Периодичность АРГ для трансформаторов с развивающимися дефектами определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития дефектов.

Все дефекты в зависимости от продолжительности развития можно подразделить на:

7.2.1 Мгновенно развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут.

7.2.2 Быстро развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель.

7.2.3 Медленно развивающиеся дефекты - продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет.

7.2.4 Методом хроматографического анализа растворенных в масле газов обнаруживаются медленно развивающиеся дефекты, возможно - быстро развивающиеся дефекты и нельзя определить мгновенно развивающиеся дефекты.

7.3 В случае выявления дефекта ( и/или в мес.) необходимо выполнить 2-3 повторных анализа растворенных газов (с периодичностью анализов по п.п. 6.6) для подтверждения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и/или выводе его из работы.

Минимальное время повторного отбора пробы масла для проведения анализа можно рассчитать по формуле:

(6)

8. Диагностика эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам АРГ

8.1 Если в результате анализа и в месяц, то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль по АРГ проводится по графику - один раз в 6 мес.

8.2 Если в результате анализа и в месяц, то провести повторный отбор пробы масла и хроматографический анализ растворенных в нем газов для подтверждения результатов измерения и соответственно:

8.2.1 Проанализировать условия предшествующей эксплуатации трансформатора с учетом факторов, влияющих на изменение концентраций газов в нормально работающих трансформаторах (п. 3).

8.2.2 По критериям отношений концентраций пар характерных газов (п.п. 5.1 и 5.2) установить вид и характер дефекта.

8.2.3 Определить время повторного отбора пробы масла (п. 7.3) и провести АРГ.

8.2.4 Если в результате выполнения операций по п. 8.2.3 скорость растет, то трансформатор оставить на учащенном контроле с периодичностью АРГ, определяемой по п. 7.3.

8.2.5 По данным последующих результатов АРГ выполнить мероприятия п.п. 8.2.1-8.2.2 и определить .

8.2.6 Если при выполнении п.п. 8.2.5 получается неравенство и в месяц, а скорость продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект), то планировать вывод трансформатора из работы.

8.2.6.1 Если при выполнении п.п. 8.2.5 сохраняется неравенство , a остается постоянной и меньше 10% в мес., то для выяснения наличия повреждения рекомендуется провести дегазацию масла и выполнить несколько последовательных анализов.

Если после проведения дегазации концентрации газов меньше соответствующих граничных значений и не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии повреждения. Такой трансформатор снимается с контроля, и дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мес.

Если же после проведения дегазации масла вновь наблюдается рост концентрации растворенных газов при повторных АРГ со скоростью:

- Voтн. > 10% в мес., то следует планировать вывод трансформатора из работы;

- Vотн. < 10% в мес., то трансформатор остается в работе на учащенном контроле по АРГ.

8.2.7 Если и , то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно п. 3.4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается "вглубь" (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода, металлических шпилек и т.д.). В этом случае следует планировать вывод трансформатора из работы.

8.3. Для трансформаторов с РПН, учитывая особенности их конструктивного выполнения, рекомендуется:

8.3.1 Для РПН в навесных баках в целях определения возможного перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать одновременно пробу масла из баков контактора и трансформатора.

8.3.2. Если измеренные концентрации одного или нескольких углеводородных газов в обоих пробах масла одинаковые, то это может указывать на переток газов.

В этом случае следует проверить состояние контактов контактора и состояние уплотнения между баками контактора и трансформатора. Если дефект выявлен, то его следует устранить.

8.3.3. Для РПН погружного типа может быть три вида дефектов:

- переток из бака контактора в бак трансформатора,

- переток в расширителе по уровню масла,

- переток газовой фазы по надмасляному пространству, если перегородка в общем расширителе выполнена не до самого верха.

8.3.3.1. Для РПН погружного типа отборы проб масла в целях выявления перетока следует производить одновременно из бака трансформатора и из расширителя контактора.

8.3.3.2. Если концентрации газов в пробе масла из бака трансформатора выше, чем в пробе масла из расширителя, то "перетока" нет и в этом случае диагностика по АРГ выполняется в соответствии с п. 8.2.6.

8.4. При срабатывании газового реле на сигнал или на отключение для диагностики возможного дефекта следует:

8.4.1. Отобрать пробу газа из газового реле (свободный газ) и одновременно пробу масла из бака трансформатора.

8.4.2. Определить концентрации газов отдельно в каждой из отобранных проб ( - концентрации газов в свободном газе, - концентрации газов в масле).

8.4.3. По полученным концентрациям газов, растворенных в масле из бака трансформатора рассчитать концентрации этих же газов, соответствующих равновесному состоянию с газовой фазой, по формуле:

, (7)

Коэффициент растворимости i-го газа в масле принимается по табл. 4.

Таблица 4

Значения коэффициентов растворимости газов в масле (при температуре 20°С и давлении 760 мм рт. ст.)

Наименование газа		Наименование газа
Водород	0.05	Оксид углерода	0.12
Метан	0.43	Диоксид углерода	1.08
Ацетилен	1.20
Этилен	1.70
Этан	2.4

8.4.4. Сравнить концентрации свободного газа с расчетными значениями и соответственно:

8.4.4.1 Если концентрации примерно равны , то это свидетельствует о том, что газ в реле выделился в равновесном состоянии в результате подсоса воздуха в газовое реле или в систему охлаждения трансформатора, или резкого снижения уровня масла в расширителе бака трансформатора и др. причин.

В этом случае следует определить причину срабатывания газового реле и устранить дефект.

8.4.4.2 Если концентрация значительно больше, чем , то это свидетельствует о быстро развивающемся дефекте, как правило, электрического вида. Обычно такие дефекты характеризуются высокими концентрациями водорода и ацетилена в пробе газа из газового реле.

В этом случае трансформатор требуется немедленно вывести из работы для устранения дефекта.

8.5. Во всех случаях при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора, в котором подозревается наличие того или иного дефекта, следует учитывать:

- возможность появления характерных газов, не связанных с дефектом трансформатора (например, неисправности в системе охлаждения, повреждения системы защиты масла и т.п.);

- особенности эксплуатации трансформатора;

- рекомендации завода-изготовителя.

8.6. Примеры диагностики эксплуатационного состояния трансформатора по результатам АРГ приведены в приложении 2.

9. Определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов по результатам анализа растворенных в масле газов

9.1 С помощью АРГ в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов можно обнаружить нарушение контактных соединений (искрение), проявление острых краев деталей (микроразряды в масле), ослабление контактных соединений верхней контактной шпильки (термическая деструкция масла) и локальные дефекты остова (микроразряды в остове).

В таблице 5 приведен перечень обнаруживаемых с помощью АРГ дефектов и их хроматографические признаки.

9.2 Основные газы, свидетельствующие о наличии дефектов: ацетилен и сумма концентраций углеводородных газов : метан - , этан - , этилен - и ацетилен - .

9.3 Вводы подлежат отбраковке при достижении концентраций ацетилена - 0.0005% об. и более, либо при достижении суммы концентраций углеводородных газов:

- вводы (110-220) кВ - 0.03% об. и более;

- вводы (330-750) кВ - 0.015% об. и более

9.4 В процессе эксплуатации герметичных вводов, имеющих удовлетворительные результаты измерений в соответствии с [1], рекомендуется следующая периодичность измерений растворенных газов в масле вводов:

- вводы (110-220) кВ - 1 раз в четыре года;

- вводы (330-750) кВ - 1 раз в два года

Для всех вновь вводимых в работу высоковольтных герметичных вводов - через два года после начала их эксплуатации.

Таблица 5

Дефекты высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, обнаруживаемые с помощью АРГ

N п/п	Дефект	Основные хроматографические признаки дефекта
1.	Механические примеси	Образование углеродосодержащих частиц вследствие разрядов - ацетилен. Появление незавершенных искровых разрядов - водород. Возможно отложение загрязнений по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен.
2.	Острые края деталей в масле	Появление незавершенных искровых разрядов - водород. Накопление продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен.
3.	Нарушение контактных соединений	Появление искрового разряда в масле - водород и ацетилен. Отложение продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен. Накопление продуктов деструкции масла - водород и ацетилен.
4.	Ослабление контактных соединений верхней контактной шпильки	Термическая деструкция масла (осмоление) - метан, этан.
5.	Локальные дефекты остова	Микроразряды в остове - ацетилен и водород.

Литература

1. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. М.: НЦ ЭНАС, 1998