Хроматографический анализ растворенных газов в диагностике трансформаторов (стр. 10 )

Рис. 5.2. Выделенные для анализа интервалы отношений концентраций газов а: х1=0,1; х2=3; b: х1=0,1; х2=1; с: х1=1; х2=3

Сделаем подобный анализ для отношений b и с. После аналогичных операций предыдущая таблица приобретет следующий вид (табл. 5.4).

Таблица 5.4. Представление корреляции дефектов с отношениями концентраций газов в кодированном виде

Дефект	а	b	с
Э1	1	1	1
Э2	2	1	1
Э3	2, 3	2	2
Э4	2	2	3
Т1	1	2	2
Т2	1	3	1
Т3	1	3	2
Т4	1	3	3

Анализ табл. 5.4 свидетельствует о неполноте информации для постановки диагноза. Чтобы убедиться в этом, представим табл. 5.4 в виде графа (рис. 5.3). Терминальные вершины этого графа, обозначенные , показывают, что вопрос о виде дефекта остается открытым. Следовательно, примерно в 60 % случаев на основе информации, содержащейся в табл. 5.4 определить вид дефекта невозможно. Ситуация еще больше осложняется, когда какой-либо из углеводородных газов, входящий в состав a, b или c отсутствует или не определен, что на практике встречается достаточно часто.

Таким образом, можно сделать вывод, что диагностирование характера дефекта на основе рассматриваемой методики оказывается возможным далеко не во всех случаях. Кроме того, данная методика не выявляет дефект, обозначенный на рис. 4.2 как ЭТ.

В данной методике также анализируется отношение газов СО2/CO, (его обозначим через d), которое здесь используется как вспомогательное, а в других методиках будет применяться более целенаправленно.

Рис. 5.3. Иллюстрация неполноты информации

при диагностировании на основе [8]

5.2. Методика Роджерса

Английский специалист Р. Роджерс (фирма CEGB, Англия) в 1978 г. предложил методику определения характера дефекта в трансформаторе, которая известна в электроэнергетике под названием «Метод соотношений Роджерса». Данный подход в части определения характера дефекта очень близок к рассмотренному выше и представленному в [8]. Сопоставляя время официальной регистрации методик, можно сделать выводы об оригинальности авторов. Кстати, Роджерс предложил и кодовый способ представления отношений газов, который с некоторыми модификациями используется нами в данной работе при анализе и сравнении методик ХАРГ.

Естественно, в методике Роджерса, как и в предыдущей, анализируются три отношения пяти газов. Поскольку и газы, и их отношения совпадают с приведенными ранее (табл. 5.3), здесь мы их не повторяем.

Состав определяемых дефектов также полностью совпадает с тем, который мы назвали базовым (рис. 4.2). Чтобы зафиксировать незначительные отличия двух подходов, приведем кодовую таблицу дефектов (табл. 5.5) и расположение интервалов отношений концентраций газов на числовой оси (рис. 5.4).

Таблица 5.5. Корреляция дефектов с отношениями концентраций газов

Дефект	а	b	с
Э1	2	1	1
Э2	2	1	1
Э3	2, 3	2	2, 3
Э4	2	2	3
Т1	1	2	2
Т2	1	3	1
Т3	1	3	2
Т4	1	3	3

Рис. 5.4. Привязка интервалов отношений концентраций газов к числовой оси

а: х1=0,1; х2=3; b: х1=0,1; х2=1; с: х1=1; х2=3

Сопоставление таблиц (табл. 5.4 и табл. 5.5) особых комментариев не требует.

5.3. Методика компании АО «KEGOC»

Эта методика представляет собой стандарт организации – Казахстанской компании по управлению электрическими сетями – и введена в официальное пользование в конце 2008 г.

Граничные значения растворенных в масле газов за редким исключением соответствуют приведенным в [8]. Некоторые расхождения направлены в сторону ослабления (увеличения) граничных значений.

Характер дефектов также определяется абсолютно идентично [8]. В качестве отличий рассматриваемого подхода можно отметить введение дополнительного контроля содержания растворенных в масле газов при вводе трансформатора в эксплуатацию. Требуемые уровни газосодержания свежего масла ниже нормируемых при эксплуатации значений от 5 до 20 раз, т. е. оказываются вблизи пределов обнаружения определяемых в масле газов.

Можно констатировать, что данная методика, как и [8] – клоны методики Роджерса.

5.4. Методика IEC 60599

Данная методика является международным стандартом, разработанным МЭК. Первая редакция стандарта вышла в 1978 г., вторая редакция была окончательно сформулирована в 2007 г.

Понятие граничных концентраций растворенных в масле газов в стандарте IEC 60599 заменено на термин «типовые значения». Причем указываются не конкретные значения, а их диапазоны (табл. 5.6).

Сопоставление с [8] показывает, что граничные значения из табл. 5.6 находятся практически в середине диапазонов, приведенных в табл. 5.2.

Таблица 5.6. Диапазоны типовых концентраций растворенных в масле газов, % об.

H2	CH4	C2H2	C2H4	C2H6	CO	CO2
0,005–0,015	0,003–0,013	0,0002–0,002*	0,006–0,028	0,002–0,009	0,04–0,06	0,38–1,4
0,006–0,028**

Примечание: * – для трансформаторов без РПН или при исключении возможности связи по маслу основного бака и бака РПН; ** – со связью по маслу основного бака и бака (расширителя) РПН.

В методике подчеркивается, что типовые значения концентраций целесообразно рассматривать как начальные рекомендации для принятия решения, когда нет других опытных данных. Они не могут быть использованы для выяснения наличия или отсутствия повреждения в оборудовании.

С помощью данной методики определяются шесть видов дефектов: Э1+Э2, Э3, Э4, Т1+Т2, Т3, Т4. Запись Т1+Т2 в частности, означает, что фиксируются не два вида дефектов, а один – термический дефект в диапазоне низких температур до 300 ºС. Видно, что состав выявляемых дефектов отличается от рассматриваемых в подходе Роджерса и др.

Для идентификации дефектов используются те же три, что и ранее, отношения пяти углеводородных газов: обозначенные как a, b и с.

Существенные отличия появляются при интерпретации дефектов, что видно из табл. 5.7.

Таблица 5.7. Интерпретация вида дефекта

Дефект	a	b	c
Э1+Э2	–	<0,1	<0,2
Э3	>1	0,1–0,5	>1
Э4	0,6–2,5	0,1–1	>2
Т1+Т2	–	>1	<1
Т3	<0,1	>1	1–4
Т4	<0,2	>1	>4

В стандарте МЭК дается графическое представление газовых отношений на двух проекциях (рис. 5.5) и в объеме (рис. 5.6). Их предлагается использовать для постановки диагноза в случаях, когда это сделать с использованием рекомендаций табл. 5.7 оказывается невозможно.

Рис. 5.5. Две проекции газовых отношений

на основе рекомендаций стандарта МЭК:

затемненные участки – области неопределенности

В стандарте IEC 60599 особо оговорен вопрос об использовании в интерпретации результатов ХАРГ С3 углеводородов, что встречается в некоторых других методиках. Авторы указывают, что по причине своей высокой растворимости в трансформаторном масле, С3 углеводороды очень трудно извлечь из масла и результаты анализа будут определяться применяемым методом экстракции. Кроме того, в большинстве случаев удовлетворительный диагноз может быть поставлен без учета этих углеводородов и ради упрощения они в данном стандарте не используются.

Рис. 5.6. Объемное представление связи дефектов с отношениями газов

5.5. Методика НИЦ «ЗТЗ-Сервис»

Эта методика является официальным документом, регламентирующим реализацию ХАРГ в электроэнергетике республики Украина. Датой ее официальной регистрации является 2006 г. В разработке методики принимали участие (рис. 5.7), и другие видные специалисты в этой области не только в Украине, но и в СССР. По сравнению с ранее рассмотренными, данная методика содержит некоторые отличия. Так, в части набора диагностируемых дефектов Э2 трактуется как ползучий разряд (ПР), а Т1 из рассмотрения исключен, т. е. термические дефекты начинают диагностироваться при температуре отдельных узлов и деталей активной части трансформатора свыше 150 ºС.