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ロシアのエネルギーおよび電化株式会社
ラオ「ロシアのUES」
科学技術政策開発省
方法論的指示
診断による
欠陥の発生
変圧器設備
結果によると
クロマトグラフィー ガス分析,
油に溶ける
RD 153-34.0-46.302-00
モスクワ、2001 年
発展した： ロシア電力産業科学研究所 (JSC VNIIE) 科学技術政策・開発局 RAO UES セクション - CJSC モスクワ イゾリヤトル工場との共同名にちなんで命名されました。 A. バルコバ
出演者: Yu.N. リボフ、T.E. カサトキナ、B.V. バニン、M.Yu. リボフ、V.S.ボゴモロフ、Yu.M. サポジニコフ - (JSC VNIIE)、S.D. カシヒン、B.P. コカーキン、S.G. ラドコフスキー、アリゾナ州 スラヴィンスキー - (JSC "MOSIZOLYATOR")、K.M. アンティポフ、V.V. スメカロフ - (ロシアRAO UES科学技術政策開発局)
私が確認する： ロシアRAO UES科学技術政策開発局長
Yu.N. クチェロフ
2000/12/12
使用されている記号のリスト
Mアイ - オイル中の i 番目のガスの検出限界、%vol;
A0i - 初期濃度値 i -g o のガス、%vol;
あい - 測定された濃度値 i -g o のガス、%vol;
アグリ - 限界濃度 i -g o のガス、%vol;
私は - 相対濃度 i - ガス;
マキシ - 最大相対濃度 i - ガス;
F・リ - 積分分布関数。
P Li - 確率。
N は変圧器の総数です。
L - 濃度測定間隔 i - ガス;
nLi - ガス濃度 A の変圧器の数 (1-1)私< А 1i ;
V abs i - 絶対スルーレート i -g o のガス、%vol/月;
Am i , A (m -1) i - 2 回の連続した濃度測定 i -g o のガス、%vol;
TD - 診断の頻度、月数。
V rel i - 相対的な増加率 i -g o ガス、%/月;
b- 連続測定の係数 (取得b = 5);
T1d - オイルを再サンプリングするまでの最小期間、数ヶ月。
Ar i - 濃度 i -go 気相と平衡にあるガス、%vol;
ビ - 溶解係数 i -g o 油中のガス
|
診断のための方法論的指示 |
RD 153-34.0-46.302-00 |
有効期限の設定
2001 年 1 月 1 日から
2011 年 1 月 1 日まで
本物 ガイドライン「変圧器の油に溶解したガスのクロマトグラフィー分析の結果に基づく、発生中の欠陥の診断に関するガイドライン」RD 34.46.302-89 (M: SPO Soyuztekhenergo) の適用においてロシアで蓄積された経験に基づいて編集されました。 、1989)、出版物 IEC 599 および CIGRE の推奨事項を考慮し、上記の RD 34.46.302-89 を置き換え、緊急回覧 Ts-06-88(E) を置き換えるために導入されました。 「気密ブッシング 110 ～ 750 kV の信頼性」（1988 年 7 月 27 日付）。
これらのガイドラインは、電圧 110 kV 以上の変圧器、ブロック変圧器、大気からのあらゆる種類の油保護が施された補助変圧器、および任意のブランドの変圧器油が充填された電圧 110 kV 以上の高電圧密閉ブッシングに適用されます。
ガイドラインでは、変圧器に発生する欠陥を診断するための基準（主要ガスの基準、境界ガス濃度の基準、欠陥の種類と性質を判断するためのガス蒸気の濃度比の基準、欠陥の成長率の基準）を定めています。油中のガス）; DRA の結果に影響を与える運用上の要因。 DIG を使用して変圧器の欠陥を検出。 ARGの結果に基づいた変圧器の動作状態の診断の基礎。 オイルに溶けているガスの分析結果に基づいて、高圧シールブッシュの欠陥の有無を判断します。
これらのガイドラインを使用した場合、変圧器の予測欠陥と実際の欠陥が一致する確率は 95% です。
1. 一般条項
1.1 油に溶解したガスのクロマトグラフィー分析は、方法論「電力変圧器の油に溶解したガスのクロマトグラフィー分析の準備と実施に関するガイドライン」(RD 34.46.303-98) に従って実行され、次のことが保証されます。
1.1.1 濃度の決定 以下のガス、油に溶けている：水素（ H2 )、メタン (CH 4)、アセチレン ( C 2 H 2 )、エチレン(C 2 H 4 )、エタン(C 2 H 6 )、一酸化炭素 (CO)、二酸化炭素 ( CO 2 ）。
油に溶解するガスの濃度を制限する
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ガス濃度、%vol. |
|||||||
|
装置 |
H2 |
CH4 |
C2H2 |
C2H4 |
C2H6 |
CO |
CO2 |
|
電圧110～500 kVの変圧器 |
0,01 |
0,01 |
0,001 |
0,01 |
0,005 |
||
|
電圧750 kVの変圧器 |
0,003 |
0,002 |
0,001 |
0,002 |
0,001 |
0,05 |
0,40 |
|
750 kV 原子炉 |
0,01 |
0,003 |
0,001 |
0,001 |
0,002 |
0,05 |
0,40 |
* CO の場合 - 分子は窒素または膜油保護を備えた変圧器の値を示し、分母は自由呼吸を備えた変圧器の値を示します。 CO 2 の場合 - 分子は変換の値を示します分母に最長 10 年の耐用年数を持つ自由呼吸溝 - 10 年を超える場合、フィルムまたは窒素油で保護された変圧器の同じデータが括弧内に示されています。
5. ガス蒸気濃度の関係基準による発達欠陥の種類と特徴の決定
変圧器で発生する損傷の種類と性質は、H 2、CH 4、C 2 H 2、C 2 H 4、および C 2 H 6 のガスの濃度比によって決まります。
欠陥
欠陥の主なクロマトグラフィーの兆候
機械的不純物
放電による炭素含有粒子の形成 - アセチレン。 不完全な火花放電の出現 - 水素。 汚染物質が表面に堆積し、それらを通って水素やアセチレンなどの放電が成長する可能性があります。
油に浸かった部品の鋭利なエッジ
不完全な火花放電の出現 - 水素。 油破壊生成物の表面への蓄積とそれに沿った放電の発生 - 水素とアセチレン。
接点接続の破損
油中の火花放電の出現 - 水素とアセチレン。 油破壊生成物の表面への堆積とそれに沿った放電の発生 - 水素とアセチレン。 石油破壊生成物 - 水素とアセチレンの蓄積。
上部端子スタッドの接触不良
油の熱破壊（樹脂化） - メタン、エタン。
フレームの局所的な欠陥
コア内の微小放電 - アセチレンと水素。
文学
各ガスの濃度の絶対増加率を計算してみましょう。
最大の絶対成長速度は水素の場合であるため、T 1 d そこから次のように判断します。
T1d=5 ´ 5 ´ 10 4 /0.0125 = 0.2 か月、つまり 6日間
実際、次のオイル サンプルと ARG は 7 日後に実行され、次のガス濃度が得られました。
4回目の分析CO 2 = 0.15; SD = 0.02; ＣＨ４＝０．０１８； C 2 H 4 = 0.051; C 2 H 2 = 0.0035; C 2 H 6 = 0.0053; Ｈ２＝０．０１。
この分析によると、変圧器には熱的性質の急速に進行する欠陥の存在が確認され、固体絶縁には影響を与えません - 「高温、> 700 °Cの熱欠陥」であり、欠陥のグループ1「過熱」に属します。通電接続とコアの構造要素。」
変圧器を修理のために持ち出しました。 修理中に 330 kV 巻線の銅タップの焼損が発見され、診断が正しかったことが確認されました。
例 2 .
TDTG-10000/110 変圧器では、シャットダウンのためにガス保護が作動した後 (変圧器タンクから油サンプルが採取されました)、油に溶解しているガスの次の組成が測定されました (濃度は % vol.)。
CO 2 = 0.45; SD = 0.04; ＣＨ４＝０．０２１； C 2 H 4 = 0.027; C 2 H 2 = 0.134; C 2 H 6 = 0.006; H 2 = 0.20。
分析結果から、メタンとエチレンの濃度は対応する限界値（表RD）の2倍以上、水素の濃度は限界値の20倍、アセチレンの濃度はそれ以上であることがわかります。 100倍以上です。
前期の運転状況を分析したところ、炭化水素ガス濃度の上昇を引き起こす要因はないことが判明しました（p.）。
得られた炭化水素ガスの濃度に基づいて、RD 本文の表に従って変圧器に発生している欠陥の性質を判断します。
得られたデータに基づいて、電気的欠陥「高電力放電」が予測されます。
トランスを修理に出したところ、スイッチ導体の断線が発見されました。
TDTN-31500/110 変圧器では、ガス保護が信号に反応しました。
ガスサンプルはガスリレーから採取され、オイルサンプルは変圧器タンクから採取されました。 オイルとガスリレーからのガスに溶解しているガスの濃度が測定されました。 分析結果を表に示します。
|
サンプルの特性 |
ガス濃度、%vol. |
||||||
|
H2 |
CH4 |
C2H4 |
C2H6 |
C2H2 |
CO2 |
CO |
|
|
タンクからのオイル |
0,016 |
0,0024 |
0,015 |
0,0006 |
0,040 |
0,162 |
0,05 |
|
リレーからのガス、(Ac i) |
31,4 |
4,42 |
1,52 |
0,03 |
3,34 |
0,58 |
5,78 |
|
リレーから計算されたガス値、(アリ） |
0,32 |
0,056 |
0,009 |
0,00025 |
0,033 |
0,15 |
0,42 |
1. 変圧器タンクからの油中の炭化水素ガスの濃度に基づいて、RD 本文の表に従って、変圧器タンクで発生している欠陥の性質を判断します。
比率基準によれば、変圧器の電気的欠陥、つまり固体絶縁に影響を与えるアーク放電が予測されます。
2. 変圧器タンクの油に溶解しているガスの濃度に基づいて、気相との平衡状態に対応するこれらの同じガスの濃度を計算します (アリ ) RD 式を使用すると、計算結果が表の 3 行目に入力されます。
濃度を比較する場合アリとアシ 各ガス (表の例の 2 行目と 3 行目) について、次の不等式が得られます。アリ< Aci 、つまり リレー内のガスは、急速に進行する欠陥 (固体絶縁に影響を与えるアーク放電) の結果、非平衡状態で放出されたと結論付けることができます。
変圧器を運転から外すという結論が下されました。 検査中にターン絶縁の破損が発見されました。
付録 3
ARG の結果に基づく、変圧器に発生している欠陥のグラフィカルな判定
変圧器で発生する欠陥の種類は、主なガスである水素、メタン、エチレン、アセチレンによってグラフで大まかに判断できます。
A. 相対濃度に基づいてグラフをプロットします。
メインガスはRD条項に従って決定されます。
1. 電気的欠陥の場合、主ガスは水素またはアセチレンになります (RD 本文の条項)。
図では、 - - 電気的欠陥のグラフが表示されます。
2. 熱的な性質の欠陥 (接触不良による過熱、漏れ電流、ヨーク ビーム、バンド、圧縮リング、ネジなどの漂遊磁場など) の場合、主なガスは、加熱温度に応じてメタンまたはエチレンです。欠陥開発ゾーン（RD 本文の条項を参照）。
図では、 - 熱欠陥のグラフが表示されます。 グラフは次のように構築されます。
オイルのクロマトグラフィー分析の結果によると（A私 ) これらの RD の式を使用して、相対濃度を計算します (私は ）水素および炭化水素ガス。
この分析で主要なガスを決定します (計算された相対濃度に基づいて、最大値マキシ メインガスに相当します）。
比率の大きさを決定する a i/a マキシ 炭化水素ガスと水素の場合、主ガスの場合、この比率は 1 に等しくなります。
X軸 5 つの等しいセグメントを確保し、結果の点を次の順序で対応するガスでマークします。
Y軸 任意のサイズのセグメントを確保し、それを数字「1」で指定します。
結果の点を直線で結びます。
作成したグラフを図のグラフと比較してください。 - そして欠陥の性質を判断します。
グラフを比較する場合は、モダリティと主なガスを考慮する必要があります。
B. 絶対濃度に基づいたグラフのプロット
1. オイルのクロマトグラフィー分析の結果によると、最大濃度のガス (アマックスi ）を主ガスとする。
2. ガス成分の測定濃度と最大濃度の比を求めます (アイ/アマキ )、主ガスの場合、この比率は 1 に等しくなります。
3. 次に、各ガスについて、対応する比率の値を縦軸にプロットします。アイ/アマキ 各ガスについて、段落 A に従ってグラフを作成し、欠陥の性質を判断します。
グラフのプロットには、水素および炭化水素ガスの濃度が対応する限界値よりも数倍高いARG結果のみを使用することをお勧めします（この場合、オイル中にアセチレンが存在しない、および/またはアセチレンが存在する）低濃度の水素も可能です）。
例1
変圧器 TRDTSN-63000/110 では、ARG の結果によれば、油に溶解したガスの次の濃度が得られました。
H 2 = 0.004 % vol、CH 4 = 0.084 % vol、C 2 H 2 = 0 % vol、C 2 H 4 = 0.02 % vol、C 2 H 6 = 0.011 % vol、CO = 0.05 % vol、CO 2 = 0.48%vol.
私 ) 各ガスについて:
a H2 = 0.004/0.01 = 0.4、CH4 = 0.084/0.01 = 8.4、C2H2 = 0、C2H4 = 0.02/0.01 = 2.0、および C2H6 = 0.011 /0.005 = 2.2
8.4 = CH4 > C2H6 > C2H4 > H2、つまり 主ガス - メタン
Y ガスごとに
CH 4 = 1、H 2 = 0.4/8.4 = 0.05、C 2 H 4 = 2/8.4 = 0.24、C 2 H 2 = 0、C 2 H 6 = 2.2 /8.4 = 0.26
4. グラフを作成します (図 RD)。
米。 4.1. セレクターの接点焼けによる平均温度範囲での熱的不具合のグラフ
単巻変圧器 ATDTsTG-240000/220 では、ARG の結果によれば、油中に溶解しているガスの濃度は次のとおりでした。
H 2 = 0.01 % vol、CH 4 = 0.09 % vol、C 2 H 2 = 0.008 % vol、C 2 H 4 = 0.167 % vol、C 2 H 6 = 0.03 % vol、CO = 0.019 %vol、CO 2 = 0.24%vol.
あ私 ) 各ガスについて:
a H2 = 0.01/0.01 = 1、CH4 = 0.09/0.01 = 9、C2H2 = 0.008/0.001 = 8、C2H4 = 0.167/0.01 = 16.7、= 0.03/0.005 = 6.0
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
16.7 = C2H4 > CH4 > C2H2 > C2H6 > H2、つまり 主なガスはエチレンです。
3. 軸に沿ったセグメントの値を決定します Y ガスごとに
C 2 H 4 = 1、H 2 = 1/16.7 = 0.06、CH 4 = 9/16.7 = 0.54、C 2 H 2 = 8/16.7 = 0.45、C 2 H 6 = 6.0/16.7 = 0.36
4. グラフを作成します (図 )。
5. メインガス C 2 H 4 を使用すると、図のグラフが得られます。 , プロットされたグラフと同様のアプリケーション (図)。 その結果、ARG データによれば、単巻変圧器の熱的性質の欠陥、つまりオイルの高温過熱が予測されます。
CO 2 /CO = 0.24/0.019 = 12.6 したがって、固体絶縁体は欠陥の影響を受けません。
この分析の結果、近い将来に単巻変圧器を修理のために取り出すことが推奨されましたが、システム管理者は DRG の管理下で単巻変圧器を稼働させたままにしました。
単巻変圧器はさらに 4 か月間動作しました。 そして修理に出されました。
修理中に、MV 巻線の圧力リングが、落下したジャック カップを介して LV 巻線の圧力リングに短絡していることが判明しました。
米。 4.2. 熱欠陥グラフ - コア内の短絡回路によって引き起こされる高温過熱
例 3
単巻変圧器 ATDTsTN-250000/500 では、ARG の結果によれば、油中に溶解しているガスの濃度は次のとおりでした。
H 2 = 0.03 % vol、CH 4 = 0.18 % vol、C 2 H 2 = 0 % vol、C 2 H 4 = 0.3 % vol、C 2 H 6 = 0.043 % vol、CO = 0.016 %vol、CO 2 = 0.19%vol.
1. 相対濃度を決定します (私は ) 各ガスについて:
a H2 = 0.03/0.01 = 3、CH4 = 0.18/0.01 = 18、C2H2 = 0、C2H4 = 0.3/0.01 = 30、および C2H6 = 0.043/0.005 = 8.6
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
30 = C2H4 > CH4 > C2H6 > H2、つまり 主なガスはエチレンです。
3. 軸に沿ったセグメントの値を決定します Y ガスごとに
C 2 H 4 = 1、H 2 = 3/30 = 0.1、CH 4 = 18/30 = 0.6、C 2 H 2 = 0、C 2 H 6 = 8.6/30 = 0.29
4. グラフを作成します (図 )。
5. メインガス C 2 H 4 を使用すると、図のグラフが得られます。 , プロットされたグラフと同様のアプリケーション (図)。 その結果、ARG データによれば、単巻変圧器に熱的な性質の欠陥、つまりオイルの高温過熱が予測されます。
6. 固体断熱材が欠陥の影響を受けるかどうかを判断するには、CO 2 /CO 濃度の比を決定します。
CO 2 /CO = 0.19/0.016 = 11.9< 13 (см. п. . РД), следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.
この分析の結果に基づいて、単巻変圧器を取り外して修理することが推奨されました。 修理中に短絡が発見されました - 下部コンソールがスパイクに触れました。
米。 4.3. 熱欠陥グラフ - 下部コンソールとスパイクの接触による高温加熱 (> 700 °C)
例 4
変圧器 TDTN-40000/110 では、ARG の結果によれば、オイルに溶解しているガスの次の濃度が得られました。
H 2 = 0.011 % vol、CH 4 = 0.036 % vol、C 2 H 2 = 0 % vol、C 2 H 4 = 0.152 % vol、C 2 H 6 = 0.039 % vol、CO = 0.04 % vol、CO 2 = 0.45%vol.
1. 相対濃度を決定します (a私 ) 各ガスについて:
a H2 = 0.011/0.1 = 1.1、CH4 = 0.036/0.01 = 3.6、C2H2 = 0、C2H4 = 0.152/0.01 = 15.2、および C2H6 = 0.039/0.005 = 7.8
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
15,2 = C2H4 > C2H6 > CH4 > C2H6 > H2, それらの。 主なガスはエチレンです。
3. 軸に沿ったセグメントの値を決定します Y ガスごとに
C 2 H 4 = 1、H 2 = 1.1/15.2 = 0.072、CH 4 = 3.6/15.2 = 0.24、C 2 H 2 = 0、C 2 H 6 = 7.8 /15.2 = 0.5
4. グラフを作成します (図 )。
5. メインガス C 2 H 4 を使用すると、図のグラフが得られます。 , プロットされたグラフと同様のアプリケーション (図)。 その結果、ARG データによれば、変圧器に熱的な性質の欠陥、つまりオイルの高温過熱が予測されます。
6. 固体断熱材が欠陥の影響を受けるかどうかを判断するには、CO 2 /CO 濃度の比を決定します。
CO 2 /CO = 0.45/0.04 = 11.25< 13 (см. п. . РД), следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.
この分析の結果に基づいて、修理のために変圧器を取り外すことが推奨されました。 修理中にスイッチの接点の焼けが発見されました。
米。 4.4. 熱的欠陥のグラフ - スイッチ接点の焼けによる高温加熱 (> 700 °C)
例5
単巻変圧器 ODTGA-80000/220 では、ARG の結果によれば、油中に溶解しているガスの濃度は次のとおりでした。
H 2 = 0.097 % vol、CH 4 = 0.019 % vol、C 2 H 2 = 0.013 % vol、C 2 H 4 = 0.024 % vol、C 2 H 6 = 0.0023 % vol、CO = 0.064 % vol、CO 2 = 0.27%vol.
1. 相対濃度を決定します (a私 ) 各ガスについて:
a H2 = 0.097/0.01 = 9.7、CH4 = 0.019/0.01 = 1.9、および C2H2 = 0,013/0,001 = 13 、C2H4 = 0.024/0.01 = 2.4、および C2H6 = 0.0023/0.005 = 0.46
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
5.3. RD)、したがって、この欠陥は固体絶縁に影響を与えます。
この分析の結果に基づいて、近い将来に単巻変圧器を修理に出すことが推奨されました。
単巻変圧器を修理に出しました。 修理中に、スタッドの断熱材が焼け落ち、コンソールのタイダウンピンが接触しており、スタッドの金属が焼き切れていることが判明しました。
米。 4.5. コア内部の短絡による電気的欠陥（アーク）のグラフ
例6(ガス保護が作動した場合の例については、付録を参照してください)
変圧器 TDTG-10000/110 では、ARG の結果によれば、オイルに溶解しているガスの次の濃度が得られました。
H 2 = 0.20 % vol、CH 4 = 0.021 % vol、C 2 H 2 = 0.134 % vol、C 2 H 4 = 0.027 % vol、C 2 H 6 = 0.0006 % vol、CO = 0.04 %vol、CO 2 = 0.45%vol.
1. 相対濃度を決定します (a私 ) 各ガスについて:
a H2 = 0.20/0.01 = 20、CH4 = 0.021/0.01 = 2.1、および C2H2 = 0,134/0,001 = 134 、C2H4 = 0.027/0.01 = 2.7、および C2H6 = 0.0006/0.005 = 0.12
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
134 = C2H2 > H2 > C2H4 > CH4 > C2H6, それらの。 主ガス - アセチレン
3. 軸に沿ったセグメントの値を決定します Y ガスごとに
C 2 H 2 = 1、H 2 = 20/134 = 0.15、CH 4 = 2.1/134 = 0.016、C 2 H 6 = 0.12/134 = 0.12、C 2 H 4 = 2.7/134 = 0.02
4. グラフを作成します (図 )。
5. メインガス C 2 H 2 の場合 図のグラフが見つかります。 , プロットされたグラフと同様のアプリケーション (図)。 したがって、ARG データによれば、変圧器の電気的欠陥、つまりアークによって引き起こされる欠陥が予測されます。
6. 固体断熱材が欠陥の影響を受けるかどうかを判断するには、CO 2 /CO 濃度の比を決定します。
CO 2 /CO = 0.45/0.04 = 11.25< 13 (см. п. . РД), следовательно, дефектом не затронута твердая изоляция.
この分析の結果に基づいて、修理のために変圧器を取り外すことが推奨されました。
修理中にスイッチ導体の断線が発見されました。
米。 4.6. 電気的欠陥（アーク）のグラフ
例 7
変圧器 TDTN-63000/110 では、ARG の結果によれば、オイルに溶解しているガスの次の濃度が得られました。
H 2 = 0.053 % vol、CH 4 = 0.02 % vol、C 2 H 2 = 0.0013 % vol、C 2 H 4 = 0.049 % vol、C 2 H 6 = 0.009 % vol (一酸化炭素および二酸化炭素の濃度は測定されていない) ）。
1. 相対濃度を決定します (私は ) 各ガスについて:
a H2 = 0.053/0.01 = 5.3、CH4 = 0.02/0.01 = 2.0、および C2H2 = 0,0013/0,001 = 1,3 、C2H4 = 0.049/0.01 = 4.9、および C2H6 = 0.009/0.005 = 1.8
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
5.3 = H2 > C2H4 > CH4 > C2H6 > そしてC2H2、つまり 主要ガス - 水素
3. 軸に沿ったセグメントの値を決定します
米。 4.7. 電気的欠陥（スパーク）のグラフ
例8
TDTs-400000/330 変圧器では、ARG の結果によれば、オイルに溶解したガスの次の濃度が得られました。
H 2 = 0.27 % vol、CH 4 = 0.025 % vol、C 2 H 2 = 0.024 % vol、C 2 H 4 = 0.030 % vol、C 2 H 6 = 0.007 % vol (酸化炭素および二酸化炭素の濃度は測定されていない) 。
1. 相対濃度を決定します (私は ) 各ガスについて:
a H2 = 0.27/0.01 = 27.0、CH4 = 0.025/0.01 = 2.5、および C2H2 = 0,024/0,001 = 24,0 、C2H4 = 0.030/0.01 = 3.0、および C2H6 = 0.007/0.005 = 1.4
2. 得られた相対濃度に基づいて、主要なガスを決定します。
27 = H2 > C2H2 > C2H4 > CH4 > C2H62、つまり 主要ガス - 水素
3. 軸に沿ったセグメントの値を決定します
LLC NPF「Meta-Chrome」社は、変圧器油の高品質かつ正確なクロマトグラフィー分析に使用される装置「Crystallux-4000 M」を製造しています。 メタクロムのスペシャリストは、機器を設置して分析方法を導入する際に、顧客の従業員にクロマトグラフィー機器の操作方法を訓練します。 複合施設の納期、設備およびコストは、提案された研究の数と種類、および顧客が利用できる機器によって直接異なります。
クロマトグラフィー分析
変圧器油
電力システムの事故は不快で危険な現象です。 このような状況を防ぐためには、タイムリーな検出を目的とした一連の措置を実行する必要があります 考えられる問題石油発電設備の操作において。 早期に診断することで事故を回避し、あらゆるリスクを最小限に抑えることができます。 Meta-Chrome 社の開発を使用すると、さまざまな分析を使用して包括的な石油研究を行うことができます。 クロマトグラフィー法次の要素の内容については、次のとおりです。
- SF6 ガス (RD-16.066-05)。
- ポリ塩化ビフェニル (GOST R IEC 61619、ERA8082A)。
- フラン誘導体 (MKHf 01-99、MI-29.09.2011)。
- イオノール (MI-29.09.2011、MKXi 01-99)。
- 空気と水 (RD34.46.107-95)。
- 溶解ガス (ASTM D 3216、CEI/IEC60567、RD34.46.502、RD34.46.303-98)。
クロマトグラフィー分析には平均して約 30 分かかります。 特定のタスクに応じて、複合施設の設備を変更することができます。
装置
クロマトグラフィー複合体は、研究対象の物質の量と構成成分のリストに応じて、1 つまたは複数のクロマトグラフで構成されます。 クロマトグラフィー複合体には以下が含まれます。 消耗品そして 補助装置。 複数の必要性 追加のデバイスこれは、クロマトグラフィー分析方法の違いと、装置の最大限の使いやすさの確保によるものです。 それで、 補助装置検出器やカラムの再設置、ガスの切り替え、再配置後の必須の校正などの必要がないため、分析プロセスが大幅に簡素化されます。複合体が動作モードに入るには、スイッチを入れた瞬間からわずか 30 分が経過する必要があります。 実行する分析の種類に応じて、常に再構成したり変更したりする必要がないため、実用的で信頼性が高く使用できます。
実験室の基本的な要件
油に溶けているガスのクロマトグラフィー分析は、 特別な方法これは、電気機器の構造コンポーネントの損傷や欠陥を検出するのに役立ちますが、オイル自体の品質や状態に関する情報は事実上提供されません。 クロマトグラフィー分析 (CHARG) により、次のことが可能になります。
- 装置内のプロセスの発展を監視し、
- 開発の初期段階で検出不可能な欠陥を特定する 伝統的な方法,
- 予想される欠陥の性質と既存の損傷の程度を判断する
- 損傷の場所を特定するときにナビゲートします。
機器の状態は、分析から得られた定量データとガス濃度の限界値を比較し、油中のガス濃度の増加率によって評価されます。 正常なガス量と過剰なガス量を区別することが重要です。 通常の経年劣化やガス発生は変圧器の設計、負荷、タイプによって異なります。 断熱材.
で主なガスと最も特徴的な種類の欠陥との関係。
| 水素(H2) | 電気的欠陥: 部分放電、スパーク放電、アーク放電 |
| メタン (CH4) | 熱的欠陥: 温度範囲(400-600)°Cでの油および紙-油絶縁体の加熱 または、放電を伴う、油および紙と油の絶縁体の加熱。 |
| エタン(C2H6) | 熱的欠陥：温度範囲（300〜400）℃での油および紙と油の断熱材の加熱。 |
| エチレン(C2H4) | 熱的欠陥: オイルおよびオイルペーパー絶縁体の 600°C を超える加熱 |
| アセチレン (C2H2) | 電気的欠陥: 電気アーク、スパーク |
| U二酸化炭素(CO) | 熱的欠陥: オイルおよび/または固体絶縁体の老化と湿潤。 |
| 二酸化炭素(CO2) | 熱的欠陥: オイルおよび/または固体絶縁体の老化と湿潤。 固体断熱材を加熱する |
クロマトグラフィー分析によって特定される変圧器の欠陥:
|
欠陥の名称 |
塩基性ガス | 特徴的なガス |
| 通電接続部の過熱 |
C2H4- オイル加熱の場合 |
N 2 , とN 4 そしてと 2 N6 |
| - スイッチングデバイスの接点の加熱と焼損。 - 静電スクリーンの取り付け部分の弱化と加熱。 - 静電スクリーンの破損。 |
||
| - LV ベンドコンペンセータのネジを緩める。 - LV出口とブッシングスタッドの接触接続部の弱化と加熱。 - 巻線要素のはんだ付け不良：巻線の並列導体と基本導体の短絡など。 |
C2H2- オイルが過熱した場合、 |
|
| フレームの構造要素の過熱。 | ||
| - 電磁鋼板の絶縁が不十分である。 - 短絡回路の形成を伴うタイロッドまたはライニング、ヨークビームの絶縁違反。 - ヨークビーム、包帯、 クランプリングとネジ。 - 磁気回路の不適切な接地。 - リアクターパン、ジャッキ、プレスリングのショックアブソーバーとスパイクの絶縁違反 プレスを解除するときなど。 |
||
| 部分放電 | N 2 |
CH 4
そしてと 2
N 2
含有量が低い |
| 火花とアーク放電 | N 2 または と 2 N 2 |
CH 4
とC 2
N 2
どんな内容でも |
| 固体断熱材の老化および/または減衰の促進 | COそして CO 2 | |
| 固体絶縁体の過熱 | CO 2 |
変圧器油のクロマト分析で客観的な結果を得るには、油が入った機器からサンプルを上手に採取する必要があります。 変圧器オイルのサンプリングに関する詳細な要件については、「オイル サンプリング」セクションに記載されています。
電圧調整モード。
負荷電圧調整デバイス (OLTC) は通常、次の温度で動作する必要があります。 自動モード。 制御パネルから負荷時タップ切換器のリモート切り替えが可能です。 無励磁スイッチング（PSW）を備えた変圧器では、変圧比が正しく選択されているかどうかを年に 2 回、冬季の最大負荷と夏季の最低負荷の前にチェックする必要があります。
緊急モード。
過電流保護など、内部損傷に関係のない保護によって変圧器が切断された場合、変圧器は動作に戻ることができます。
変圧器が内部損傷（ガス、差動）に対する保護によって切断されている場合、この変圧器は、検査、テスト、オイル分析、ガスリレーからのガス分析、および特定された欠陥の除去後にのみ動作します。
ガスリレーが信号によってトリガーされると、変圧器の外部検査が実行され、分析のためにガスリレーからガスがサンプリングされます。 リレー内のガスが不燃性で、外部検査で損傷の兆候が見つからず、変圧器をオフにすると電力供給が不足する場合は、ガスリレーが作動する理由が判明するまで、変圧器は動作したままにしておくことができます。信号が決定されます。 これらの原因を特定した後、さらなる可能性が考えられます。 通常の使用変成器。
変圧器の緊急停止が実行されます。
変圧器タンク内で強く不均一な異音やパチパチ音がする場合。
定格負荷を超えない負荷での変圧器の異常かつ継続的な加熱、および冷却装置の正常な動作。
コンサベータからのオイルの放出、または排気管のダイヤフラムの破損。
オイル漏れ、またはオイルレベルがコンサベータのオイルレベルガラスのレベルを下回って減少している。
23 質問
変圧器油に溶解したガスのクロマトグラフィー分析
変圧器の動作中に油組成の変化を監視する必要があるため、変圧器油に含まれる化合物の信頼できる定性的および定量的測定を提供できる分析方法を選択するという問題が生じます。 これらの要件はクロマトグラフィーによって最大限満たされます。クロマトグラフィーは、複雑な混合物を個々の成分に分離する段階と、それらの定量的な測定段階を組み合わせた複雑な方法です。 これらの分析結果に基づいて、油が封入された機器の状態を評価します。
油に溶解したガスのクロマトグラフィー分析により、開発の初期段階で変圧器の欠陥、予想される欠陥の性質、および既存の損傷の程度を特定することが可能になります。 変圧器の状態は、分析から得られた定量データとガス濃度の限界値との比較、および油中のガス濃度の増加率によって評価されます。 電圧 110 kV 以上の変圧器のこの分析は、少なくとも 6 か月に 1 回実行する必要があります。
特徴的な主なガス 特定のタイプ変圧器の欠陥には、水素 H2、アセチレン C2H2、エタン C2H6、メタン CH4、エチレン C2H4、酸化二酸化炭素、二酸化炭素 CO2 があります。
水素は電気的欠陥（オイル中の部分放電、スパーク放電、アーク放電）を特徴づけます。 アセチレン - 活性要素の過熱。 エタン - 最大 300°C の温度範囲でのオイルの加熱と巻線の固体絶縁。 エチレン - 300°Cを超えるオイルの高温加熱と巻線の固体絶縁。 一酸化炭素と二酸化炭素 - 巻線の固体絶縁体の過熱と放電。
変圧器油中のこれらのガスの量と比率を分析することにより、変圧器の以下の欠陥を検出できます。
1. 磁気回路の通電部品および構造要素の過熱。主なガス：エチレンまたはアセチレン。 特徴的なガス: 水素、メタン、エタン。 固体絶縁体に欠陥があると、酸化水素や二酸化水素の濃度が著しく増加します。
充電部の過熱は、以下によって判断できます。 スイッチングデバイスの接点の焼損。 静電シールドの緩み。 低電圧巻線タップまたは入力のブッシングスタッドの接触接続部の弱化および加熱。 巻線要素のはんだ付けが壊れている。 巻線導体の短絡やその他の欠陥。
磁気回路構造要素の過熱は、次の要因によって判断できます。 電磁鋼板の絶縁が不十分である。 短絡回路の形成を伴うタイロッド、ヨークビームの絶縁違反。 ヨークビーム、包帯、圧迫リングにおける漂遊磁界による全体的な加熱および許容できない局所的な加熱。 磁気回路の不適切な接地およびその他の欠陥。
2. 固体絶縁体の欠陥。これらの欠陥は、充電部による絶縁体の過熱や絶縁体内の放電によって発生する可能性があります。 充電部の絶縁が過熱すると、主なガスは一酸化炭素と二酸化炭素であり、それらの CO2/CO 比は通常 13 より大きくなります。 特徴的な低含有ガスは水素、メタン、エチレン、エタンです。 通常、アセチレンは存在しません。
固体絶縁体中での放電中の主なガスはアセチレンと水素であり、内容物に関係なく特徴的なガスはメタンとエチレンです。 この場合、CO 2 /CO 比は通常 5 未満です。
3. 油中の放電。これらは部分放電、スパーク放電、アーク放電です。 部分放電では、主なガスは水素です。 含有量の少ない特徴的なガスはメタンとエチレンです。 スパーク放電とアーク放電では、主なガスは水素とアセチレンです。 含有量に関係なく、特徴的なガスはメタンとエチレンです。
欠陥を特定し、その後少なくとも 2 回または 3 回の測定でそれを確認した後、主にグループ 2 の欠陥を含む変圧器の使用を中止する計画を立てる必要があります。発生中の欠陥のある変圧器の使用を中止するのが早ければ早いほど、緊急時の損傷のリスクと修理作業の範囲が低くなります。
診断結果に基づいて変圧器の運転を停止する必要があるが、何らかの客観的な理由によりそれができない場合は、頻繁にオイルをサンプリングし、ガスのクロマトグラフィー分析を行って制御下に置いておく必要があります。
油に溶解したガスのクロマトグラフィー分析により、変圧器に発生している欠陥だけでなく、巻線の絶縁の一般的な状態も特定することができます。 変圧器巻線絶縁体の摩耗の程度を評価することを可能にする客観的な指標はその重合度であり、その減少は動作中の絶縁体の物理的および化学的破壊（破壊）の深さを直接特徴付けます。 セルロース絶縁体の破壊は、変圧器油中の一酸化炭素および二酸化炭素の含有量の増加、およびフラン誘導体の形成を伴います。 特に、CO と CO2 の合計濃度が 1% を超える場合は、セルロース断熱材の劣化を示している可能性があります。 フラン誘導体の形成は、紙断熱材の老化の直接の結果です。
液体クロマトグラフィー法を使用すると、油やその他の変圧器絶縁材料を老化から保護する変圧器油中の酸化防止剤添加剤の必要な含有量を決定および制御できます。
24 質問
外部検査中に、変圧器のいくつかの誤動作を特定することができます。 事故時の変圧器内部の機械的力の結果として形成された絶縁体の破損または破壊、挿入、タンクの膨張。 タンクの継ぎ目またはシールの強度の違反、オイルの存在および漏れ。 オイルインジケーター、ドレンバルブの作動不良、その他の不具合。
変圧器は、電源システムの中で最も複雑な機器です。 変圧器の減圧、アクティブ部分の取り外しおよび修理に関連する変圧器の修理には、高度な資格を持つ修理担当者と多額の材料費と時間コストが必要です。
保守中に変圧器の実際の状態を評価するために、予防検査、測定、試験、診断が定期的に実行されます。 変圧器の故障につながる可能性のある明らかな欠陥または進行中の欠陥が検出または予測された場合は、修理のために持ち出すことが計画されています。
修理作業をスムーズに実行できるように、施設（現場）、吊り上げ機構、機器、工具、材料、スペアパーツの準備など、多くの組織的および技術的対策が事前に実行されます。 さらに、作業範囲の明細書と見積書が作成されます。これらは、人件費と金銭的コスト、修理時間、材料の必要性を決定するための最初の文書となります。
減圧や能動部品の取り外しを伴う変圧器の修理は、大規模修理とみなされます。 アクティブな部分の状態に応じて、次のようなものがあります。
大規模改修巻線を交換することなく。
巻線の部分的または完全な交換を伴うが、磁気システムの修理を伴わない大規模な修理。
巻線の交換および磁気システムの部分的または完全な修理を伴うオーバーホール。
最大6300 kV * Aの変圧器の修理は、原則として専門の修理会社で行われます。 輸送費が修理費を超える可能性がある高出力変圧器の修理は、変電所で直接行われます。 この場合、専門の修理会社の担当者が変圧器の設置場所まで赴きます。
修理が完了したら アクティブな部分変圧器は乾式変圧器油で洗浄されます。 耐用年数が 25 年を超える古い電気機器の場合は、溶解力を高めた特別な添加剤をフラッシングオイルに加えて、アクティブ部分を集中的にフラッシングする必要があります。 これにより、水分、機械的不純物、油劣化生成物、固体絶縁材料を絶縁体や変圧器の能動部分から分離するプロセスを強化することができ、絶縁特性にプラスの効果をもたらします。
変圧器巻線の固体絶縁体は吸湿性があります。 開いたアクティブ部分の修理作業中に、巻線の絶縁体が湿気を吸収します。 環境。 したがって、修理が完了すると、必要性について疑問が生じます。 乾燥変圧器の巻線絶縁。
修理中に巻線が完全または部分的に交換された変圧器は、強制乾燥の対象となります。 巻線を交換せずに修理を行った変圧器は、次の条件下では絶縁体を乾燥させずに運転を開始できます。
絶縁特性は正規化された値を超えません。
特定の湿度での外気中の活性部分の滞在時間Totcrは、表に示されている値を超えません。 1.
断熱材の乾燥は、真空キャビネット内で、専用のチャンバー（オイルなし）内の乾燥した熱風で加熱することによって実行されます。
入力の修理。ブッシュの主な故障（図4）は、絶縁体の亀裂や欠け、絶縁体の破壊、補強材やシールの品質不良、ねじ込みやナットの締め間違いによるコンタクトクランプのネジ山の破損などです。 重大な欠けや亀裂が発生した場合は、入力を交換します。
磁器絶縁体の強化は、適切な直径と長さの銅または真鍮の棒からクランプを製造することから始まります。 クランプの端では、交換するクランプのサイズに合わせてネジ山がカットされます。 スチールまたはブロンズのキャップがクランプにねじ込まれ、ロックナットで固定されます。 と 内部クランプ付きキャップはガス溶接で固定されています。 溶接は、フラックスとしてホウ砂を使用し、700 °C で 3 時間仮焼した真鍮を使用して実行されます。 溶接品質をチェックする必要があります。 溶接後、クランプは錫メッキされます ガルバニック法そして二次試験を受けました。
破損した端子の修理。 クランプの損傷したネジ山を金ノコでキャップの面と同じ高さで切断します。 クランプはキャップ本体の厚さ（3〜4 mm）まで穴あけされており、その後自由に取り外して新しいものと交換できます。 新しいクランプをキャップの上面から溶接します
切れたヒューズの修理。ヒューズが故障するたびに、厚さ 0.25 mm の新しい雲母プレートが取り付けられ、結果として生じる炭素堆積物からヒューズの接触面が注意深く読み取られます。
タンクの修理。漏れを引き起こすタンクの損傷の比較的一般的なケースは、溶接部の破損やタンクと蓋の間のガスケット密度の不足です。 空のタンクから沈殿物や汚れが取り除かれ、洗浄され、温かい油ですすがれます。 ドレンバルブが正常に動作していることを確認してください。 漏れ箇所の溶接は、溶接箇所の油や塗料を徹底的に洗浄し、ブロートーチで徐々に均一に加熱して乾燥させた後に行われます。
ガスケット修理。使用できなくなったシールガスケットは耐油ゴム製の新品に交換します。
ボルトを通すためのガスケットの穴は、タンクの蓋またはフランジに沿ってマークされています。 穴は切削加工で開けます。 カバーの歪みを防ぐために、ワイヤーストッパー5を追加で設置します（図5）。
エキスパンダーの修理。エキスパンダー (図 6) の修理は、ほとんどの場合、オイルでフラッシングすることになります。 しかし、場合によっては、エキスパンダーの内面を錆からきれいにする必要があります。これは、変圧器を分解すると、上部ヨークの平面、エキスパンダーパイプの穴の下、または下に粒子が大量に蓄積した形で検出できます。多くの場合、排気管の穴の下にあります。
25 質問
スイッチデバイスの操作
7.1. 配信装置の保守
電気的接続 EPS で実行される 分配装置(RU)、接続図を含む。 測定装置。 サージ保護装置。 情報ネットワークを形成するデバイス。 スイッチングデバイス。 電気ユニット。 保護および自動化デバイス。 開閉装置の接続図はその目的によって異なります。 変電所の図は比較的単純ですが、発電所や EPS ネットワークのハブとして機能する施設の接続図はさらに複雑です。 このような施設では、保護および自動化装置が使用され、 大きな数接続 (差動バスバー保護、スイッチ障害冗長デバイスなど)。
原子炉プラントは職員によって運営されている。 電気設備で行われる作業には、開閉装置および開閉装置の二次装置を使用した操作の実行、および修理のための作業場の準備が含まれます。 大規模な原子炉プラントでは、これらの操作は非常に複雑です。 運用切り替えの精度に対する高い要件を考慮して、それらは特別な訓練を受けた運用担当者によって実行されます。 メンテナンス 電子機器使用に適した状態にするには、修理担当者によって行われます。
原子炉プラントの運転中は、次のことが維持されます。
モバイル運用チームによる集中管理。
在宅勤務を通じて。
常駐の運営スタッフ。
前者の場合、施設は人員なしで運営されます。 介入が必要なイベントに関するアラームはコントロール センターに送信されます。 それらを排除するため、また修理要員の仕事を準備するために、運用チームが現場に向かいます。 このタイプのサービスの利点は、必要な作業員が少なくて済むことです。 欠点は、移動に時間がかかり、場合によっては運用チームを以前の任務から解放するのに時間がかかるため、必ず待機する必要があることです。
2 番目のケースでは、職員は施設の近くに住んでおり、受動的な勤務をしており、必要に応じてすぐに現場に到着します。 この場合、最初の場合と同様に、単純なスイッチング回路を備えたオブジェクトがサービスされることを考慮すると、 最適な使用法勤務時間中、スタッフは簡単な作業を行います 改修工事。 このようなサービスには一定の利点がありますが、敷地の近くに住宅を設置する必要があります。
3番目のケースでは、原則として、電気システムの重要なポイントであり、その動作の信頼性を決定する複雑な開閉装置システムが保守されます。
EPS運転の信頼性は原子炉プラントの信頼性に大きく依存し、それは人員の信頼性と信頼性特性によって決まります。 技術的な装置.
最も複雑な事故は、原子炉プラントの一部または全体が停止したときに発生します。 開閉装置の通電解除の原因に関する一般的な統計を表に示します。 7.1.
表7.1。 開閉装置の非通電の原因とその割合 総数事故
テーブルから 7.1 は、全ケースの 60% で事故が担当者の誤った行動によって発生し、40% が技術装置の信頼性の低さによって発生していることを示しています。 人事ミスの数は複雑さと可視性によって異なります 技術システムつまり、複雑で視覚的でないほど、スタッフのミスが多くなります。 技術的な信頼性を高めたいという要望により、一次スイッチング回路、主に二次スイッチング回路が複雑化しています。 その結果、操作員によるミスが増加するため、プラスの技術的効果が減少します。 したがって、人事行動の信頼性を高めるという問題には真剣な注意が必要です。
関連情報。
油中ガスのクロマトグラフィー分析 (GAGA) は、油が充填された機器の状態を評価するための最も感度が高く正確な方法の 1 つです。 このタイプの制御は、この分析を実行するための要件が RD に含まれていないにもかかわらず、計器用変圧器 (IT) の状態を診断するために運用中に非常に広く使用されてきました。 これまでのところ、正常に稼働しているITのオイル中のガス含有量を制限するためのロシアの基準はないため、稼働中の分析結果に基づいた結論が与えられることが多い。 外国経験(IEC 規格) またはロシアの規格 電源変圧器およびRD入力。 このアプローチは間違っており、根拠がないようです。
したがって、稼働中の IT のオイル中のガスの限界濃度を確立することは、著者らにとってかなり緊急の課題であるように思えます。 この記事では、TFZM タイプのリンク設計の動作変流器 (CT) と NKF タイプの変圧器 (TN) の HARG の結果について説明します。
方法論
統計的に有意なデータ サンプルを取得するために、この記事の著者は IT の予防管理中に大量の CARG 結果を収集しました。 サンプルは、JSC Lenenergo、北西部、中部、南部の MES、シベリア、ウラル、 極東, 中央部。 限界値の計算は専門家の診断を使用して実行されました。 情報システム I.V.が開発した「アルバトロス」 Davidenko、ウラル工科大学、RD の要件に従って HARG 結果の統計処理のためのソフトウェア モジュールを使用。 計算用データベースには、各IT部門の予防制御時の分析結果が1件含まれていました。
RD とは異なり、計算の間隔の数が 15 から 50 に増加しました。 – 積分分布関数 F = 0.90 または 0.95 のレベルに対応する計算された濃度値は、正常に動作している IT のオイル中のガス成分の境界濃度とみなされました。 このようにして確立された制限濃度の値は、検討中のグループ内の IT の総数の 90 または 95% で超えられません。 IT の種類ごとにクラスごとに個別に収集されたデータは、最初に個々の企業の境界濃度を計算するためにサンプルにグループ化されました。 これにより、地域の影響を考慮することが可能になりました。 気候条件個別に発生するプロセスや機能などの要素について 測定複合体そして機材パーク。
IT の種類やクラスごとのグループ内のさまざまな企業の境界集中の間には、有意な差は見つかりませんでした。 これにより、各グループの企業のサンプルを 1 つの計算サンプルに結合することが可能になりました。 確立された限界ガス濃度の診断値を確認するために、動作中に不合格となった機器のケースと、分解の結果から判明した欠陥がある緊急事態のケースが考慮されました。 CARGの結果に基づく病状の診断は、限界ガス濃度の使用を含むさまざまな診断基準を含む方法を使用して実行されました。 測定値と限界値の比率が最大のガスを主ガスとみなし、測定値と限界値の比率が 1 より大きい残りのガスを次のガスとみなしました。 高いコンテンツ。 現像欠陥の種類は、主なガスと特徴的なガスの組み合わせによって決まりました。 結果として得られた診断は、IT の分解結果や他の絶縁特性の測定結果と比較されました。
結果
組み合わせたサンプルに基づいて TT リンク設計タイプ TFZM (旧名 TFND) 220 および 500 kV の境界濃度を計算した結果を表に示します。 1. 表からわかるように。 1、これら 2 つのサンプルでは、すべてのガスの境界値が非常に近いです。 (TFZM-500 のデータは下位ブロックについてのみ利用可能であることに注意してください)。 TFZM-500 タイプは 2 段設計（220 kV 2 ブロック）で製造されている、つまり絶縁設計が同じであることを考慮して、これら 2 つのサンプルを組み合わせました。
528 ユニットを組み合わせたサンプルの計算結果が表の最後の行に示されています。
1. TFZM-110 オイル中のガス含有量の限界値を計算した結果を表に示します。
2. これらの CT は、一部のガスの限界濃度の高い値を持っています。 すなわち、110 kV クラスの TFZM の水素 H2、メタン CH4 およびエタン C2H6 の限界濃度は、220 および 500 kV クラスの TFZM よりも 2 桁高くなりますが、残りのガスの限界値は低いです。他の電圧クラスの TFZM に近い。
どちらの場合もそう考えると 私たちが話しているのは漏れやすい設計 (自由呼吸を伴う) については、油への溶解度が低いガス (水素とメタン) で高濃度が発生する理由を説明するのは困難です。 同時に、TFZM-110 のガスの高い限界濃度が得られたのと同じ企業で、他のタイプおよびクラスの CT の限界濃度ははるかに低いため、分析結果の信頼性には疑いの余地がありません。 この現象は、110 kV TFPM の製造技術におけるいくつかの設計上の特徴または欠点に関連していると考えられます。 したがって、TFZM 110 kV のオイルの量は、TFZM 220 kV のほぼ 7 分の 1 です (近隣の電圧クラスの他の CT 設計の体積の比率を比較してみましょう。たとえば、CT タイプ TFRM 330 kV のオイルの量は、 TFRM 500 kV のわずか 1.2 倍）。 おそらく、110 kV TFZM 内のガス濃度の増加に影響を与えるのは石油の量が少ないことですが、これは 3 つのガスにのみ当てはまります。
一方、110 kV TFZM の境界値の計算は、多くの企業やさまざまな気候地域で稼働している統計的に有意なユニット数 (467) に基づいて実行されましたが、実際には、フェデラル・グリッド・カンパニーと 110 kV TFZM 電力会社ははるかに規模が大きいです。 クロマトグラフィー分析による TFZM-110 フリートの範囲が広がると、これらの値がわずかに減少することが期待できる可能性があります。 この問題についてはさらなる研究が必要であるため、現時点では 110 kV TFPM で得られた境界値を参考として推奨できます。 NKF タイプ HP オイル中のガスの限界濃度をクラスごとに計算した結果 (レベル F = 0.90 および 0.95) を比較のために表に示します。 3.
クラス別のサンプル量は VT 単位で表示され、220 ～ 500 kV のクラスについては (これはブロック設計であり、分析用のオイルサンプルは各ブロックから採取されるため)、110 kV ブロックの数も表示されます。 テーブルから 図 3 から、十分に代表的なサンプル量を使用すると、異なるクラスの HP のガスの限界濃度が互いに非常に近いことがわかります。 これにより、特にブロックの同一設計を考慮して、サンプル全体を組み合わせることができます。 1291ブロック（814ユニット）の体積を有する110〜500 kV TNタイプNKFの合計サンプルの境界値を計算した結果を表3の最後の行に示します。 レベルF = 0.9および0.95におけるIT（TFZM 110 kVを除く）の炭化水素ガス濃度の計算値は約2〜3倍異なり、それらは限界濃度よりも大幅に低いことに注意してください。 F = 0、9で確立されます。 この点に関して、著者らは、少なくとも 2 つの理由から、TFZM 220 ～ 500 kV および NKF 110 ～ 500 kV については、積分分布関数 F = 0.95 に対応する濃度値を境界値として採用する必要があると考えています。
IT が正常に稼働するための境界としてガス濃度の計算値を使用するということは、1 つでもガスの基準を超えているすべての機器が頻繁に監視されることを意味します。 F = 0.9 のレベルで境界濃度を適用すると、 かなりの数頻繁な監視の対象となる機器 (最大 30%)。 IT から HARG 用の油サンプルを採取するには、変圧器とは異なり、電源を切る必要があるという事実を考慮すると、F = 0.95 レベルの境界濃度を使用すると、不当な停止の数が減少します。 1998 年の出版物 IEC-61464 では、変圧器ブッシングの制限値として F = 0.95 を使用することを推奨していることが知られています (コンデンサ型絶縁を備えた CT に対して同じアプローチがポルトガルで採用されました)。これにより、追加の対象となる物体の数が大幅に減少します。コントロール 。
F = 0.9 のレベルでの IT (110 kV TFZM を除く) の計算された濃度値は検出限界に近いです。 測定されたオイル中のガス濃度が低いほど、その測定の誤差は大きくなります。 RD によると、オイル中のガス含有量が 10 μl/l 未満の場合の分析の相対誤差は 50% を超えます。 このような誤差を含んだ解析結果を設備の状態把握に利用すると、制御の効果が低下する故障につながる可能性があります。 CT タイプ TFZM 110 kV は特殊なケースであり、すでに述べたように、90% レベルの境界濃度を基準として使用することが提案されています。 IT タイプ TFZM 220500 kV と TN タイプ NKF 110-500 kV の 95% レベルの限界濃度の計算結果を比較すると (表 4 を参照)、これら 2 つの IT グループの限界濃度が近いことがわかります。 これにより、それらを組み合わせることができます。 結合グループの計算結果は、表の最後の行に表示されます。 4. 正常に動作している IT のオイル中のガスの限界濃度の取得値の診断値を確認するために、動作中に不合格となった 12 件のケースと、分解の結果から判明した欠陥のある緊急 IT を分析しました（6 台のTFZM型とNKF型VT6台）。
拒否された TFZM タイプ 110 kV の 2 つの例を考えてみましょう。HARG の結果が表に示されています。 5. 制限濃度を超えるガス含有量の値は太字で強調表示されます。 ヒストグラム図 各ガスの測定値と限界濃度の関係を図１、図２に示します。 
テーブルから 5と図。 図 1 は、CH4、C2H6、CO2 ガスの限界濃度を超えていることを示しています。 ガスの特徴的な組成（C2H6 が主ガス、CH4 が高含有の特徴的なガス）に基づいて、進行中の損傷の性質は弱い加熱（t ≈ 300-400 oC）であると診断され、これは次の結果と一致します。 コンテンツの増加 CO2。 CTを分解したところ、低圧巻線の接地スタッドの接触不良が判明し、診断が正しかったことが確認されました。
テーブルから 5と図。 図２は、ガスＣ２Ｈ２およびＣ２Ｈ４の限界濃度を超えていることを示している。 ガスの特徴的な組成: C2H2 - 主要ガス、C2H4 - 高含有量の特徴的なガスに基づいて、発生する損傷の性質はアーク放電であると診断されます。 検査の結果、巻線ホルダーの一次巻線の断線が明らかになり、診断と一致しました。 与えられた例は、TFZM-110 kV に対して確立された境界濃度が参照として使用できることを確認します。 不合格となった NKF 110 kV VT の 2 つの例を見てみましょう。 CARGの結果を表に示します。 6. 限界濃度を超える値は太字で強調表示されます。 ヒストグラム図 限界濃度に対する各ガスの測定値の割合を図３、図４に示す。 
HARGの結果に基づいてNKF-110 kVを削除しました。 テーブルから 6、1行目、図。 図 3 では、ガス C2H4、C2H6、および C2H2 の含有量が制限濃度を超えていることがわかります。C2H2 が主要ガスであり、C2H6 と C2H4 は含有量の高い特徴的なガスです。 HARGの結果に基づいて、300℃までの加熱を伴う火花放電を診断することが可能です。 変圧器を検査したところ、高電圧巻線のゼロ端子のオーム抵抗が 10% 以上変化していることがわかりました。 分解中にHV巻線下部に接触不良が発見されました。 このように、CARG を診断に使用することで、タイムリーに欠陥を検出することが可能になりました。
例4.
表に示した HARG の結果に基づいて、NKF 110 kV を頻繁に監視しました。 6、2行目。 テーブルから 6と図。 図４より、Ｃ２Ｈ６、ＣＯ、ＣＯ２の含有量が制限値を超えており、Ｃ２Ｈ６、ＣＯ２が主ガスであり、ＣＯが高含有量の特徴的なガスであることが分かる。 進行中の損傷の性質に基づいて、紙と油を300℃に加熱すると診断されます。 サンプリング前に VT が鉄共振過電圧にさらされ、その結果高電圧巻線が加熱され、電圧が上昇したことが判明しました。 
断熱材の劣化。 与えられた例は、提案された標準値の診断的価値と、IT の技術的状態を評価するために HARG を使用する実現可能性を確認します。 表での比較用。 7 つの提案と推奨事項が示されています さまざまな国正常に動作する油入り IT および電力変圧器の境界および除去ガス濃度に応じて。
1. 国内の IT 向けに定められた石油中のガスの限界濃度は、IT および電源変圧器の RD に関する IEC 規格が推奨する濃度よりも大幅に低いです。
2. クラス 220 および 500 kV の TFZM 型変圧器とクラス 110 ～ 500 kV の NKF 型変圧器の油中ガスの限界濃度は互いに近いです。 計算により、これらの IT グループを統合する可能性が示されました。 これらについては、境界ガス濃度の統一基準値が積分分布関数 F = 0.95 のレベルで提案されています。
3. 計算結果によると、TFZM-110 kV 形変圧器の油中の水素、メタン、エタンの限界濃度は、他の TFZM に比べて約 2 桁高いことが判明しました。 これらは累積分布関数 F = 0.90 のレベルで計算され、参考として提供されます。 通常動作している 110 kV TFZM の油中のガスの標準限界濃度の問題については、追加の研究が必要です。
4. IT 石油中のガスの制限濃度の値に対する地域の気候条件の影響は確認されていません。
5. 境界値を使用して IT の状態を評価し、機器の保守活動についてタイムリーな意思決定を行うことで、運用の信頼性が向上します。 IT を問題なく運用するには、石油中のガスの制限濃度の標準値を設定するだけでは十分ではありません。
まだ決定が必要です 全行以下を含む問題を決定する必要があります。
IT オイル中のガスの危険な増加率。 ガス含有量のレベルとガスの成長速度に応じたガス再分析の頻度。
損傷の性質の兆候。CARG の結果と分解の結果として特定された欠陥との関連性を確立する必要があります。
申し立てられた欠陥の性質に応じた追加の測定および運用上の措置の範囲。
計器用変圧器の状態を評価するためにクロマトグラフィー分析を実施するための方法論に関する計量学的要件。 DD または業界標準を開発するときは、これらすべての問題を考慮する必要があります。
