Chromatografy i ich zastosowanie w energetyce

Urządzenie do rozdziału chromatograficznego i analizy mieszanin substancji nazywane jest chromatografem... Chromatograf składa się z: układu wprowadzania próbki, kolumny chromatograficznej, detektora, układu rejestracyjno-termostatycznego oraz urządzeń do przyjmowania rozdzielonych składników. Chromatografy są cieczowe i gazowe, w zależności od stanu skupienia fazy ruchomej. Najczęściej stosuje się chromatografię rozwojową.

Chromatograf działa w następujący sposób. Gaz nośny jest dostarczany w sposób ciągły z balonu do kolumny chromatograficznej przez regulatory ciśnienia i przepływu o zmiennej lub stałej szybkości. Kolumnę umieszcza się w termostacie i wypełnia sorbentem. Temperatura jest utrzymywana na stałym poziomie i mieści się w zakresie do 500°C.

Próbki ciekłe i gazowe są wstrzykiwane za pomocą strzykawki. Kolumna rozdziela wieloskładnikową mieszaninę na kilka mieszanin dwuskładnikowych, które zawierają zarówno nośnik, jak i jeden z analizowanych składników. W zależności od stopnia sorbowania składników mieszanin binarnych, mieszaniny wchodzą do detektora w określonej kolejności.Na podstawie wyniku detekcji rejestrowana jest zmiana stężenia składników wyjściowych. Procesy zachodzące w detektorze przetwarzane są na sygnał elektryczny, a następnie rejestrowane w postaci chromatogramu.

W ciągu ostatnich dziesięciu lat stał się powszechny w energetyce. analiza chromatograficzna oleju transformatorowego, wykazująca dobre wyniki w diagnostyce transformatorów, pomagająca w identyfikacji gazów rozpuszczonych w oleju oraz w ustaleniu obecności uszkodzeń w transformatorze.

Elektryk pobiera tylko próbkę olej transformatorowy, dostarcza go do laboratorium, gdzie pracownik serwisu chemicznego przeprowadza analizę chromatograficzną, po której pozostaje wyciągnięcie prawidłowych wniosków z uzyskanych wyników i podjęcie decyzji o dalszym użytkowaniu transformatora, czy wymaga on naprawy lub wymiany.

W zależności od metody odgazowania oleju transformatorowego istnieje kilka sposobów pobrania próbki. Następnie przyjrzyjmy się dwóm najpopularniejszym metodom.

Jeżeli odgazowanie przeprowadza się pod próżnią, próbkę pobiera się do zamkniętych szklanych strzykawek o pojemności 5 lub 10 ml. Strzykawkę sprawdza się pod kątem szczelności w następujący sposób: odciągnąć tłok do końca, wbić koniec igły w korek, wcisnąć tłok, doprowadzając go do środka strzykawki, następnie zanurzyć korek z wbitą w niego igłą, razem ze strzykawką z tłokiem wciśniętym do połowy, pod wodą. Jeśli nie ma pęcherzyków powietrza, strzykawka jest szczelna.

Transformator posiada odgałęzienie do pobierania próbek oleju.Rura odgałęziona jest czyszczona, spuszczana jest z niej pewna ilość stojącego oleju, strzykawka i urządzenie do ekstrakcji oleju są myte olejem, a następnie pobierana jest próbka. Operacja pobierania próbek jest wykonywana w następującej kolejności. Trójnik 5 z korkiem 7 jest podłączony do rury odgałęzionej 1 za pomocą rury 2, a rura 3 jest podłączona do kranu 4.

Zawór transformatora jest otwierany, następnie otwierany jest kran 4, przez który spuszcza się do 2 litrów oleju transformatorowego, a następnie zamyka. Igła strzykawki 6 jest wprowadzana przez korek 7 trójnika 5 i strzykawka jest napełniana olejem. Otworzyć nieco zawór 4, wycisnąć olej ze strzykawki — jest to mycie strzykawki, procedurę tę powtarza się 2 razy. Następnie pobrać próbkę oleju do strzykawki, wyjąć ją z korka i włożyć do przygotowanego korka.

Zamknij zawór transformatora, wyjmij układ ekstrakcji oleju. Strzykawka jest oznakowana podając datę, imię i nazwisko pracownika, który pobrał próbkę, nazwę miejsca, oznaczenie transformatora, miejsce pobrania oleju (zbiornik, wlot), po czym strzykawkę umieszcza się w specjalny pojemnik, który jest wysyłany do laboratorium. Często znakowanie odbywa się w skróconej formie, a dekodowanie jest rejestrowane w dzienniku.

Jeżeli planowane jest częściowe oddzielenie rozpuszczonych gazów, próbkę pobiera się do specjalnego kolektora olejowego. Dokładność będzie wyższa, ale wymagana będzie większa ilość oleju, do trzech litrów. Tłok 1 początkowo opada na dno, bańkę 2 wyposażoną w czujnik temperatury 3 przy zamkniętym zaworze 4 wkręca się w otwór 5, podczas gdy zawór 6 jest zamknięty. Korek 8 zamyka otwór 7 w dolnej części miski olejowej.Próbka jest pobierana z dyszy 9, zamkniętej korkiem połączonym z paletą transformatora. Spuścić 2 litry oleju.

Do króćca odgałęźnego przymocowana jest rurka z nakrętką złączkową 10. Złączka z nakrętką skierowana jest do góry, co pozwala na stopniowe spływanie oleju, nie więcej niż 1 ml na sekundę. Pęcherzyk 2 obraca się, a pręt 11 jest dociskany do tłoka 1 przez otwór 7, podnosząc go. Obracając kolektor oleju, nakrętkę 10 wkręca się w otwór 5, aż olej przestanie płynąć.

Odolejacz napełniany jest olejem transformatorowym z szybkością pół litra na minutę. Gdy uchwyt 12 tłoka 1 pojawi się w otworze 7, korek 8 jest osadzony na miejscu, w otworze 7. Dopływ oleju jest odcięty, wąż nie jest odłączony, kolektor oleju jest odwrócony, złączka 10 jest odłączona, zapewnione jest dotarcie oleju do dyszy 5, bańka 2 jest wkręcona, zawór 4 musi być zamknięty. Kolektor oleju jest wysyłany do laboratorium do analizy chromatograficznej.

Próbki przechowuje się do czasu analizy nie dłużej niż jeden dzień. Analiza laboratoryjna pozwala na uzyskanie wyników wykazujących odchylenie zawartości rozpuszczonych gazów od normy, w związku z czym serwis elektrotechniczny decyduje o dalszych losach transformatora.

Analiza chromatograficzna pozwala na oznaczenie zawartości w rozpuszczonym oleju: dwutlenku węgla, wodoru, tlenku węgla, a także metanu, etanu, acetylenu i etylenu, azotu i tlenu. Najczęściej analizuje się obecność etylenu, acetylenu i dwutlenku węgla. Im mniejsza ilość analizowanych gazów, tym mniejsza wykrywana jest różnorodność początkowych uszkodzeń.

Obecnie dzięki analizie chromatograficznej możliwe jest zidentyfikowanie dwóch grup uszkodzeń transformatorów:

• Wady izolacji (wyładowania w izolacji papierowo-olejowej, przegrzanie izolacji stałej);

• Wady części pod napięciem (przegrzanie metalu, wyciek do oleju).

Defektom pierwszej grupy towarzyszy wydzielanie tlenku i dwutlenku węgla. Stężenie dwutlenku węgla służy jako kryterium stanu transformatorów z wolnym oddychaniem i ochrony azotowej oleju transformatorowego. Wyznaczono wartości stężeń krytycznych, które pozwalają ocenić niebezpieczne wady z pierwszej grupy; są specjalne stoły.

Wady drugiej grupy charakteryzują się powstawaniem acetylenu i etylenu w oleju oraz wodoru i metanu jako gazów towarzyszących.

Największe zagrożenie stanowią wady pierwszej grupy, związane z uszkodzeniem izolacji uzwojeń. Nawet przy niewielkim mechanicznym wpływie na miejsce uszkodzenia łuk może już powstać. Takie transformatory wymagają przede wszystkim naprawy.

Ale dwutlenek węgla może powstawać z innych przyczyn, niezwiązanych z awarią cewek, na przykład przyczyną może być starzenie się oleju lub częste przeciążenia i przegrzewanie związane z awarią układu chłodzenia. dwutlenek węgla jest omyłkowo wprowadzany do układu chłodzenia zamiast azotu, dlatego przed wyciągnięciem jakichkolwiek wniosków należy wziąć pod uwagę analizę chemiczną i dane z testów elektrycznych. Możesz porównać dane analizy chromatograficznej podobnego transformatora pracującego w podobnych warunkach.

Podczas diagnostyki miejsce położenia izolacji będzie miało kolor ciemnobrązowy i będzie wyraźnie odcinać się od ogólnego tła całej izolacji. Możliwe ślady wycieku na izolacji w postaci rozgałęzionych pędów.

Najbardziej niebezpieczne są uszkodzenia połączeń pod napięciem zlokalizowane w pobliżu izolacji stałej. Wzrost stężenia dwutlenku węgla wskazuje, że ma to wpływ na izolację stałą, tym bardziej porównując dane analityczne dla podobnego transformatora. Zmierz rezystancję uzwojeń, określ usterkę. Transformatory z tymi defektami, jak również z defektami pierwszej grupy, muszą być w pierwszej kolejności naprawione.

W przypadku przekroczenia acetylenu i etylenu przy normalnym stężeniu dwutlenku węgla następuje przegrzanie obwodu magnetycznego lub części konstrukcji. Taki transformator wymaga remontu w ciągu najbliższych sześciu miesięcy. Ważne jest, aby wziąć pod uwagę inne przyczyny, na przykład związane z nieprawidłowym działaniem układu chłodzenia.

Podczas prac remontowych transformatorów ze stwierdzonymi uszkodzeniami drugiej grupy, w miejscach uszkodzeń znajdują stałe i lepkie produkty rozkładu oleju, mają one kolor czarny. W przypadku ponownego uruchomienia transformatora po naprawie, szybka analiza w ciągu pierwszego miesiąca po naprawie najprawdopodobniej wykaże obecność wcześniej wykrytych gazów, ale ich stężenie będzie znacznie niższe; stężenie dwutlenku węgla nie wzrośnie. Jeśli stężenie zaczyna rosnąć, defekt pozostaje.

Transformatory z zabezpieczeniem filmu olejowego oraz inne transformatory, dla których analiza nie potwierdzi podejrzenia uszkodzenia izolacji stałej, poddawane są zaawansowanej analizie metodą chromatografii gazów rozpuszczonych.

Uszkodzenia izolacji stałej, którym towarzyszą częste wyładowania, są najgroźniejszymi uszkodzeniami. Jeżeli wskazują na to dwa lub więcej wskaźników stężeń gazów, dalsza eksploatacja transformatora jest ryzykowna i dozwolona tylko za zgodą producenta, a wada nie może dotyczyć izolacji stałej.

Analizę chromatograficzną powtarza się co dwa tygodnie, a jeśli w ciągu trzech miesięcy stosunek stężeń rozpuszczonych gazów nie zmieni się, to nie ma to wpływu na sztywną izolację.

Szybkość zmian stężenia gazu również wskazuje na defekty. Przy częstych wyładowaniach do oleju acetylen zwiększa swoje stężenie o 0,004-0,01% miesięcznie lub więcej, a przy częstych wyładowaniach do izolacji stałej o 0,02-0,03% miesięcznie. Podczas przegrzania zmniejsza się tempo wzrostu stężenia acetylenu i metanu, w takim przypadku konieczne jest odgazowanie oleju, a następnie analiza raz na pół roku.

Zgodnie z przepisami analiza chromatograficzna oleju transformatorowego musi być wykonywana co pół roku, a transformatory 750 kV dwa tygodnie po uruchomieniu.

Badania laboratoryjne oleju transformatorowego do chemicznej analizy chromatograficznej

Skuteczna diagnostyka oleju transformatorowego metodą analizy chromatograficznej pozwala dziś na zmniejszenie nakładu pracy związanej z kosztowną konserwacją transformatorów w wielu systemach elektroenergetycznych.Nie trzeba już odłączać sieci, aby zmierzyć charakterystykę izolacji, wystarczy pobrać próbkę oleju transformatorowego.

Tak więc analiza chromatograficzna oleju transformatorowego jest dziś nieodzowną metodą monitorowania uszkodzeń transformatora na najwcześniejszym etapie ich powstawania, pozwala na określenie przewidywanego charakteru uszkodzeń oraz stopnia ich rozwoju.Oceniany jest stan techniczny transformatora poprzez stężenia gazów rozpuszczonych w oleju i tempo ich wzrostu, porównując je z wartościami granicznymi. Dla transformatorów o napięciu 100 kV i wyższym taką analizę należy przeprowadzać co najmniej raz na pół roku.

To właśnie chromatograficzne metody analizy pozwalają na ocenę stopnia zużycia izolatorów, przegrzania części przewodzących prąd oraz obecności wyładowań elektrycznych w oleju. Na podstawie przewidywanego stopnia uszkodzenia izolacji transformatora, na podstawie danych uzyskanych po serii analiz, można ocenić konieczność wycofania transformatora z eksploatacji i przekazania go do naprawy. Im wcześniej zostaną wykryte rozwijające się usterki, tym mniejsze ryzyko przypadkowego uszkodzenia i mniejszy będzie zakres prac naprawczych.