На что влияет стандартная диагностика силовых трансформаторов

Проблемы диагностики состояния силовых трансформаторов

В статье показаны проблемы, возникающие при организации работ по диагностике высоковольтных силовых трансформаторов. Автор приводит примеры анализа и практику интерпретации данных, полученных хроматографическим, физико-химическим, тепловизионным и другими методами измерений при обследовании оборудования; показывает какую роль в принятии решений играет личный опыт и квалификация специалистов по диагностике.

Практика обследования силовых трансформаторов 110 кВ и выше показывает, что нередки случаи неверного подхода и непонимания специалистами самой сути диагностики. Как правило, особенно начинающие специалисты считают, что, если они измерили какие-либо характеристики и тут же выдали заключение — это и есть диагностика. Такое мнение совершенно неверно. Основная диагностика проводится не на объекте, а до того, как бригада приступила к измерениям. На объекте как правило идет проверка того, что мы уже ожидаем от конкретного трансформатора — мы ищем подтверждения ранее выдвинутым предположениям о наличие, виде и степени дефекта. Хороший специалист по диагностике нередко способен угадать место и вид дефекта, основываясь только на субъективных данных и интуиции и исходя из опыта ранее проведенных обследований.

Проблемы диагностики состояния силовых трансформаторов.

Рисунок 1. Автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/220/110.

Диагностика начинается с изучения документации на трансформатор, как бы банально это не звучало. Изучая документацию, специалист уже должен представлять себе область расположения дефекта, системы и узлы, на которые следует обратить особое внимание, а также оценивает какие методы диагностики будут эффективны в конкретном случае.

Прогнозирование состояния оборудования.

Начинать анализ состояния трансформатора нужно с параметров трансформаторного масла. Около 90% процентов дефектов можно определить по результатам хроматографического (ХАРГ) и физико-химического (ФХА) анализов масла.

По ХАРГ, помимо определения соотношений характерных газов, нагляднее и удобнее всего строить график изменения содержания растворенных газов (в граничных концентрациях) во времени (рисунок 2). Затем необходимо сопоставить все существенные изменения концентраций газов с событиями, связанными с эксплуатацией и ремонтом данного оборудования. Например, доливка трансформаторного масла, выход из строя системы охлаждения, перегрузка трансформатора, протекание через трансформатор токов КЗ, сварочные работы на баке трансформатора и т.п. Это позволяет определить является ли превышение содержания растворенных газов следствием возникновения дефекта или реакцией трансформатора на внешние воздействие, которое не угрожает выходу его из строя.

На рис. 2 красной стрелкой показан момент возникновения дефекта. За это время автотрансформатор не подвергался аварийным воздействиям и работал в нормальном режиме. Единственным внешним фактором, произошедшим за данный период, стала доливка трансформаторного масла в бак автотрансформатора. С наибольшей вероятностью именно это событие повлияло на рост концентрации газов. При этом результаты ФХА (высокое пробивное напряжение и низкое влагосодержание трансформаторного масла) исключали замыкание в крепежной системе магнитопровода из-за увлажнения изоляционных конструкций.

При проведении капитального ремонта трансформатора было выявлено наличие металлической стружки на магнитопроводе, что привело к замыканию отдельных пластин и местному перегреву магнитопровода (рисунок 3). Область дефекта находилась как раз в зоне патрубка, через который доливали трансформаторное масло. Выяснилось, что для долива масла использовали неисправное оборудование — в его составе оказался дефектный масляный насос с поврежденный крыльчаткой. В итоге в бак автотрансформатора долили загрязненное масло, что и вызвало локальный перегрев и характерное повышение концентрации газов.

Рисунок 2. Рост граничных значений газов в автотрансформаторе типа АТДЦТН-200000/220/110.

Рисунок 3. Металлическая стружка на магнитопроводе и ярмовых балках. Фотографии сделаны перед вскрытием автотрансформатора с применением видеоэндаскопа.

Если ХАРГ с высокой долей вероятности указывает на наличие развивающихся дефектов в баке трансформатора, то ФХА параметров трансформаторного масла в баке трансформатора и баке переключающего устройства позволяет прогнозировать общее состояние изоляции трансформатора.

Рисунок 4. Трансформатор типа ТРДН-32000/110.

Например, при обследовании трансформатора типа ТРДН-32000/110 на предмет продления срока эксплуатации сверх нормативного были получены следующие исходные данные. Анализ масла из бака трансформатора показал, что кислотное число масла в баке трансформатора достигло значения 0,12 мг/КОН при отсутствие антиокислительной присадки, а в баке РПН произошло снижение пробивного напряжения масла до 20 кВ при наличие механических примесей. Ревизия РПН не проводилась с момента ввода в эксплуатацию (около 30 лет). Соответственно при данных параметрах сопротивление всех обмоток будет в районе 5-10 МОм, а в обмотке ВН с большой долей вероятности будет зафиксирован высокий уровень частичных разрядов (ЧР). При таких результатах диагностики трансформатора продление его срока службы будет невозможным. Поэтому было рекомендовано до обследования заменить трансформаторное масло и в баке трансформатора и в баке РПН на новое, а также провести ревизию РПН. Замена масла в частности повысит уровень изоляции обмоток в 300-1000 раз. После проведения рекомендованных работ, было проведено полное обследование трансформатора. Все параметры трансформатора соответствовали НТД. Срок службы был продлен на 8 лет.

Проблемы диагностики.

Основная проблема для специалистов по диагностике в настоящее время, это отсутствие достоверных данных по оборудованию.

В первую очередь это связано со снижением уровня ведения эксплуатационной и ремонтной документации. Это связано с тем, что технический персонал перегружен лишней отчетностью и ему элементарно не хватает времени заниматься своими прямыми обязанностями по эксплуатации и ремонту оборудования.

Во вторую очередь — это нехватка квалифицированных кадров, отсутствие необходимых навыков и проблема с обучением. Сегодня много хорошей технической литературы. Можно самостоятельно найти 70-80% ответов на любые вопросы. Но к сожалению, у специалистов, нет желания учиться. С другой стороны, подход руководства: “Вот тебе дорогостоящий прибор иди и работай” — тоже не приемлем. А когда работают оба фактора получается совсем плохо.

Рисунок 7. Трансформатор типа ТДЦ-125000/110.

Простой пример. Приехала группа специалистов на объект (блочный трансформатор ТДЦ-125000/110, см. рис. 7) и начала с тепловизионного контроля. При этом предоставленные эксплуатирующим персоналом данные ХАРГ были в пределах граничных значений и указывали на отсутствие в трансформаторе дефектов. При обследовании выявили дефекты (рисунок 8), которые предполагают наличие в баке трансформатора повышенного содержания газов. Взяли повторно пробы масла и отправили в свою лабораторию. Анализ показал превышение граничных концентраций по всем газам в 2-3 раза, а ацетилена в 60 раз. Полученный результат подтверждался характером дефекта: коса отвода проходит через трубу ввода сообщающуюся с основным баком и крепится в его верхней части.

Кроме этого нагрев отдельных болтов указывал на проблемы с магнитной системой (замыкание стяжных шпилек, бандажей; обрыв магнитных шунтов, неисправность системы заземления). Поговорили с местными специалистами. Выяснилось, что персонал, выполняющий ХАРГ имеет электротехническое образование и не знает о необходимости проведения регламентных работ по чистке и калибровке хроматографа. Обучен только нажимать кнопки. Заблуждение, которое могло привести к серьезному повреждению оборудования.

Рисунок 8. Слева дефект узла крепления косы отвода к вводу 110 кВ, справа нагрев болтов разъема

Третья немаловажная проблема, это тендерная система заключения договоров на диагностику/обслуживание оборудования. Сейчас на один и тот же трансформатор каждый раз может приезжать новая бригада, начиная диагностику по сути с нуля, так как нет полной уверенности, что предыдущие специалисты правильно провели все измерения.

При этом в техническом задании на тендер прописаны почти все существующие методики проверки оборудования без учета их необходимости. Оценить зачастую просто некому. Получается своеобразная «стрельба по площадям». Случайность в выборе специалистов для обследования оборудования усугубляется тем, что во многих методиках конечный результат зависит от навыков и опыта специалиста, который делает измерения и интерпретирует полученные данные, от периодичности проведения измерений, а также от применяемого типа приборов. Это приводит к тому, что данные, полученные одним и тем же методом, но разными специалистами на разном оборудовании не всегда оказываются пригодными для анализа и сравнения.

Заключение.

С учетом сказанного, правильным и наиболее эффективным был бы возврат к системе центральных лабораторий энергосистем, когда за состояние всего парка оборудования в течении длительного времени эксплуатации отвечали одни и те же люди. Они имели необходимые навыки и принимали решения о тех или иных методах оценки состояния оборудования. Эти же специалисты должны участвовать и во всех крупных ремонтах, чтобы судить об эффективности проведенной ими диагностики. Большое количество единиц и разнообразие диагностируемого оборудования будет способствовать быстрому росту их навыков. Это позволит обеспечить должный уровень качества работ и поднимет диагностику на более высокий уровень развития.

Лекция 7. Диагностика трансформаторов

7.1 Характерные повреждения силовых трансформаторов

Одним из основных направлений в диагностике электрооборудования является диагностика силовых трансформаторов. Вызвано это обстоятельство высокой стоимостью трансформатора, его значимостью в вопросах надежности электроснабжения потребителей, сложностью определения повреждений и дефектов на ранней стадии развития. Диагностика силовых трансформаторов является сложным многогранным процессом. По опыту многолетней эксплуатации трансформаторов установлены типичные виды повреждений, их признаки, возможные причины и способы выявления.

Магнитопровод. При наличии дефекта в межлистовой изоляции возможны перегревы, вызываемые вихревыми токами или токами в короткозамкнутых контурах, образованных в результате нарушения изоляции массивных деталей остова от активной стали. В случае конденсации влаги на поверхности масла она попадает на верхнее ярмо, проникает между пластинами активной стали в виде водомасляной эмульсии, разрушает межлистовую изоляцию и вызывает коррозию стали. По этим причинам ухудшается состояние масла (понижается температура вспышки, повышается кислотность) и увеличиваются потери холостого хода.

Обмотки. Наиболее характерным видом повреждений в обмотках является витковое замыкание. Причиной его может быть разрушение изоляции из-за старения вследствие ее естественного износа или из-за продолжительных перегрузок трансформатора при недостаточном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может произойти также вследствие механических повреждений при коротких замыканиях. Признаками витковых замыканий являются срабатывание газовой защиты, повышенный нагрев, различие в сопротивлениях фаз постоянному току и т. д.

На трансформаторах мощностью от 1000 кВ·А устанавливается газовое реле, срабатывание которого происходит в результате выделения внутри трансформатора газов из-за разложения масла, вызванного указанными повреждениями. О причинах срабатывания газовой защиты и о характере повреждения можно судить по результатам химического анализа скопившегося в реле газа, который позволяет выявить повреждения на ранней стадии их возникновения и в ряде случаев оперативно устранить их.

Применяемые на практике методы контроля интегрального состояния изоляции трансформаторов (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции, tg δ, C₂/C₅₀ и др.) не позволяют обнаружить частичные повреждения изоляции в начальной стадии их развития и указать характер и степень имеющегося повреждения. Одним из наиболее перспективных направлений в исследовании повреждений работающих трансформаторов является периодический анализ содержания растворенных в масле газов, определяемых хроматографическим методом.

7.2 Хроматографический метод диагностики силовых трансформаторов

При действии аномальных нагрузок термического и электрического характера в изоляции трансформаторов возникают и развиваются повреждения в виде локальных перегревов и частичных разрядов, переходящих в дуговой разряд. Выделяющаяся при этом энергия вызывает разрушение изоляционной жидкости с образованием продуктов, называемых дефектными газами. Анализ трансформаторного масла на наличие дефектных газов и определение их концентрации позволяет обслуживающему персоналу своевременно распознать развивающийся дефект до того как он, прогрессируя, приведет к аварийному отключению оборудования, что всегда связано с экономическими потерями.

Процессы термического разложения изоляции и ее разрушения электрическими разрядами приводят к выделению газов, растворяющихся в масле. Каждому виду дефекта соответствует характерный набор газов. В таблице 7.1 приведен состав газов, растворенных в масле, характерный для различных дефектов трансформаторов.

Таблица 7.1 — Состав газов, характерный для различных дефектов

Обозначения: а – основной газ для данного дефекта; б, в – характерный газ соответственно при высоком содержании или малом содержании; г – нехарактерный газ; д – газ при высокой плотности выделяемой энергией.

Кроме указанных газов в масле может содержаться кислород (воздух), наличие которого свидетельствует о нарушении герметичности трансформаторов. Растворенная вода, особенно в комбинации с полярными продуктами старения масла и кислотами, существенно влияет на диэлектрические характеристики жидких и твердых изоляционных материалов. Непрерывный контроль влагосодержания масла на протяжении длительного периода времени и принятие соответствующих мер при внезапном росте или недопустимо высоком влагосодержании поможет продлить жизнь маслонаполненного оборудования, сохранить его высокие технические характеристики и эксплуатационную надежность.

В настоящее время выпускается большой спектр хроматографических установок, позволяющих проводить анализ содержания воды и растворенных газов. Основной недостаток большинства из этих установок — невозможность получать информацию в режиме «on-line» — в режиме реального времени, поскольку между отбором пробы масла и получением результатов анализа проходит довольно длительное время.

Отечественные установки, содержащие хроматограф, пробоотборники, программное обеспечение результатов анализа и различное вспомогательное оборудование, разработаны во ВНИИЭ (НПФ «Электра»). Эти установки позволяют обнаруживать вредные компоненты при следующей нижней концентрации: вода — 2,0 г/т, воздух — 0,03 %, водород — 0,0005 %, метан, этан, этилен — 0,0001 %, ацетилен — 0,00005 %, оксид и диоксид углерода — 0,002 %.

Принцип действия существующих установок непрерывной диагностики основан на измерении объема всех растворенных в масле газов или на определении его объемного сопротивления.

В ВЭИ была создана и внедрена дистанционная система диагностики ССГ-1, предназначенная для работы в составе АСУТП непрерывного контроля и прогнозирования состояния трансформаторов. Шкаф ССГ-1 устанавливается у трансформатора и подключается к его заземленной системе охлаждения в двух точках с разным давлением масла, чтобы обеспечить его естественную циркуляцию через установку. Установка в автоматическом режиме осуществляет периодический контроль концентрации всех горючих газов и температуры масла в месте присоединения. Длительность цикла измерений составляет 4 ч. Если суммарная объемная концентрация горючих газов не превышает 500 ppm, то состояние изоляции трансформатора не вызывает подозрений, если концентрация находится в диапазоне 500. 1500 ppm, то хроматографический анализ масла должен проводиться не реже планового, если концентрация превышает 1500 ppm, то следует внимательно следить за скоростью нарастания концентрации горючих газов и провести внеочередной хроматографический анализ. Концентрация свыше 3000 ppm свидетельствует о развитии серьезного дефекта и требует принятия срочных мер для предотвращения аварии.

За рубежом получили распространение установки непрерывного действия HYDRAN фирмы «Syprotec Corp» (США) различных модификаций, которые также подключаются непосредственно к трансформатору. Они измеряют суммарную концентрацию горючих газов и пересчитывают ее в водородный эквивалент. Математическое обеспечение установок позволяет анализировать поступающие данные и прогнозировать развитие дефектов, которые могут привести к аварии трансформатора.

Для контроля состояния герметичных трансформаторов и вводов, в ВЭИ были разработаны микропроцессорные датчики давления и температуры, устанавливаемые с помощью штуцеров непосредственно на баке или вводах. Они измеряют температуру и давление масла в месте установки и соединяются с системой диагностики. Снижение давления ниже нормы свидетельствует о наличии течи масла, а повышение давления и (или) температуры — о внутреннем повреждении в трансформаторе или вводах. Скорость изменения контролируемых параметров свидетельствует о степени серьезности повреждения.

ООО НПЦ «ЭРИДАН» предлагает для диагностирования масляных трансформаторов программно-аппаратный комплекс на базе автоматизированного многоканального газового хроматографа «Кристаллюкс — 4000М». На рисунке 7.1 приведена хроматограмма анализа контрольной смеси газов — аналога состава выделяющихся из трансформаторного масла газов.

Рисунок 7.1 — Хроматограмма анализа контрольной смеси газов

Анализ проводится с помощью насадочных колонок и детекторов соответственно пламенно-ионизационного (ПИД) с метанатором и по теплопроводности (ДТП) согласно нормативным документам: РД 34.46.303-98 — Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, РД 34.46.302-89 — Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, РД 34.51.304-94 — Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. В состав комплекса входят хроматограф «Кристаллюкс — 4000» с аналитическим модулем ПИД/ДТП, метанатор, 10-ходовый кран-дозатор, хроматографические колонки, программа обработки хроматографической информации, программа диагностики дефектов трансформатора, персональный компьютер, принтер, устройства для подготовки проб, устройства для формирования и подачи газов и баллон с поверочными смесями. Устройства для подготовки проб включают в себя: кран для заполнения шприца газом-носителем, устройство для достижения равновесия в шприце, шприцы для отбора, транспортировки и хранения масла.

Регулярный контроль газов на месте установки трансформатора можно осуществлять с помощью прибора TFGA-P200, применение которого позволяет снизить эксплуатационные расходы и уменьшить количество анализов в лаборатории. Прибор TFGA-P200 — это высокоскоростной газовый микрохроматограф, оптимизированный для измерения семи наиболее важных дефектных газов: водорода, метана, оксида углерода, диоксида углерода, этилена, этана и ацетилена. Особенностями прибора являются: собственный внутренний источник газа носителя (гелий), а также внутренние заряжаемые батареи, что обеспечивает автономную работу в течение не менее 15 часов. Применение в составе прибора специальных шприцев для экстракции газов позволяет выполнить анализ пробы масла в полевых условиях в течение нескольких минут. Продолжительность измерения концентрации всех семи газов в отдельности с момента введения пробы в анализатор составляет менее 120 секунд. Проба газа, отобранная из газового реле или из специального зонда, экстрагирующего газ из масла, может быть проанализирована за несколько минут.

Прибор поставляется в комплекте с программным обеспечением для управления ходом анализа и программой оформления протокола испытаний. Последняя программа разработана для подготовки стандартного протокола анализа газов в масле, а также для экспорта данных о пробе и результатов анализа в специальную экспертную диагностическую программу, позволяющую интерпретировать полученные результаты. Предел обнаружения растворенных в масле газов составляет: для водорода (Н₂) — 5 ppm; метана (СН₄), окиси углерода (СО), двуокиси углерода (СО₂), этилена (С₂Н₄), этана (С₂Н₆), ацетилена (С₂Н₂) — 2 ppm.

Микропроцессорный электронный прибор КАЛИСТО фирмы Morgan Schaffer осуществляет непрерывный контроль растворенного водорода и воды в масле работающего трансформатора. Прибор предназначен для раннего обнаружения развивающихся повреждений трансформатора и обоснованного планирования мероприятий по обслуживанию оборудования на базе данных контроля. Этот прибор специально разработан для наружной установки и защищен от всех климатических воздействий, может быть легко интегрирован в существующие мониторинговые системы мощных трансформаторов и подстанций, в том числе систему SCADA. КАЛИСТО позволяет измерять от 0 до 50000 ррт растворенного водорода в масле и от 0 до 100 % относительной влажности растворенной воды. Результат измерения может быть представлен в % относительной влажности приведенной к 25 °С, в ррт абсолютной влажности, в % относительной влажности при реальной температуре трансформатора. Погрешность измерения составляет 0,5 % от концентрации СО и 0,1 % от концентрации всех остальных газов. Чувствительность составляет 5 ррт в масле по водороду, 2 ррт в масле по воде. Измерительная схема построена на основе детектора по теплопроводности и маслозаполненного емкостного сенсора относительной влажности. Прибор имеет размер памяти: 1500 записей. Для передача информации используется порт RS-232. Программное обеспечение в формате Windows

В ВЭИ создана установка для непрерывного контроля изоляционных свойств масла путем измерения его объемного сопротивления ρ_υ. Испытательная ячейка подключается к заземленному маслопроводу трансформатора и периодически передает данные о величине ρ_υ в систему контроля параметров. По величине ρ_υ, на которую влияют продукты старения масла, можно судить о величине его tg δ. В совокупности с другими датчиками, эта установка может входить в состав диагностической системы трансформатора.

Программное обеспечение для сбора и обработки хроматографических данных и автоматического диагностирования рассмотрим на примере приложения для диагностики трансформаторов для Windows «Цвет – Аналитик» ОАО «Цвет». Приложение для диагностики трансформаторного масла создано в соответствии с документом РД 153-34.0-46.302-00 и предназначено для диагностики обыкновенного маслонаполненного оборудования. Все результаты работы данного приложения носят рекомендательный характер в соответствии с руководящим документом. Приложение содержит базу данных анализов, сюда заносятся данные о трансформаторах (местоположение, паспорт) и результаты проведенных анализов. Программа реализует соотношения различных пар газов и соответствующие им дефекты. Программа также содержит базу граничных и пороговых концентраций растворенных в масле газов, а также значения коэффициентов растворимости газов в масле и критерии отбраковки высоковольтных герметичных вводов. Каждому типу оборудования соответствуют свои граничные концентрации и присваивается уникальный номер.

В процессе диагностирования выбирается нужный диспетчерский номер и точка отбора, при необходимости заполняется паспорт оборудования. Номер типа оборудования соответствует номеру типа оборудования в таблице граничных концентраций. В выпадающем списке выбирается тип анализа — плановый или при срабатывании газового реле. В случае срабатывания газового реле можно провести анализ газа из реле. Для этого необходимо выделить соответствующий пункт в параметрах диагностики. Сначала необходимо добавить анализ газа из реле, затем масла из бака трансформатора и только затем переходить к диагностированию. При анализе трансформатора с РПН можно провести анализ масла из контактора. Для этого необходимо выделить соответствующий пункт в параметрах диагностики. Сначала необходимо добавить анализ масла из контактора, затем масла из бака трансформатора и только затем переходить к диагностированию. Для просмотра результата диагностики необходимо нажать кнопку «Отчет по диагностике». После просмотра результат диагностики можно вывести на печать. В программе существует возможность определения дефектов графическим способом и построение графиков изменения концентрации газов во времени. Для построения графиков изменения концентрации газов во времени необходимо отметить нужные газы, задать временной диапазон и нажать кнопку «Построить график». Для определения дефектов графическим способом необходимо перейти на закладку «По компонентам», нажать кнопку «Построить график» и подобрать в древовидном списке наиболее похожий стандартный график дефекта.

Современное состояние вопроса диагностики силовых трансформаторов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Тюрюмина Анастасия Владимировна, Секацкий Виктор Степанович, Батрак Андрей Петрович

Рассматриваемая статья направлена на совершенствование методов диагностики состояния маслонаполненного электрооборудования как элемента системы диагностического мониторинга посредством применения метода акустической эмиссии.

Текст научной работы на тему «Современное состояние вопроса диагностики силовых трансформаторов»

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Тюрюмина Анастасия Владимировна, аспирант Секацкий Виктор Степанович, научный руководитель, к.т.н., заведующий кафедрой СМиУК, доцент Батрак Андрей Петрович, научный руководитель, к.т.н., доцент Сибирский федеральный университет

На сегодняшний день в России по разным статистическим данным около 70% силовых трансформаторов выработали свой ресурс. При этом опыт эксплуатации показывает, что примерно 70-80% всех отказов связаны не с выработкой ресурса трансформатора, а с образованием и развитием различных дефектов внутри трансформатора. Поэтому остро стоит вопрос диагностики состояния силового энергетического оборудования и его своевременного ремонта.

Диагностика энергооборудования тесно связано с понятием электроремонт т.е системы вещественного, энергетического и информационного обеспечения комплекса организационно-технических мероприятий системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), которая включает уход, диагностика и ремонт оборудования.

Всего известны четыре основные стратегии технического обслуживания диагностики и ремонта техники:

— регламентная стратегия (стратегия I);

— смешанная стратегия (стратегия II);

— по техническому состоянию (стратегия III);

— стратегия по отказам/по потребности (стратегия IV)

Регламентная стратегия основана на том, что ремонт выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в эксплуатационной документации независимо от технического состояния составных частей оборудования в момента начала ремонта. Данная стратегия применяется для обеспечения ремонта оборудования, эксплуатация которого связана с повышенной опасностью для обслуживающего персонала.

Смешанная стратегия: ремонт и диагностика выполняется с периодичностью, установленной в нормативно-технической документации, а объем операций восстановления формируется на основе требований эксплуатационной документации с учетом технического состояния основных частей оборудования. На основании стратегии II обеспечивается ремонт всего остального основного и неосновного оборудования предприятия.

Стратегия по отказам заключается в том, что ремонт оборудования и его

диагностика производится только в случае отказа или повреждения составных частей оборудования. Этот вид стратегии рекомендуется к применению для оборудования первой амортизационной группы; она частично реализуется в форме внеплановых ремонтов после отказов.

В последние годы в энергетике наиболее развитых стран наметилась тенденция к последовательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по диагностики технического состояния. [1]

Сущность данной стратегии заключается в том, что диагностика технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в нормативно-технической документации, а момент начала ремонта и объем восстановления определяется техническим состоянием составных частей оборудования. Это позволяет продлить сроки эксплуатации электрооборудования с невыработанным ресурсом и уменьшить количество аварийных ситуаций и снизить затраты на их устранение, увеличить вероятность обнаружения аварийного или предаварийного состояния энергооборудования.

Реализацию стратегии обеспечивают методы и средства технической диагностики, мониторинг и прогноз технического состояния электрооборудования. В настоящее время в эксплуатации используются различные системы мониторинга, отличающиеся по своему исполнению, назначению, стоимости. Их можно разбить на три основные группы:

— системы технологического и эксплуатационного мониторинга, то есть системы диспетчерского и местного управления режимами работы энергетического оборудования, целью таких систем является реализация технологического назначения оборудования;

— системы автоматической защиты и блокировки — системы аварийного отключения и защиты, предназначенные для снижения ущерба от аварийных режимов работы;

— системы диагностического мониторинга, целью которых является предотвращение возможности возникновения аварийных режимов.

Первые две из перечисленных систем предназначены для локализации или устранения аварийных режимов путём отключения проблемных элементов энергосистемы. Следовательно, эти методы не позволяют избежать не планового отключения потребителя. Системы диагностического мониторинга такого недостатка лишены и являются перспективными, так как позволяют оценить изменение состояния оборудования. Посредством их использования решается задача эффективного управления эксплуатацией и ремонтом. [1]

Перечень наиболее дефектоносных элементов силовых трансформаторов представлен в международном обзоре Международного Совета по большим электрическим системам высокого напряжения (рисунок 1).

Рисунок 1 — Наиболее дефектоносные элементы силовых трансформаторов

Развитие дефекта маслонаполненного энергооборудования может характеризоваться одним или несколькими параметрами, позволяющими проследить динамику развития дефекта и идентифицировать аварийное (пре-даварийное) состояние трансформатора.

Из рисунка 1 следует, что именно изоляционные материалы претерпевают наибольшие изменения в процессе эксплуатации. Такие изменения, обычно называемые старением, являются комплексными и необратимыми, а также непосредственно определяют надежность работы трансформатора и его ресурс.

Параметры старения изоляции трансформатора приведены на рисунке 2.

\ Факторы старения 1

| Электрические Температурные Механические Окружающая среда

1 Изоляция трансформатора л (

1 Внутренние/внешние механизмы старения 1

| _Электрические Температурные Механические Окружающая среда

Рисунок 2 — Старение изоляции трансформатора

Температурное старение включает процессы химических и физических изменений, как следствие, ухудшение химических реакций, полимеризацию, деполимеризацию, диффузию и другие. На скорость температурного старения влияет температура при эксплуатации.

Электрическое старение включает процессы появления частичных разрядов, электролиза, увеличения температуры ввиду высоких диэлектрических потерь и др.

Механическое старение зависит от возникновения повторяющихся механических напряжений и величинынерегулярных напряжений.

Факторы окружающей среды различными способами влияют на скорость и степень ухудшения характеристик системы изоляции трансформатора, способствуя увеличению уже существующих напряжений в трансформаторе. Особенно примечательно перераспределение напряжений от влияния пыли и других загрязнений на электрические характеристики.

Пример возможных механизмов старения, как функции от времени, приведен на рисунке 3.

Стадии Преобладающие Преобладающие

Старения факторы старения механизмы старения

Рисунок 3 — Возможные механизмы старения изоляции, как функции от времени [2]

Исследования показывают, что ранняя диагностики трансформаторов и автотрансформаторов снижает расходы на ремонт на 75%, потери от недо-отпуска электроэнергии на 63%, а ежегодная экономия составляет 2% от стоимости нового трансформатора. [1]

РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» 6-е издание содержат требования к двадцати трем испытаниям при вводе силовых трансформаторов работу и в процессе их эксплуатации (таблица 1).

Таблица 1 — Перечень испытаний силовых трансформаторов

1 Определение условий включения трансформаторов

2 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

3 Оценка влажности твердой изоляции

4 Измерениесопротивления изоляции

5 Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток

6 Оценка состояния бумажной изоляции обмоток

7 Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

8 Измерение сопротивления обмоток постоянному току

9 Проверка коэффициента трансформации

10 Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярно-стивыводов однофазных трансформаторов

11 Измерение потерь холостого хода

12 Измерение сопротивления короткого замыкания (2к) трансформатора

13 Оценкасостояния переключающих устройств

14 Испытание бака на плотность

15 Проверка устройств охлаждения

16 Проверка предохранительных устройств

17 Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле

18 Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха

19 Тепловизионныйконтроль состояния трансформаторов

20 Испытаниетрансформаторного масла

21 Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение

23 Испытаниевстроенных трансформаторов тока

Исходя из таблицы 1, испытания трансформаторного масла составляют только 13% от общего количество проводимых для трансформаторов испытаний, хотя согласно статистическим данным процент технологических нарушений, обусловленных ухудшением свойств трансформаторных масел составляет порядка 20 % от всех технологических нарушений: выделение газов в масло- 9,02 %; старение масла — 7,47 %; загрязнение масла — 2,18 %; окисление масла — 0,62 %.

Масло, как диагностическая среда, позволяет выявить до 70% возможных дефектов трансформатора, связанных со старением изоляции. [3]

К сожалению в настоящее время метод оценки состояния трансформатора по состоянию изолирующей среды представляет собой разрозненные методы контроля, зависящие в немалой степени от человека так как зачастую довольно сложно оценить влияние того или иного фактора на общее состояние энергооборудования. Это не позволяет включить данный метод в целевую диагностическую модель объекта. [1]

Перспективным методом исследования по состоянию трансформаторного масла является метод акустической эмиссии. В мировом масштабе исследованием применения метода акустической эмиссии для диагностики силовых маслонаполненных трансформаторов, в основном, занимаются в

Польше. Метод применяется для диагностики частичных электрических разрядов.

Испытательное оборудование содержит трансформаторное масло в резервуаре, два электромеханических (пьезоэлектрических) преобразователя, микроконтроллер, предусилитель, цифровой осциллограф с двумя измерительными вводами и одним генерирующим выходом, персональный компьютер.

Общая схема работыметода следующая: один из электромеханических (пьезоэлектрических) преобразователей искусает синосуидальный акустический сигнал определенной частоты. Форма сигнала определяется на установленном персональном компьютере и через USB-кабель передается на цифровой осциллограф, и далее через испытываемую среду ко второму преобразователю. Полученный сигнал направляется через предусилитель к цифровому осциллографу и далее на ПК, где формируется амплитудно-частотная характеристика. [4]

Перспективным направлением в развитии акустического метода является применение акустического метода для исследования влияния количественных показателей (влаги, целлюлозы, газовой фазы) на акустические характеристики трансформаторного масла как комплексного показателя его качества. [5]

1 Батрак А.П. Оценка состояния силовых трансформаторов методом акустической диагностики жидкой изоляции: дис. маг. / Батрак Андрей Петрович. — Красноярск, 2013. — 46 с.

2 J. P. van Bolhuis, E. Gulski, J. J. Smit. Monitoring and Diagnostic of Transformer Solid Insulation IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 17, NO. 2, APRIL 2002.

3 Батрак А.П., Тюрюмина А.В., Никитина А.В. Сравнение качественных характеристик трансформаторных масел. // Тяжелое машиностроение. — 2013. — № 3, С. 41-44.

4 D. WOTZKA, A. CICHON, Tomasz BOCZAR Modeling and Experimental Verification of Ultrasound Transmissionin Electro Insulation Oil ARCHIVES OF ACOUSTICS Vol. 37, No. 1, pp. 19-22 (2012).

5 Батрак А.П., Чупак Т.М., Тюрюмина А.В., Никитина А.В. Акустический анализ свойств трансформаторных масел // Тяжелое машиностроение. — 2014. — № 4-5. С. 4546.

Анализ и классификация известных методов и средств диагностики силовых масляных трансформаторов

Романов, А. С. Анализ и классификация известных методов и средств диагностики силовых масляных трансформаторов / А. С. Романов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 22 (312). — С. 138-142. — URL: https://moluch.ru/archive/312/70856/ (дата обращения: 26.02.2023).

Рассмотрены особенности силового трансформатора как электрического аппарата. Выявлены основные опасные воздействия на силовые трансформаторы и виды дефектов силовых трансформаторов. Выполнен анализ средств и методов диагностики силовых масляных трансформаторов.

Ключевые слова: силовой масляной трансформатор, техническое состояние, методы и средства диагностики.

Жизненный процесс трансформатора представляет собой ряд последовательных и взаимосвязанных временных этапов: исследование, проектирование, изготовление, транспортировка, монтаж, эксплуатация и утилизация. Очевидно, что возникновение дефектов возможно на каждом из этапов. Например, на стадии исследования могут быть упущения каких — либо особенностей эксплуатации (засоленные грунты, предполагающие повышенную частоту грозовых разрядов), конструкторские просчеты, производственные дефекты и т. д.

В рамках настоящей работы будут рассмотрены различные воздействия на трансформаторы на этапе эксплуатации. Данные эффекты принято разделять на две группы: внешние и внутренние.

К внешним воздействиям относятся влияния окружающей среды: прямые разряды молнии в токоведущие части СТ, влияние температуры и ее колебаний, солнечная радиация, осадки и сопутствующие комплексы и системы: коммутационные перенапряжения и другие скачки напряжения, короткие замыкания во внешних цепях, внезапные изменения нагрузки, качество тока сети [7].

Внутренние воздействия можно четко классифицировать на технические: износ, старение, резонансы с производительностью системы, внутренние передачи энергии и т. д. эксплуатационные (воздействия (бездействие) персонала при проведении технического обслуживания): нарушения осмотров, контроля, ремонтов, наладок, испытаний, а также других плановых и профилактических работ [4].

Жизненный цикл трансформатора имеет ряд ступеней, каждый из которых требует контроль состояния. На самом деле контроль начинается на стадии проектирования и представляет собой разработку модели с последующим экспериментом.

На стадии изготовления проверяется качество материалов, отдельных деталей и качество сборки. На основе успешных выходных испытаний составляется паспорт изделия, содержащий основные технические данные [10]. Существует известный опыт использования автоматических тестовых стендов, которые формируют и печатают паспорт без участия специалиста [9].

Такие устройства позволяют устранить ошибки в работе персонала и снизить затраты. После транспортировки и хранения, к которым также предъявляется ряд требований, трансформатор проходит входные испытания заказчика [8]. Перед вводом в эксплуатацию установленный трансформатор подвергается испытаниям, предусмотренным правилами устройств электроустановок [6]. Исходя из анализа повреждений и их причин, отметим, что основной поток отказов происходит на стадии эксплуатации.

Этот факт, а также учет возможных затрат, связанных с аварийными отключениями трансформаторов, оправдывает наибольший объем работ по проверке состояния в течение эксплуатационного периода. Представляем следующую классификацию мероприятий по диагностированию состояния трансформаторов в процессе эксплуатации [1]:

Мероприятия, которые не требуют прикосновения к рабочему трансформатору: мониторинг показаний приборов, сигнализация приборов и внешние проверки.
Мероприятия, которые не требуют отключения, но связаны с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам: отбор проб масла, измерение вибрации, извлечение газа из газового реле, срабатывающего по сигналу, и др.
Мероприятия, которые выполняются на отключенном трансформаторе: определение состояния изоляции, обмоток, магнитопровода, высоковольтных входов, коммутационных аппаратов и др.
Мероприятия, которые выполняются на трансформаторе, выведенном в ремонт.

Первые две группы мер являются функциональными методами, которые не требуют отключения трансформатора. Вторые две группы являются методами испытаний, которые требуют отключения трансформатора. В свою очередь, функциональные методы можно классифицировать по степени автоматизации: неавтоматизированные, автоматизированные и автоматические, а также по режиму работы: выборочный, периодический, непрерывный [1].

По аналогии с классификацией дефектов мы рассмотрим методы диагностики в виде трех условных групп в зависимости от характера контролируемого параметра: физические, физико-химические и электрические [5].

Физико-химические способы диагностики

Внутренние повреждения можно выявить, проверив состояние трансформаторного масла. На свойства масла влияют локальные перегревы, частичные разряды в масле и твердой изоляции, искры в контактных соединениях, влажность, загрязнение, окисление, естественное старение и др.

Во время физико-химического анализа масла возможно контролировать следующие показатели качества [3]:

Механические примеси, представляющие собой осадок или суспензию нерастворенных веществ: пыль, волокна, частицы лакокрасочных материалов и др. Кроме того, в результате горения электрической дуги в масле образуются твердые обугленные частицы, называемые взвешенным углеродом. Наличие нерастворенных частиц можно определить, поднеся стеклянный сосуд к свету, встряхнув перед просмотром.

Влагосодержание масла, даже в небольших концентрациях, существенно определяет его свойства. Увеличение содержания влаги может свидетельствовать либо о разгерметизации трансформатора, либо о значительном старении масла. Содержание влаги 20 контролируется количеством водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция.

Влагосодержание твердой изоляции измеряется в лабораторных условиях с помощью специальных образцов, расположенных под соответствующим люком или кусками изоляционного картона. В связи с необходимостью разгерметизации трансформатора, очевидно, что этот метод используется при капитальном ремонте.

Кислотное число масла соответствует количеству едкого калия, необходимого для нейтрализации кислот в 1 г масла.

Водорастворимые кислоты и щелочи в масле указывают на его окисление и разрушение.

Стабильность масла определяется его искусственным старением в специализированных установках.

Газосодержание измеряется абсорбционным счетчиком. Его величина определяется при дегазации и азотировании масла.

Состав газа, не растворенного в масле, контролируется на газоанализаторе или хроматографе. После взятия пробы из газового реле контролируются следующие компоненты: водород, метан и этан, ацетилен и этилен, монооксид углерода, углекислый газ. Исходя из объемного содержания газов, делаются выводы о возможных причинах их появления: электрическая дуга в масле или на твердой изоляции, нагрев, частичные разряды.

Состав газа, растворенного в масле, проводят на хроматографе. Лаборатория указывает на отклонение от нормы содержания растворенных газов: диоксида углерода СО2, монооксида углерода СО, водорода Н2, кислорода О2, азота N2 и углеводородов: метана ацетилена СН4, этилена С2Н6. С помощью хроматографического анализа можно выявить дефекты твердой изоляции, частичные разряды и перегрев металла.

Содержание соединений фурана определяется старением твердых изоляционных материалов из бумаги и картона, состоящих из молекул целлюлозы. Результатом химических реакций с участием целлюлозы являются соединения фурана. Существует зависимость между содержанием производных фурана и диэлектрическими параметрами изоляции. Определение содержания фурановых соединений возможно хроматографическим и диэлькометрическим методами.

Физические способы диагностики

К данной группе относятся методы, основанные на контроле физических параметров трансформатора и его элементов: физических свойств масляной изоляции, давления, температуры, вибрации [2].

Температура вспышки определяет способность масла испаряться, что увеличивает его вязкость и изменяет его состав. Температуру можно определить следующим образом: поместить масло в закрытую емкость и контролировать температуру вспышки выделяющихся газов, которые смешиваются с воздухом.

Температура застывания — это самая высокая температура, при которой вязкость масла увеличивается настолько, что при наклоне пробки под углом 45 градусов ее уровень не меняется в течение 1 минуты. Очевидно, что увеличение температуры застывания масла приводит к ухудшению состояния трансформаторных систем.

Температура наиболее нагретой точки контролируется датчиками, установленными в местах наибольшего нагрева. Сложность установки точечных датчиков ограничивает использование таких измерений. Задача выбора расположения датчиков в зонах наибольшего нагрева решается с помощью волоконно-оптических датчиков, встроенных в узлы при изготовлении.

Температура верхних слоев масла контролируется датчиками, установленными на верхней части охладителя. Необходимо обращать внимание на то, что измеряемая температура может существенно отличаться от температуры наиболее нагретых точек.

Достоверность может быть повышена путем соотнесения температуры верхних слоев с температурой наиболее нагретой током нагрузки.

Коэффициенты модели могут быть определены путем тестирования трансформатора. На основании температурных условий можно рассчитать старение изоляции. Температура наружных поверхностей трансформатора и его контактных соединений (тепловизионный контроль) контролируется высокочувствительным термографическим оборудованием — тепловизорами. Основным преимуществом метода является то, что можно выявить дефекты оборудования при эксплуатации на ранней стадии их возникновения.

Вибрация обмоток и сердечника измеряется акселерометрами, установленными на стенках резервуара. Частоты в диапазоне 10–1000 Гц контролируются. На холостом ходу основным источником колебаний является магнитная цепь; в режиме нагрузки магнитопровод и обмотки.

Звуковые колебания регистрируются акустическими датчиками. Способ такого контроля позволяет отслеживать дефекты в разрядных устройствах, устройствах, регулирующих напряжение, а также частичные разряды на изоляции. Акустические методы также позволяют определять образование пузырьков в трансформаторном масле. Для регистрации звуковых волн на трансформаторе установлены пьезоэлектрические датчики. Напряжение пробоя масла проверяется в стандартном разряднике, который представляет собой два электрода (сферический или плоский), расположенные взаимно параллельно в фарфоровой посуде на расстоянии 2,5 мм. Снижение напряжения пробоя указывает на развивающийся дефект в трансформаторе, сопровождаемый его загрязнением или старением.

Тангенс угла диэлектрических потерь отражает изменение активной составляющей тока через реальный диэлектрик, который можно использовать для оценки износа изоляции. Измерение tg δ проводится в электротехнической лаборатории.

Коэффициент поглощения — это отношение сопротивлений изоляции, измеренное через 60 секунд после подачи напряжения от мегомметра и через 15 секунд. Коэффициент поглощения характеризует степень влажности и загрязнения изоляции и лежит в диапазоне 1,5–2 для сухого, близкого к 1 для влажного.

Испытание высоковольтной изоляции проводится специальными трансформаторами с промышленной частотой напряжения. Считается, что изоляция прошла испытание, если не зафиксировано резкое увеличение токов, трещин или других признаков поломок. Этот метод позволяет идентифицировать скрытые дефекты, которые трудно обнаружить другими методами.

Сопротивление обмоток постоянному току контролируется во время работы и не должно значительно изменяться со временем. Из-за малого сопротивления обмоток они измеряются с помощью перемычек или методом падения напряжения. Изменение сопротивления может указывать на износ контактных соединений, межвитковые неисправности. Рассмотренным способом можно оценить состояние контактов устройства РПН.

Опыт работы на холостом ходу традиционно проводится во время выходных испытаний на заводах-изготовителях и после капитального ремонта с целью выявления возможных дефектов в первичной обмотке и магнитной цепи. Классическая схема представляет собой измерение тока и мощности потерь на холостом ходу при номинальном напряжении, что позволяет оценить параметры эквивалентной цепи первичной обмотки и ветви намагничивания. Отклонение измеренных значений от паспорта не должно отличаться более чем на 10 %. Известны способы контроля аналогичных параметров схемы замещения трансформатора по мгновенным значениям тока и напряжения.

Опыт короткого замыкания, а также опыт холостого хода, в основном, проводится у производителей, результатом которого являются значения напряжения короткого замыкания и потери мощности. Для организации эксперимента одна обмотка замыкается накоротко, а ко второй подается более низкое напряжение. Увеличивая напряжение, они достигают номинального тока во вторичной обмотке и фиксируют его. Сопротивление короткого замыкания можно оценить по отношению приложенного напряжения к току, возникающему в результате этого [7].

Контроль значений сопротивления короткого замыкания в процессе работы позволяет отслеживать деформацию обмоток в результате протекания через них сверхтоков. Известны способы контроля сопротивления короткого замыкания по мгновенным значениям тока и напряжения.

Индуктивность обмоток контролируется мгновенными значениями тока и напряжения в каждый период основной частоты тока. Индуктивность рассчитывается в реальном времени и сравнивается с заданным значением. Реакция обмоток на импульсы низкого напряжения также позволяет отслеживать изменение геометрии трансформатора. Метод представляет собой осциллографию переходных процессов, вызванных короткими импульсами. В методе могут использоваться как искусственно генерируемые импульсы, так и эффекты естественных возбудителей — коммутационные и грозовые всплески. Номограмма снимается с рабочего трансформатора, которая затем сравнивается с осциллограммой, полученной во время работы.

Частотные характеристики обмоток определяются путем подачи напряжения, изменяющегося по частоте, на их входы, а в нейтрали или в других обмотках регистрируются отклики — реакции на сигнал особой формы. Метод частотной характеристики считается более чувствительным, чем метод низковольтных импульсов.

Уровень частичных разрядов (ЧР) можно контролировать с помощью электрических и акустических датчиков. Основная проблема электрической записи ЧР — это помехи от сети и нагрузки. Для решения этой проблемы используются цифровые и адаптивные фильтры. Размещение датчиков в резервуаре особенно эффективно. Расположение датчиков и подключение их системы мониторинга позволяет получать двух- и трехмерные снимки.

Коэффициент трансформации трансформатора в условиях эксплуатации измеряется методом двух вольтметров и сравнивается с заводскими значениями. Отклонения не должны превышать 2 %.

Группа трансформаторных соединений характеризует угол между линейными векторами напряжения одних и тех же фаз. Несоответствие в группе может указывать на то, что отводы неправильно подключены к выводам трансформатора.

Фазировка трансформатора с сетью производится перед подачей на аппарат напряжения, в местах его установки.

Емкостный метод контроля изоляции входов заключается в измерении величины тока дисбаланса в нулевом проводе звезды, образованном соединением измерительных отводов трех трансформаторных входов. Если один из входов поврежден, то его емкость увеличивается, что увеличивает дисбаланс тока.

Диэлькометрический метод измерения влажности основан на зависимости диэлектрических характеристик материала от его влажности. Принцип основан на организации переменного электрического поля с помощью датчика диэлькометрического прибора на контролируемом участке и измерении его диэлектрических характеристик.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что важную роль при диагностике масляных трансформаторов играет системный подход к оценке состояния силовых трансформаторов, при котором оценка состояния базируется на результатах различных измерений и учете конструктивных особенностей диагностируемых объектов, что позволяет повышать достоверность полученных результатов.