Методы диагностики силовых трансформаторов
В число основных методов диагностики силовых трансформаторов под рабочим напряжением входят:
— физико-химический анализ масла;
— тепловизионное обследование узлов и элементов конструкций трансформатора;
— измерение частичных разрядов;
— контроль влажности и температуры в трансформаторе;
Порядок выполнения работ следующий:
— отбор масла из бака трансформатора;
— тепловизионное обследование узлов трансформатора;
— измерение частичных разрядов в нулевом проводе трансформатора;
— измерение частичных разрядов акустическим методом;
— измерение вибрационных характеристик;
— анализ результатов измерений и экспертиза технического состояния;
-оформление технического отчета.
13.2.1 Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев.
Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н2, ацетилен С2Н2, этан С2Н6, метан СН4, этилен С2Н4, окись СО и двуокись СО2 углерода.
Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен — перегрев активных элементов; этан — термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен — высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода — перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.
С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.
1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода.
2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции.
3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые разряды.
13.2.2 Тепловизионное обследование
Тепловизионное диагностирование силовых трансформаторов и автотрансформаторов является довольно сложной процедурой, так как при образовании локальных дефектов в трансформаторах они «заглушаются» естественными тепловыми потоками от магнитопровода и обмоток. К тому же функционирование охлаждающих устройств, которое способствует ускоренной циркуляции масла, сглаживает распределение температур в месте дефекта. При анализе результатов компьютерной диагностики необходимо учитывать конструктивные особенности трансформаторов, тип используемой системы охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и множество других факторов. Кроме того, на погрешность измерения влияют массивные металлические части трансформаторов, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счёт добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеяния [27].
С помощью тепловизионной техники в силовых трансформаторах можно выявить следующие дефекты:
— витковое замыкание в обмотках интегрированных трансформаторов тока;
— неисправности контактной системы регулирования под напряжением (РПН);
— возникновение магнитных полей рассеяния в трансформаторе за счёт нарушения изоляции отдельных компонентов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);
— дефекты в системе охлаждения трансформатора (маслонасосы, фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка её эффективности;
— изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчётов, разбухания или смещения изоляции обмоток (характерно для трансформаторов с большим сроком эксплуатации);
— нагревы внутренних контактных соединений обмоток низкого напряжения (НИ) с выводами трансформатора;
— обрывы шинок заземления;
— нагревы на аппаратных зажимах высоковольтных вводов;
— неисправность обогрева приводов РПН и т.п.
Тепловизор или его сканер должны устанавливаться на штативе, по возможности как можно ближе к трансформатору, на оси средней фазы, при использовании объектива 7-12°. К тому же тепловизор должен обеспечивать как аудио-, так и видеозапись.
После настройки постоянного температурного режима записи тепловизора ведётся покадровая регистрация термоизображений, начиная с верхней част крайней фазы (например, «А») по направлению к фазе «С», с наложением кадров друг на друга около 10 % размера.
Достигнув поверхности бака фазы «С», объектив сканера опускается ниже, и далее покадровая съёмка продолжается в противоположном направлении, и гаким образом процесс съёмки ведётся, пока не будет записана вся поверхность, включая расположенные под его днищем маслонасосы, маслопроводы и другие узлы. Термографической сьёмке подвергается вся доступная для этого поверхность бака по периметру (Рисунок 13.3) [28].
Рисунок 14.3 – Методика термографической съемки.
Тепловизор (2) во всех точках съёмки должен находится на одинаковом расстоянии от трансформатора (1). Необходимо обеспечить как минимум 4 точки съемки, максимальное же значение количества точек съемки зависит от типа системы охлаждения и его расположения. Например, при использовании выносной системы охлаждения (3), количество точек съёмки увеличивается до 6.
Далее осуществляется склеивание результатов съёмки в единый развернутый «тепловой» план. Участки плана с повышенными температурами нагрева сопоставляются с технической документацией на трансформатор, которая характеризует конструктивное расположение отводов обмоток, катушек, зон циркуляции масла, магнитопровода и его элементов и т.п. При этом фиксируется работа систем охлаждения, оценивается зона циркуляции масла, создаваемая каждой из них. Следует обращать внимание на образование аномальных тепловых зон на поверхности бака трансформатора из-за смещения потоков масла. На рисунках 13.4 и 13.5 изображены примеры тепловизионной съемки трансформатора тока.
Рис.14.4 — Тепловизионное обследование: одна вторичная обмотка не была заземлена.
Рис. 14.5 — Тепловизионное обследование после устранения неисправности: норма.
Вибрация – механические колебания контролируемой точки агрегата относительно среднего, нейтрального положения. Вибрация – один из наиболее информативных и обобщенных параметров, который может быть применен для «безразборной» оценки текущего технического состояния оборудования, для диагностики причин повышенной вибрации.
По мере развития неисправностей в машине происходит изменение динамических процессов, происходят качественные и количественные изменения сил, воздействующих на детали машин. В результате изменяется как сам уровень механических колебаний, так и их форма. С физической точки зрения вибрация на поверхности бака мощного трансформатора качественно и количественно хорошо коррелируется с состоянием прессовки обмотки и магнитопровода. Изменение степени прессовки в процессе эксплуатации приводит к изменению общей вибрационной картины, усилению вибрации, изменению ее частоты, появлению модулированных колебаний. С данными изменениями довольно часто сталкиваются работники эксплуатационных служб, которые выполняют осмотры работающих трансформаторов.
На практике достаточно часто техническое состояние активной части трансформатора контролируется следующими вибрационными характеристиками: виброускорение, виброскорость и виброперемещение. Для количественного описания вибросигналов наиболее широко используются виброперемещение и виброскорость.
Для измерения вибрации используется переносной виброанализатор в режиме измерения виброускорений, виброскоростей или среднеквадратичных значений виброперемещений.
При обследовании датчик последовательно устанавливается в каждом секторе, и снимаются показания прибора. Результаты вибрационного обследования сводятся в таблицу.
По значениям в таблице строится эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака (Рисунок 14.6).
На Рисунке 14.6 в качестве примера приведены результаты вибрационного обследования силового трансформатора.
Рисунок 14.6 – Эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака.
Для трансформаторов не существует нормируемых значений по вибрации. Однако существует опыт накопленный некоторыми организациями который можно использовать при выдаче результатов вибрационного обследования. Так по опыту НИЦ «ЗТЗ-Сервис» нормально работающий трансформатор характеризуется следующими значениями вибрационных параметров:
ускорение – ниже 10 м/с2;
виброскорость – ниже 10 мм/с;
виброперемещение – 100 мкм.
Данные ряда организаций показывают, что уровень виброскорости ниже 6…10 мм/с может быть использован как некий барометр отсутствия ослабления прессовки обмоток и магнитопровода.
Регулярное проведение диагностирования силовых трансформаторов позволяет обнаружить на раннем этапе возникновение неполадок, более эффективно планировать проведение ремонтных работ и, как следствие, увеличить срок службы дорогостоящих силовых трансформаторов. Наибольшая эффективность диагностирования будет достигаться в случае комбинирования рассмотренных методов диагностики.
Недостатком диагностики является в основном отсутствие утвержденных общероссийских нормативных документов. Сама по себе диагностика является новым для России научно-техническим направлением и потому находится в стадии развития. Несомненно, как инновационное направление диагностика — это будущее контроля технического состояния объектов электроэнергетики.
Источник
ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Повреждения или отклонения от нормального режима работы, возникающие в силовых трансформаторах, могут быть вызваны недоработкой конструкции, скрытыми дефектами, нарушениями правил перевозки, технологии мотажа, эксплуатации, некачественным ремонтом или увлажнением масла. Своевременное выявление возникающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.
Найболее характерными повреждениями трансформаторов являются следующие: повреждение обмоток и изоляции, активной стали, фарфоровой и внутренней изоляции вводов, контактов устройства для регулирования напряжения, вспомогательных узлов и устройств.
Диагностика состояния трансформатора носит комплексный характер, она осуществляется на стадии изготовления трансформатора, перед вводом его в работу и в процессе эксплуатации. После окончания монтажа перед вводом в работу проводятся испытания в объеме, предусмотренном ПУЭ. В частности, производятся: определение условий включения трансформатора, измерение характеристик изоляции и сопротивления обмоток постоянному току, проверка работы переключающего устройства т снятие круговой диаграммы, испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением, проверка состояния силикагеля, фазировка трансформатора, испытание трансформаторного масла, испытание включением толчком на номинальное напряжение.
Все работы по диагностике трансформаторов в процессе его эксплуатации делятся на четыре группы:
• не требующие прикосновения к работающему трансформатору;
• не требующие отключения, но связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам;
• выполняемые на отключенном трансформаторе;
• выполняемые на трансформаторе, выведенном в ремонт.
К первой группе работ относятся периодические внешние осмотры с контролем за показаниями сигнальных устройств и средств контроля и измерения. При периодических осмотрах проверяется следующее:
• состояние внешней изоляции, т.е. изоляторов вводов: нет ли на них трещин или сколов фарфора, какова степень загрязнения поверхности, не наблюдается ли коронирование;
• исправность измерительных приборов, термометров, маслоуказателей, мембраны выхлопной трубы, газового реле. Окошко последнего должно быть заполнено маслом;
• наличие или отсутствие подтекания масла;
• состояния доступных для наблюдения контактных соединений. Их повышенный нагрев может быть выявлен с использованием термоиндикаторов или по внешнему виду контакта и шины: появление цветов побежалости, потемнение, выгорание краски, «струящийся» воздух над контактом. Очень сильный нагрев может вызвать свечение контакта, особенно в темное время суток.
Эффективный контроль нагрева осуществляется с помощью тепловизора (микропроцессорный прибор с дисплеем, осуществляющий измерение температуры на расстоянии, без непосредственного контакта с контролируемым объектом).
Одновременно осматриваются все контрольные средства, по показаниям которых можно судить о появлении какой-то неисправности или об опасности ее возникновения.
Температура верхних слоев масла контралируется термометром. Если эта температура превышает допустимую, в первую очередь следует обратить внимание на исправность системыохлаждения. Если неисправностей в ней не обнаружено, то повышение температуры, скорее всего, обусловлено возникновением внутренних повреждений в трансформаторе: витковым замыканием в обмотке, ухудшением состояния контактных соединений, ухудшением циркуляции масла в следствие уменьшения сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции или наличия постороннего предмета.
Снижение уровня масла ниже допустимого может быть обусловлено наличием протечек в баке или радиаторах, ухудшением системы дыхания масла через расширитель или недостаточным количеством залитого масла. Работа трансформатора со сниженным уровнем масла не допускается, это может привести к ускоренному старению масла, срабатыванию газового реле и отключению трансформатора, ухудшению работы системы охлаждения. Если уровень снизится настолько, что изоляция обмоток окажется частично в воздухе, может произойти перекрытие по воздуху с замыканием между обмотками, что является серьезной аварией.
При осмотрах могут быть выявлены и другие нарушения нормальной работы трансформатора, например, такие, как усиленный гул, чаще всего обусловленный повышенной вибрацией трансформатора или его элементов, нарушение наружных контактных соединений, сопровождаемое характерным потрескиванием, нарушение крепления ошиновки, деформация каких-либо элементов, повреждения дренажной системы и т.д.
Персонал, заметивший при осмотре какое-либо нарушение в работе трансформатора, должен информировать об этом соответсвующую службу предприятия и принять необходимые меры для устранения неисправности, если это возможно без отключения трансформатора. При обнаружении внутреннего повреждения трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала.
Ко второй группу мероприятий по диагностике состояния трансформаторов относится отбор проб масла для проверки его электрических свойств, химического или хромографического анализа растворенных в масле газов. Сюда же относитсяизмерение вибрации бака или других частей трансформатора, контроль частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и др.
Значительная часть повреждений трансформаторов вообще никак не проявляется при внешнем осмотре, особенно если это начинающиеся внутренние повреждения.
Значительная их часть может быть определена проверкой состояния масла. Такие внутренние повреждения, как местные перегревы, частичные разряды, незначительное искрение в контактах и др. в большей или меньшей степени влияют на свойства трансформаторного масла. Кроме того, изменение свойств масла происходит при его увлажнении, загрязнении, попадании в него воздуха или другого газа, при естественном старении как самого масла, так и твердой изоляции.
Отбор проб масла должен производиться аккуратно, чтобы не допустить увлажнения, загрязнения масла и возникновение помех. В противном случае результаты испытания или анализа масла будут недостоверными. Для отбора пробы масла необходимо очистить от грязи и пыли сливную пробку или кран, слить в постороннюю емкость некоторое количество масла и набрать требуемую пробу. Емкость для пробы должна быть вместимостью не менее 0,5 л, с притертой пробкой и предварительно дважды промытой маслом, предназначенным для испытаний. Необходимо учитывать, что резкий перепад температуры может вызвать конденсацию влаги внутри емкости, поэтому открывать последнюю следует после того, как она приняла температуру окружающей среды.
В настоящее время широкое распространение получил хромотографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора, причем, в последние годы особое внимание обращают на фурановые соединения. Разработаны специальные методики, позволяющие по наличию определенных наборов газов с их концентрациями выявлять различные повреждения трансформатора, включая повреждения бумажной изоляции, наличие электрической дуги, замыкание в корпус и др.
Третья группа мероприятий по диагностике состояния трансформатора, выполняемых на отключенном трансформаторе, включает в себя испытания и определение состояния изоляции обмоток, магнитопроводов, высоковольтных вводов, переключающих устройств и вспомогательного оборудования. Сюда относятся все виды профилактических испытаний, ревизии и т.п.
Четвертая группа мероприятий,проводимых на выведенном в ремонт трансформатора, подразумевает более полный анализ состояния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремонтных работ. Однако окончательное решение о необходимости вывода трансформатора в ремонт принимается на основании результатов диагностических мероприятий первых трех групп.
Самыми ненадежными элементами трансформаторов являются маслонаполненные вводы и устройства переключения коэффицента трансформации под нагрузкой (РПН). Специалистами признано, что силовые трансформаторы центров питания целесообразно оснощать ситемами контроля состояния под рабочим напряжением. Такие системы разработаны и предлагаются к использованию зарубежными и отечественными фирмами. При этом могут контролироваться отработанный ресурс изоляции, состав и концентрация определенных газов, растворенных в масле, осуществляться управление работой системы охлаждения трансформатора, контролироваться уровень частичных разрядов во вводах и внутри бака трансформатора, уровень акустических разрядов, состояние РПН и др. Однако внедрение указанных систем затруднено их высокой стоимостью (до 10 млн. рублей на автотрансформатор 500/220 кВ).
Все большее распространение получают системы переодического и автоматизированного контроля состояния изоляции маслонаполненных вводов под рабочим напряжением ( что рекомендованно Руководящими документами). Контролируется либо модуль комплексной проводимости изоляции ϒ, либо tgδ изоляции вводов, либо уровень частичных разрядов.
Источник
