Авторы: Федорова Т. А., Рыбаков Л. М.
Источник: Журнал Электрооборудование: эксплуатация и ремонт
, 2009/№8
Для надежного выявления дефектов в силовых трансформаторах необходим контроль многих параметров протекающих в трансформаторе процессов. Для этой цели, помимо существующей аппаратуры и приборов, необходима дополнительная система диагностирования, позволяющая выявлять дефекты на ранней стадии их возникновения. Для разработки требований к такой системе сначала должен быть определен весь комплекс наиболее характерных процессов, параметры которых могут служить признаками дефектов. В связи с этим возникает задача – выяснения значимости дефектов узлов трансформаторов с точки зрения вызываемого этими дефектами ущерба. Разработка, изготовление и внедрение новой системы технического диагностирования занимает 6 – 10 лет, поэтому желательно иметь долгосрочный прогноз значимости дефектов с учетом развития трансформаторостроения, улучшения конструкций и технологий изготовления трансформаторов, а также качества используемых материалов и повышения культуры уровня эксплуатации.
Одним из способов такого прогнозирования может быть метод экспертных оценок, степень надежности которого можно определить, сравнивая оценки значимости дефектов в настоящее время экспертами и оценки значимости дефектов по объективным показателям. В качестве таких объективных показателей могут быть выбраны расчетная стоимость ремонта (с учетом затрат на запасные части, вспомогательные материалы) и расчетная передача электрической энергии. Силовые трансформаторы содержат в себе определенные дефекты изготовления. Начальные дефекты технологического происхождения под влиянием эксплуатационных воздействий получают дальнейшее развитие. Определенную роль играют естественные процессы ее старения под воздействием эксплуатационных факторов. Перегрузки силовых трансформаторов, повышение температуры окружающей среды, пусковые режимы мощных электродвигателей, короткие замыкания в сетях, питаемых силовыми трансформаторами, приводят к перегреву изоляции, в результате чего ускоряется ее тепловой износ.
Оценка значимости дефектов проводилась на основе технического анализа эксплуатационной информации об отказах. В качестве исходной информации взяты сведения об отказах, произошедших 1998 – 2008 гг. При этом отказы из-за ошибок эксплуатационного персонала, неправильной работы защитных и автоматических устройств, повреждения при нерасчетных, аномальных режимах не анализировались. Большинство трансформаторов к моменту отказа находились в эксплуатации от 10 до 25 лет. Мощности силовых трансформаторов составляли 2,5 – 16 МВА.
Изучение эксплуатационной документации показало, что можно рассматривать следующий перечень типичных отказов и причин дефектов трансформаторов:
Выполнено ранжирование дефектов в по рядке убывания значений показателей ущерба с учетом его доверительных интервалов. Наиболее значимым с точки зрения вероятного ущерба был признан дефект 5, второй ранг – дефекты 1 и 2, третий ранг – дефекты 3 и 4, четвертый ранг – дефект 6. Приведенные ранги дефектов трансформаторов позволяют определить значимость характерных диагностических признаков и, следовательно, рекомендуемую очередность разработки устройств для их обнаружения. Для каждого из рассмотренных дефектов отобраны наиболее характерные признаки. С учетом тенденции увеличения межремонтных периодов, а следовательно, и сложности проведения визуальных обследований предпочтение оказывается признакам, обнаруживаемым в процессе эксплуатации элементов и узлов трансформатора.
Результаты ранжирования признаков позволили установить очередность разработки устройств контроля состояния вводов, второй ранг получили устройства контроля состояния обмоток ВН и НН, третий – устройства состояния прессовки обмоток и магнитопровода. К четвертому рангу можно отнести контроль контактных соединений РПН, а пятому – тепловой контроль активной части силового трансформатора. Шестой ранг – устройство контроля вибрации и шумов активной части трансформатора.
Некоторые аспекты создания и совершенствования методов и средств обнаружения дефектов
Как следует из [1], для повышения эффективности диагностирования состояния трансформаторов необходимы разработки новых и совершенствование существующих метод и средств обнаружения признаков дефектов. В настоящее время важнейшими из таких признаков являются местные нагревы, частичные разряды в изоляции вводов и обмоток, вибрации в магнитопроводе, ультразвуковые сигналы при пробое изоляции и при частичных разрядах.
Контроль перегрева
Основными показателями теплового со стояния трансформатора являются температура верхних слоев масла в баке трансформатора, температура обмоток, магнитопровода, а также температура окружающей среды. Для контроля температуры в трансформаторе используются термосигнализатор, датчик которого устанавливается в верхней части бака трансформатора и контролирует только температуру верхних слоев масла. При этом тепловое состояние обмоток и магнитопровода не контролируется. Применяемые в настоящее время методы контроля температуры обмоток и магнитопровода трансформаторов для целей автоматизированной диагностики недостаточны ни по используемой методике, ни по объему. Для диагностирования теплового состояния трансформатора на базе традиционных методов контроля требуется повышение их информативности, т. е. необходимо устанавливать датчики в различных зонах бака трансформатора и внутри бака на катушках и на магнитопроводе, что трудновыполнимо. Однако достоверное обнаружение всех возможных мест перегрева обмоток и магнитопровода не обеспечивается и в этом случае, а также не могут быть обнаружены перегревы контактов переключающих устройств РПН, нижних частей ввода в баке трансформатора и некоторых других узлов трансформатора.
Контроль частичных разрядов
Одним из возможных направлений контроля частичных разрядов в процессе работы силового трансформатора является их регистрация с использованием специальных датчиков регистрации электромагнитных импульсов, установленных на фазных вводах и на выводе нейтрали трансформатора. Регистрация частичных разрядов и вызванных ими сигналов высокочастотных из лучений возможна гальваническим и антенным методами. В [2] рассматривается метод измерения ультразвуковых волн давления, которые распространяются в баке трансформатора при возникновении разрядов. Указанный метод отличается высокой чувствительностью, но воспринимает звуки механического происхождения, возникающие вне трансформатора.
Для регистрации акустических сигналов применяются микрофоны, которые устанавливаются на поверхности бака трансформатора. При возникновении частичных разрядов датчики, установленные на заземлении нейтрали или на баке трансформатора, реагируют на импульс разряда, генерируемый ЧР, и запускают автоматическое устройство. Электрические импульсы, генерируемые ЧР, также фиксируются датчиками, и после пре образования световых волн светодиодом по лученные сигналы по оптическому кабелю передаются на автоматическое устройство, расположенное на щите управления, где сигналы обрабатываются, запоминаются и по запросу выдаются персоналу подстанции.
В работе [3] приведен способ определения места возникновения ЧР и электрических повреждений в силовых трансформа торах автоматическим ультразвуковым методом. При пробое изоляции или ЧР в трансформаторе от источника разряда начинают распространяться волны давления, которые можно обнаружить на ультразвуковых частотах. Достижение волнами давления поверхности бака трансформатора может быть обнаружено с помощью пьезоэлектрических датчиков, а источник разряда – по регистрации времени распространения волн и расположения датчиков. Техническое средство диагностирования содержит 4–канальный измеритель ЧР, выход которого соединен с микро-ЭВМ, акустические датчики соединены с выходом измерителя через предусилители. Показания выдаются в цифровой форме. Средства измерения могут запускаться от изменения напряжения, вызванного раз рядом, или от акустических сигналов.
Контроль влажности изоляции
В процессе эксплуатации силовых трансформаторов изоляционная система (бумага масло) подвергается увлажнению. Основной задачей при диагностировании изоляционной системы является установление предельных величин увлажнения как масла, так и твердой изоляции. Для достижения этих целей используют следующие методы контроля.
Оценка влажности твердой изоляции
Абсолютным методом оценки влажности твердой изоляции является количественное определение содержания воды в бумаге и картоне. В силовых трансформаторах для этой цели в верхней части обмоток на заводе закладываются специальные образцы электрокартона различной толщины. Это позволяет исключить разгерметизацию трансформатора, которая сама по себе представляет сложный процесс, так как требуется частичный в масла из бака и вскрытие люков. Наиболее точный метод оценки влажности твердой изоляции является и наиболее трудоемким. Более доступны методы косвенной оценки влажности бумажной изоляции. Распространенным методом косвенной оценки является расчет влагосодержания бумаги по влагосодержанию масла.