СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ 35 КВ И ВЫШЕСОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОЙ ДИАГНОСТИКИ
Авторы: Долин А., Смекалов В., Першина Н., Смекалов С.
Источник: Информационно-спарвочное издание «Новости электротехники» – №2(38) 2006.
Комплексное диагностическое обследование трансформаторов позволяет объективно оценить состояние и определить дефекты во всех системах трансформатора, в том числе в активной части (обмотках и магнитопроводе), вводах, системе охлаждения, системе регулирования напряжения и др.
Дефекты трансформаторов могут быть вызваны естественными факторами: рабочими токами и токами КЗ, рабочими напряжениями и перенапряжениями, воздействиями окружающей среды, химическими реакциями, либо спровоцированы развитием других дефектов, а также человеческим фактором: ошибками при конструировании, монтаже и ремонтах трансформаторов. В течение 15 лет НПО «Техносервис–Электро» обследовало около 500 трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ, мощностью от 6,3 до 1000 МВА. Обследовались трансформаторы на всех типах электростанций: гидростанциях, тепловых, атомных – и на подстанциях во всех климатических регионах России. Продолжительность работы трансформаторов составляла от 15 до 54 лет. Почти 90% трансформаторов находились в эксплуатации 25 лет и более.
Трансформаторы были изготовлены в СССР (на территории России и Украины). Обследовались также 4 трансформатора, изготовленных в Швеции фирмами ASEA и Stromberg.
Оценка состояния трансформаторов и опасности развития дефектов проводилась на основе рос-сийских и международных норм [1 – 4], научных исследований российских и зарубежных авторов [5 – 7].
Программа обследования
Комплексное обследование трансформатора включает в себя:
• анализ характерных дефектов данного типа трансформаторов;
• анализ технической документации и результатов текущих эксплуатационных измерений;
• проведение измерений на работающем трансформаторе в режиме нагрузки и холостого хода, а также на отключенном трансформаторе;
• отбор проб масла из бака, вводов (маслонаполненных), контактора регулирования напряжения трансформатора (РПН) и проведение физико-химических анализов масла в лаборатории.
В результате работы выпускается технический отчет, заключение о состоянии трансформатора и рекомендации по дальнейшей эксплуатации и текущем диагностическом контроле, а при необходимости – по объему и методике проведения ремонтных работ. Все измерения и анализы при диагностике трансформаторов условно можно разделить на 5 групп.
Первая группа включает традиционные измерения на отключенном трансформаторе: измерения tgφ и R изоляции обмоток и вводов, сопротивления обмоток постоянному току, потерь холостого хода и сопротивления (напряжения) КЗ.
Все эти измерения, как правило, регулярно выполняются эксплуатационным персоналом. Вторая группа измерений проводится на трансформаторах при рабочем напряжении в режиме наибольших нагрузок и (или) холостого хода. Здесь можно выделить следующие работы:
• измерения частичных (ЧР) и других электрических разрядов, выполняемые, как правило, с помощью индуктивных датчиков (рис. 1, 2);
• акустическое обследование бака трансформатора с целью определения источников электрических разрядов. Для этого используются два типа приборов: 1) система записи акустических сигналов с помощью пъезодатчиков, осциллографа и компьютера; 2) локация акустических сигналов с помощью преобразователя Ultraprob-2000, позволяющая оперативно определять звуковую частоту источников механического характера, искровых или дуговых разрядов, ЧР;
• вибрационное обследование трансформатора с целью определения относительного уровня прессовки обмоток и магнитопровода, общей прочности конструкции;
• определение состояния маслонасосов системы охлаждения. Методика основана на анализе спектра колебаний поверхности бака [6];
• термографическое обследование бака трансформатора, вводов расширителя теплообменников (радиаторов), термосифонных фильтров, электрических двигателей и маслонасосов системы охлаждения, контактных соединений.
Третья группа – это физико-химические анализы масла из бака, маслонаполненных вводов, контактора РПН. Среди них – большая группа традиционных измерений, широко применяемых в эксплуатации (измерение пробивного напряжения, кислотного числа и т.д.).
Кроме этого, проводится газовый хроматографический анализ 11 характерных газов, методом жидкостной хроматографии определяется деструкция твердой изоляции обмоток трансформатора, методом инфракрасной спектроскопии – различные шламы и осадки, растворенные в масле трансформатора. С помощью автоматических счетчиков частиц и лаборатории мембранной фильтрации возможен анализ фракционного состава механических примесей в масле. Измерения диэлектрических потерь масла высоковольтных вводов и изменение их от температуры дают информацию о наличии полярных продуктов в масле.
Четвертая группа – это измерения систем непрерывного контроля (мониторинга) изоляции вводов [5] и ежедневные измерения основных показателей работы трансформатора. Пятая группа анализов проводится для трансформаторов, у которых по результатам первых четырех групп измерений планируется проведение капитального ремонта. К этой группе относится определение степени полимеризации бумажной изоляции, прямые измерения ее влагосодержания и прочности.
Рисунок 1 – Структурная схема измерения ЧР и других электрических разрядов
1, 2, 3 – датчики ввода, нейтрали, шинки заземления;
4 – шина ВН;
5 – шина заземления нейтрали;
6 – обмотка НН;
7 – обмотка ВН;
8 – объект контроля (трансформатор);
9 – измерительное устройство;
С1 – емкость основной изоляции;
C3 (C2) – емкость последних слоев изоляции (конденсатора ПИН);
А – линейный вывод обмотки ВН;
Х – вывод нейтрали;
а и х – выводы обмотки НН.
Рисунок 2 – Пример результатов измерения ЧР
Рисунок 3 – Относительный уровень прессовки обмоток (справа) и магнитопровода (слева) трансформатора ТДЦ 200000/220
При анализе полученной диагностической информации приходится учитывать следующее:
1. Вероятность развития нескольких дефектов (особенно у трансформаторов с длительным сроком службы), проявление которых по некоторым диагностическим показателям может быть близким (одинаковым).
2. Вероятность приборной или методической ошибки измерений.
3. Наличие «скрытых» дефектов, которые не удалось выявить в процессе прямых измерений или проявления которых возможны только в определенных режимах (например, при КЗ).
4. Дефекты, которые могут самоликвидироваться, однако их проявление может быть зафиксировано, например, в результате физико-химических анализов масла.
Широкий спектр диагностических методов позволяет преодолеть указанные трудности и дать достаточно объективную информацию о состоянии всех систем трансформатора даже при отсутствии непрерывного мониторинга.
Основные результаты
Эффективность результатов обследования подтверждена обнаруженными при ремонте 14 трансформаторов дефектами, а также продолжительной успешной работой других трансформаторов.
В качестве примера в табл. 1 приводятся основные параметры и результаты измерений двух трансформаторов, у которых проводилось обследование и ремонт. Полужирным шрифтом в табл. 1 выделены параметры, превышающие нормируемые значения[1, 2] и характеризующие развитие дефектов.
Таблица 1 – Основные параметры и результаты измерений трансформаторов
В результате анализа полученных данных, у трансформатора АТДЦТГУ – 120000/220/110 были установлены следующие дефекты, которые подтвердились при ремонте:
• старение и деструкция твердой изоляции. Степень полимеризации образцов бумаги из наиболее нагретой зоны составила 540 ед;
• зашламление изоляции продуктами старения масла;
• глубокое термоокислительное старение масла, требующее замены масла;
• имеется источник электрических разрядов в зоне фазы С. Обнаружен тонкий заусенец, торчащий из нижнего ярма магнитопровода, и следы разрядов в этом месте на дне бака;
• источник акустической активности в зоне фазы А неэлектрической природы. Цилиндр ввода 220 кВ фазы А имел продольную механическую трещину и сколы.
Опыт обследования показывает, что отдельно взятые диагностические параметры не выходят за границы предельно-допустимых значений [3], не позволяют проводить браковку оборудования и рекомендовать проведение ремонта. Однако анализ совокупности диагностических факторов может дать объективную картину состояния оборудования и своевременно выявить развивающиеся дефекты. Так, у трансформатора ТДЦ – 200000/220 было выявлено следующее:
• состояние бумажной и масляной изоляции хорошее;
• обмотка фазы С, а также фазы В имеют относительно низкий уровень прессовки;
• обнаружено снижение прессовки магнитопровода, которое наиболее вероятно в стержне фазы А, а также в верхнем ярме магнитопровода между фазами А и В;
• наличие дефекта электрического характера в нижней части бака со стороны торца фазы С, вызывающего протекание токов короткозамкнутого контура от потоков рассеяния.
Снижение прессовки обмоток и магнитопровода прогнозировалось на основании результатов вибрационного обследования (рис. 3). Цифры на рис. 3 указывают относительное значение прессовки, наибольшая величина которой равна 1. Чем меньше это значение, тем ниже уровень прессовки. Состояние прессовки обмоток и магнитопровода считается неудовлетворительным при коэффициентах, близких к 0,7.
Вскрытие трансформатора полностью подтвердило результаты диагностического обследования. Загрязнение активной части весьма незначительное. В нижней части бака обнаружены три недемонтированных транспортных болта. В месте касания болтами опорных пластин магнитопровода выявлено сильное обугливание.
В ряде случаев удается очень точно установить причину и место дефекта. Например, трансформатор типа ТДЦГ – 360000/220 несколько лет находился в резерве. Через год после ввода в работу в масле из бака трансформатора обнаружена повышенная концентрация Н2, СН4, СО, С2Н4, С2Н6 и С2Н2. Скорость роста этих газов за последние полгода до обследования была высокой (табл. 2).
Таблица 2 – Концентрации и скорость нарастания концентрации растворенных газов в масле трансформатора ТДЦГ – 360000/220
Измерения выявили источники искровых или дуговых разрядов в магнитной системе с кажущимся разрядом 15 – 22 нКл. При акустическом обследовании обнаружены четыре источника с частотой 35 – 45 кГц в верхнем и нижнем ярме магнитопровода.
Вблизи двух источников на поверхности бака обнаружены зоны повышенного нагрева (рис. 4). При вскрытии активной части трансформатора точно в зонах акустической активности обнаружена потеря изоляции четырех стяжных шпилек магнитопровода.
Рисунок 4 – Термограмма верхней части поверхности бака в зоне дефекта
Выводы
1. Комплексное диагностическое обследование позволяет получить объективную характеристику состояния трансформатора.
2. Обследование более 200 трансформаторов со сроком службы более 25 лет показало, что:
• немедленного вывода из работы требуют менее 2% трансформаторов;
• примерно 23% – требуют срочного капитального ремонта активной части;
• около 35% трансформаторов потребовали проведения незначительных ремонтных работ (в том числе замены вводов) и/или учащенного контроля некоторых диагностических параметров (например, хроматографического анализа газов в масле и т.п.).
3. Высокая достоверность результатов комплексных диагностических обследований, а также своевременно выполненные технические мероприятия обеспечили безаварийную надежную работу всех диагностируемых трансформаторов, в том числе со сроком службы более 50 лет.
ЛИТЕРАТУРА
1. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300.97.– 6-е изд. – М.: ЭНАС, 1998.
2. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. РД 34.46.302 – 89. – М.: Союзтехэнерго, 1989.
3. Методические указания по диагностике состояния изоляции высоковольтных вводов 110 – 750 кВ. – М.: Мосизолятор, 1994.
4. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел. РД 34.43.105 – 89. – М.: Союзтехэнерго, 1990.
5. Сви П.М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. – М.: Энергоиздат, 1992.
6. Русов В.А. Вибродиагностика электрических аппаратов. – М.: Энергоиздат, 1997.
7. Долин А.П., Першина Н.Ф., Смекалов В.В. Опыт проведения комплексных обследований силовых трансформаторов // Электрические станции. – 2000. – № 6.