Анализ методов технической диагностики силовых трансформаторов

Диагностика технического состояния электрообору-дования, в том числе и силовых трансформаторов позволяет:

• своевременно предупредить возникновение аварийных ситуаций;
• значительно снизить затраты на ремонты;
• оценить действительное состояние электрооборудования и определить запас его работоспособ-ности;
• подготовить к вводу в работу систем непрерывной диагностики и определить остаточный ресурс электрооборудования.

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.

Комплексное обследование трансформатора включает в себя:

1. Анализ характерных дефектов данного типа трансформаторов;
2. Анализ технической документации и результатов текущих эксплуатационных измерений;
3. Проведение измерений на работающем трансформаторе в режиме нагрузки и холостого хода, а также на отключенном трансформаторе;
4. Отбор проб масла из бака, вводов (маслонаполненных), контактора регулирования напряжения трансформатора (РПН) и проведение физико-химических анализов масла в лаборатории.

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 КЗ для контроля механического состояния обмоток после протекания сквозных токов короткого замыкания. 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:

1. Измерения частичных и других электрических 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 излучений возможна гальваническим и антенным методами.
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.
3. Вибрационное обследование трансформатора с целью определения относительного уровня прессовки обмоток и магнитопровода, общей прочности конструкции. При этом определяется 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.
4. Определение состояния маслонасосов системы охлаждения. Методика основана на анализе спектра колебаний поверхности бака.
5. Термографическое обследование бака трансформатора, вводов расширителя теплообменников (радиаторов), термосифонных фильтров, электрических двигателей и маслонасосов системы охлаждения, контактных соединений.

Стоит отметить что, для оценки состояния силовых трансформаторов тепловизионный контроль не получил ещё широкого распространения из-за дороговизны оборудования и неотработанности технологии получения информационных и достоверных результатов. Однако по мере оснащения энергосистем современными тепловизорами проведение этого вида испытаний становится оправданным, поскольку не требует останова и отключения оборудования, является нетрудоёмким и помогает выявлять дефекты на ранних стадиях их развития.

Принцип тепловизионного обследования силовых трансформаторов заключается в проецировании теплового дефекта в активной части на поверхность бака, не закрытую навесным оборудованием, и выявлении этого участка при анализе термограмм (рис. 1).

Однако эффективность и информативность этого вида оценки состояния оборудования оказывается особенно высокой, если тепловизионный контроль включается в комплексный процесс диагностики силовых трансформаторов, проводимой на базе экспертной системы. В этом случае от совместного использования всей доступной на текущий момент информации проявляется, так называемый, синергетический эффект от её анализа, что и позволяет получить максимальный результат с точки зрения противоречивых критериев: достоверности и стоимости испытаний. Существенным фактором, затрудняющим тепловизионный контроль силовых трансформаторов, является наличие навесного оборудования на баке, в первую очередь радиаторов, что существенно уменьшает площадь полезной поверхности, подвергаемой анализу. Кроме того, принудительная циркуляция масла размывает температурные градиенты, из-за чего затрудняется локализация дефекта. Наряду с отмеченными выше конструктивными особенностями силовых трансформаторов, затрудняющими тепловизионное обследование, в этом объекте можно также выделить факторы, которые способствуют его использованию. Здесь, в первую очередь, имеется в виду условная симметричность силовых трансформаторов. Наличие трёх практически равнонагруженных фаз позволяет проводить сопоставление нагревов одновременно по трём образующим и каждое существенное отклонение подвергать дополнительному анализу. В тех же целях целесообразно использовать и симметричность силовых трансформаторов относительно осевых линий.

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, вызванный необходимостью контроля над изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов. Хроматография, представляет собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. 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. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода. Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами. Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.
2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО2/СО, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует. При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания – метан и этилен. При этом отношение СО2/СО, как правило, меньше 5.
3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными газами с малым содержанием – метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород и ацетилен; характерными газами с любым содержанием – метан и этилен.

Четвертая группа – это измерения систем непрерывного контроля (мониторинга) изоляции вводов 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.

Список использованной литературы

1. Современные методы комплексной диагностики силовых трансформаторов 35 кВ и выше. Информационно-справочное издание Новости электротехники, 2006/№2
2. Технология тепловизионного контроля в диагностике силовых трансформаторов, А. Н. Журавлев, Г. В. Попов, Информационный портал TRANSFORMаторы, 2005/№6