Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»

Институт дистанционного образования

Отчет по учебно-исследовательской работе студента

Диагностика мощных трансформаторов. Виды дефектов и современные методы их определения

по дисциплине:

УЧЕБНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ

Исполнитель: студент группы Д-5А11/25

Толибзода Камариддин Джалолиддини

Руководитель: преподаватель

Космынина Нина Михайловна

Томск 2013

Оглавление

Ведение

1. Диагностика мощных трансформаторов

1.1 Диагностические характеристики трансформаторов

1.2 Диагностика трансформаторного оборудования под рабочим напряжением

2. Дефекты мощных трансформаторов

2.1 Основные опасные воздействия на трансформатор

2.2 Виды дефектов мощных силовых трансформаторов

3. Современные методы определения дефектов мощных трансформаторов

3.1 Диагностика механического состояния обмоток методом частотного анализа (МЧА)

3.2 Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости tg дельта

3.3 TIM-9 - система диагностического мониторинга мощных силовых. трансформаторов и автотрансформаторов

Заключение

Список использованных источников

Ведение

трансформатор обмотка изоляция

Развитие промышленности в России в последние годы обуславливает увеличение потребления электрической энергии и, как следствие, рост нагрузки на электроэнергетическое оборудование. В то же время большое количество мощных силовых трансформаторов, которые являются важным и дорогостоящим оборудованием электроэнергетики, эксплуатируются с превышением назначенного ресурса (расчетного срока службы). Действительно, еще в начале 2000-х годов парк силовых трансформаторов в России на 50 % - 60 % состоял из такого оборудования. И, несмотря на постоянное увеличение средств, выделяемых на обновление парка энергетического оборудования, на сегодняшний день существенно изменить эту ситуацию не удалось . С другой стороны, многие специалисты отмечают, что менять трансформатор по истечении его назначенного ресурса (25 -- 30 лет) зачастую оказывается нецелесообразно . Дело в том, что, если, условия работы оборудования на протяжении срока эксплуатации соответствовали расчетным, а нагрузки не превышали номинальных значений, велика вероятность того, что состояние его твердой изоляции (основной параметр, определяющий реальный срок службы трансформатора) после завершения назначенного ресурса останется удовлетворительным.

Вместе с тем для обеспечения требуемого уровня надежности работы энергосистемы, при дальнейшей эксплуатации оборудования, исчерпавшего назначенный ресурс, особое внимание должно быть уделено контролю его технического состояния. Таким образом, на современном этапе развития энергетики повышается актуальность вопросов диагностики силовых трансформаторов высших классов напряжения.

Необходимо отметить, что за прошедшие годы была проделана большая работа по созданию методов диагностики трансформаторного оборудования, позволяющих при комплексном их применении адекватно оценить состояние обследуемого объекта с надежностью, достигающей 98% . Однако, несмотря на это, количество трансформаторов, "доживающих" до отказов по причине термохимического старения твердой изоляции (естественный износовый отказ), составляет по разным источникам от 7 % до 20 % . То есть причиной отказа от 80 % до 93 % трансформаторов являются различные своевременно не выявленные дефекты. Данная ситуация обусловлена низкой эффективностью традиционной схемы диагностики.

Традиционная схема (проведение плановых комплексных обследований) разрабатывалась для условий плановой экономики СССР, принципы которой исключали возможность эксплуатации большого количества оборудования сверх расчетного периода. Соответственно, период комплексных обследований выбирался с учетом вероятностей появления и скоростей развития дефектов в трансформаторах с наработкой до 25 лет и не учитывает особенности развития дефектов в состаренном оборудовании. Вследствие этого в современных условиях участились случаи, когда за период между обследованиями дефект успевает зародиться, развиться и вызвать аварийный отказ трансформатора. При этом простое сокращение интервала проведения обследований приводит к неприемлемому увеличению затрат на диагностику, что говорит о необходимости разработки схемы диагностики, эффективной в современных условиях.

Объектом исследования в данной работе является схема диагностики силовых трансформаторов высших классов напряжения. Предметом исследования - методы диагностики силовых трансформаторов высших классов напряжения.

Современные условия заставляют отказаться от плановых единовременных измерений всех контрольных параметров (физико-химических величин, определяющих процессы, развивающиеся в оборудовании) с тем, чтобы обеспечить учащенный контроль наиболее опасных дефектов без дополнительных затрат на контроль развития дефектов, появление которых маловероятно. Появляются попытки дифференцировать интервалы измерений параметров с учетом их информативности и опасности соответствующих выявляемых дефектов: специалисты эксплуатационных служб энергетических предприятий выбирают параметры для учащенного контроля, основываясь зачастую прежде всего лишь на собственном опыте и интуиции.

Основными задачами диагностики трансформаторного оборудования являются выявление дефектов и повреждений, оценка функциональной исправности оборудования, определение возможности продления срока эксплуатации без проведения ремонтных работ, определение объема ремонта при его необходимости, оценка остаточного срока службы, а также выработка рекомендаций по продлению срока службы. Кроме того, применение диагностических методов дает возможность оценить состояние целых трансформаторных парков, позволяя тем самым производить ранжирование трансформаторов по состоянию, что, в свою очередь, позволяет снижать затраты на эксплуатацию и ремонт.

В настоящей работе дается краткий обзор 3 новых методов диагностики и их применение для оценки состояния трансформаторов.

1. Диагностика мощных трансформаторов

Задачами диагностики трансформаторного оборудования являются: выявление дефектов и повреждений, оценка функциональной исправности оборудования, определение возможности продолжения эксплуатации без ремонта, определение объема ремонта в случае его необходимости, оценка остаточного срока службы и мер по продлению срока службы.

Cистема двухступенчатых профилактических испытаний (обслуживание по состоянию)

Данная концепция испытаний является логическим развитием традиционной системы на базе применения наиболее эффективных методов, а также внедрения новых методов диагностики.

На первом этапе -- «индикация состояния» -- главной задачей является выявление оборудования, которое работает нормально, с помощью методов, обоснованных опытом эксплуатации и не требующих отключения оборудования. Основу таких испытаний составляют анализы проб масла (измерение содержания продуктов деградации материалов, влаги, примесей, продуктов старения масла). Такие испытания выполняются периодически, обычно не реже одного раза в год.

На втором этапе -- «диагностика состояния» -- выполняются специальные испытания и проверки, позволяющие определить причину обнаруженной аномалии, локализовать ее и ответить на вопрос, можно ли продолжать и на каких условиях дальнейшую эксплуатацию.

Концепция функциональной диагностики

Данная методология разработана рабочей группой СИГРЭ, прежде всего, для оценки состояния оборудования после длительной эксплуатации, и основана на следующих положениях:

1. Трансформатор представляется в виде ряда функциональных (под)систем, состояние которых обеспечивает выполнение главных функций: передачу электромагнитной энергии, сохранение электрической прочности изоляции, механической прочности обмоток и целостности токоведущей системы.

2. Основой системы контроля и диагностики является функциональная модель дефектов, определяющая вероятные дефекты или чувствительные зоны в данной конструкции при данных условиях эксплуатации на базе анализа особенностей конструкции и причин отказов в эксплуатации и, соответственно, цели и задачи диагностики.

3. Оценка состояния оборудования представляется в форме системы запросов о состоянии его функциональных подсистем с учетом возможного сценария развития дефектного состояния в отказ.

4. Программа технического обследования концентрируется на выявлении вероятных дефектов путем использования групп методов, характеризующих конкретный дефект.

5. По меньшей мере, две диагностические процедуры требуются для того, чтобы подтвердить наличие дефекта и оценить его количественно.

Оценка состояния оборудования осуществляется, в основном, в рабочих условиях, особенно в предельных условиях в отношении нагрузки, температуры, напряжения. Данная методология не требует обязательной информации о предшествующих характеристиках, но обязательно требует понимания конструкции оборудования и наличия информации о предшествующих критических режимах. Анализ конструкции является первой процедурой диагностики.

Комплексное диагностическое обследование выполняется с целью проверки функциональной работоспособности всех подсистем трансформатора и определения необходимости выполнения капитального ремонта трансформатора.



Рис. 1. Блочная схема комплексной функциональной диагностики

На рис. 1 и приведены блочная схема и перечень проверок при комплексной функциональной диагностике.

Тепловое состояние: теплоотдача и исправность охладителей; перегрев масла и обмоток; внешние нагревы в зонах концентрации поля рассеяния Необычные шумы и вибрация

Симптомы аномалий, вызывающих деструкцию изоляционных материалов Симптомы аномального внутреннего нагрева, искрения или разрядов

Электрическая изоляция -- степень старения масла и изоляции

Оценка возможных источников прямого проникновения воды

Оценка возможных источников аномального загрязнения (металлические частицы из системы охлаждения, контактора РПН и др.) Уровень загрязнения масла влагой и механическими примесями Степень увлажнения твердой изоляции (барьеров)

Оценка возможности значительного снижения электрической прочности изоляции при понижении температуры Вероятность загрязнения изоляционных поверхностей проводящими примесями Появление ЧР при рабочем напряжении

Степень увлажнения витковой изоляции (возможность выделения пузырьков пара при перегрузке)

Симптомы аномального перегрева (пиролиза изоляции)

Характер процесса старения (нормальный--аномальный) и степень старения масла Возможность выделения осадка в период между испытаниями Возможность ускоренной деструкции витковой изоляции.

Механическое состояние

Симптомы локального ослабления прессовки магнитопровода.

Вероятность аномального снижения усилий прессовки обмоток.

Симптомы деформации обмоток, подвергающихся опасным воздействиям при КЗ

Состояние РПН

Исправность; правильность установки и последовательности работы. Симптомы аномального механического износа компонентов. Симптомы захламления и перегрева контактов, включая контакты контактора Уровень загрязнения масла влагой и примесями

Состояние высоковольтных вводов

Наличие перегрева контактов, локальных перегревов и разрядов Наличие локальных дефектов в остове Наличие внутренних ЧР. Возможность заметного старения бумажно-масляной изоляции Возможность прямого проникновения воды

Степень старения масла, наличие проводящих компонентов и воды Симптомы образования полупроводящего налета на поверхностях покрышек

1.1 Диагностические характеристики трансформаторов

Диагностические характеристики, основанные на измерении электромагнитных параметров трансформатора.

Возникновение дефектов и повреждений в ряде случаев обуславливает изменение активного и индуктивного сопротивлений обмоток, а также тока и потерь холостого хода, так что электромагнитные параметры трансформатора могут служить эффективными диагностическими характеристиками.

Характерные дефекты, выявляемые с помощью измерения тока и потерь холостого хода; тока, потерь и сопротивления короткого замыкания, а также изменения сопротивления обмоток постоянному току.

Определение коэффициента трансформации

Результаты измерения сравниваются с расчетными или паспортными данными. Результаты измерений считаются удовлетворительными, если отклонение значений не превышает 2 %. Очевидно, что в процессе эксплуатации коэффициент трансформации может измениться только вследствие повреждения, и допускаемое отклонение определяется в основном погрешностью измерения. В случаях, если напряжение регулировочной ступени менее 2 %, а также для проверки качества ремонта с заменой обмоток, такая точность измерения может быть недостаточной. Стандарт IEEE определяет допустимое отклонение не более ±0,5%.

Однако такая точность также может быть недостаточной, например, при определении числа витков в ступенях peгулировочных обмоток, а также в обмотках ВН с большим числом витков.

Измерение тока и потерь холостого хода

Потери и ток холостого хода при номинальном напряжении являются важными характеристиками для контроля качества изготовления, а также ремонта трансформатора, требующего расшихтовки верхнего ярма магнитопровода.

Для трехфазных трансформаторов значение потерь не должно отличаться от паспортного (исходного) более чем на 5%. Для однофазных трансформаторов отличие полученных значений от исходных не должно быть более 10 %.

В месте с тем равномерное увеличение потерь при измерениях на пониженном напряжении после ряда лет эксплуатации наблюдается часто в бездефектном оборудовании.

При оценке изменения токов холостого хода следует учитывать, что в большинстве случаев дефектное состояние характеризуется различием между значениями токов в крайних фазах или по сравнению с предыдущими измерениями более 10%.

Измерение сопротивления короткого замыкания

Оценку состояния обмоток трансформатора производят путем сравнения измеренных по фазам данных с данными предыдущих измерений. Значение относительного изменения сопротивления КЗ при возникновении деформации обмотки зависит от конструкции трансформатора. Обычно предельное отклонение нормируется на уровне 3 %.

Измерение потерь короткого замыкания

Потери от потока рассеяния могут служить эффективной диагностической характеристикой для определения замыкания параллельных проводников в обмотках. Деформация обмотки или ее частей также вызывает существенные изменения потерь.

Диагностические возможности измерений потерь от потока рассеяния наиболее эффективно реализованы в методе определения частотной зависимости потерь в диапазоне частот 20--600 Гц.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Измерение выявляет ухудшение контактов, особенно в местах присоединения отводов к вводам, а также размыкаемых контактов РПН.

Возможными дефектами в обмотке могут быть обрыв или замыкание параллельных проводников, лопнувшая пайка (перемежающийся контакт или обрыв). Такие явления обычно приводят к изменению сопротивления на несколько процентов.

Перегрев и эрозия контактов вызывает увеличение исходной величины переходного сопротивления в несколько (и даже в десятки) раз.

Исходное значение сопротивления размыкаемых контактов РПН составляет обычно 40--200 мкОм. Увеличение переходного сопротивления контакта в 3--4 раза может быть признаком дефектного состояния, после чего можно ожидать лавинообразное нарастание сопротивления. На этой стадии состояние контактов может быть улучшено посредством многократного переключения. Увеличение переходного сопротивления в 5--10 раз может быть обусловлено уже необратимой эрозией поверхностей, и для восстановления нормального состояния требуется специальная механическая обработка либо замена контактов.

Причинами, увеличивающими сопротивления элементов контура, могут быть:

· слабое контактное нажатие;

· подгар контактов контактора;

· подгар контактов избирателя вследствие «свисания» подвижных контактов или длительной работы на одном положении;

· некачественная затяжка болтовых соединений либо плохая прессовка прессованных контактов отводов.

Для оценки состояния контактов также используются:

· значения сопротивления, измеренные на разных положениях реверсора;

· разница между сопротивлениями, измеренными на четных и нечетных ступенях РПН;

· характер изменения сопротивления при увеличении/уменьшении числа витков относительно основного положения.

Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%.

Характеристики изоляции

Возможность обнаружения дефектов по характеристикам изоляции

Возможности выявления дефектов в различных изоляционных промежутках существенно отличаются.

Выявить изменения состояния продольной изоляции с помощью характеристик изоляции практически не представляется возможным.

Чувствительность характеристик изоляции к изменению состояния твердых компонентов зависит от удельной доли изоляции и удельной емкости дефектного участка.

При оценке характеристик маслобарьерной изоляции учитываются следующие исходные характеристики основных компонентов.

Электрокартон (сухой, чистый, пропитанный маслом):

1. Содержание йоды, %....................................................<0,5

2. Значение tgд при 20-70 °С, %...........................................<0,5

3. Электропроводность при постоянном напряжении

(у2о), Ом-1м-1.........<2,5 10-13

4. Диэлектрическая проницаемость, ск.....................................4, 5

5. Трансформаторное масло, залитое в трансформатор:

6. Влагосодержание при температуре 60--70 °С, г/т............<10--15

7. tgS при температуре 90 °С, %............................................<0,5

8. Коэффициент полярности масла (практически неполярного….Е20 -- п\ < 0,01

В реальной конструкции трансформатора результат измерения характеристик изоляции зависит от состояния твердой изоляции, масла, поверхности изоляции, а также соотношения долей жидкого и твердого диэлектрика и их композиции в изоляционном промежутке.

В большинстве случаев влияние поверхностной составляющей на результат измерения оказывается существенным только при весьма сильном загрязнении.

Тангенс угла диэлектрических потерь и емкость изоляционного промежутка. Для маслобарьерной изоляции тангенс угла диэлектрических потерь при промышленной частоте может быть представлен в виде суммы из двух составляющих, одна из которых зависит от тангенса угла потерь картона, а другая от тангенса угла потерь масла: tgд = Ab * tgдK + Ам * tgдM.

Коэффициенты KQ и Км, учитывают, соответственно, долю картона и масла в промежутке. Коэффициент К0 в зоне межобмоточной изоляции мощных трансформаторов обычно составляет 0,4--0,6.

При измерении tg8 без масла чувствительность измеряемой характеристики к изменению состояния барьеров повышается на 20-30%.

Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь сухой или малоувлажненной изоляции от температуры имеет U-образный характер вследствие экранирующего влияния влаги на ионы примесей, ответственных за изменение проводимости и tg8 целлюлозы. В диапазоне температур 20--70°С значение tgд не превышает 0,5%. Поэтому значение tgдK < 0,5% может быть принято в качестве нормы для малоувлажненной изоляции.

Бездефектное состояние изоляции различных изоляционных промежутков должно удовлетворять следующим критериям:

· емкость участка остается практически неизменной, несколько снижаясь после нагрева (особенно в промежутке ВН-бак) вследствие некоторого снижения диэлектрической проницаемости масла;

· tgд участка «обмотка ВН-бак» в температурном диапазоне 20--70 °С, скорректированный на величину tgS вводов, не должен превышать значение:

· 0,2 + 0,6tgдM, %

· где tgдM -- значение тангенса угла диэлектрических потерь масла при температуре измерения;

· tgд участка «ВН-НН» в температурном диапазоне 20--70 °С не должен превышать значение 0,3 + 0,5tgдM;

дефектное состояние может характеризоваться также понижением tgдBH пн в случае сильного загрязнения барьеров. Участок «обмотка НН--бак» часто включает изоляционные детали, выполненные из бакелита, дерева, ламинированной древесины и т. п., исходные значения tgS которых могут существенно отличаться от значений для целлюлозы и составлять более 1 %, в зависимости от материала и остаточной влажности, которая в толстых ламинированных и бакелитовых изделиях обычно превышает 1 %. Поэтому следует учитывать исходное значение, полученное при заводских испытаниях.

Сопротивление изоляции

Наиболее частой причиной изменения Rlu является загрязнение поверхности покрышек вводов, поэтому требуется тщательная предварительная очистка доступных поверхностей, а также применение экранных колец для отвода поверхностных токов из измерительной системы.

Сопротивление маслобарьерной изоляции зависит от проводимости барьеров, а также от электропроводности масла и поверхностной проводимости. При данной влажности барьеров сопротивление изоляции варьируется между максимальным значением (трансформатор без масла) и минимальным (масло полностью проводящее). Предельные значения сопротивления изоляции обычно не нормируются. Измеренные данные сравнивают с исходными и учитывают при рассмотрении общего состояния изоляции. Предполагается, что ухудшение состояния изоляции по сравнению с состоянием на заводе должно вызывать снижение сопротивления; в некоторых случаях снижение сопротивления более чем в 2 раза считается неудовлетворительным.

Из-за определяющего влияния проводимости масла оценка результатов измерения часто вызывает затруднение, поскольку во многих случаях наблюдается значительное увеличение Rиз в эксплуатации.

Абсорбционные характеристики

К абсорбционным характеристикам изоляции относятся изменения проводимости от времени, емкости от времени и частоты, а также тангенса угла потерь от частоты.

Измерение частотной зависимости tgS, особенно при очень низкой частоте (< 0,1 Гц), дает высокую чувствительность к увлажнению.

Следует отметить, что все электрические характеристики, основанные на параметрах тока абсорбции, взаимосвязаны и изменение одной из них означает, что соответственно должны измениться и другие. Отличие может быть преимущественно в диапазоне изменения.

Коэффициент абсорбции

Для залитого маслом трансформатора значение коэффициента абсорбции зависит от значений сопротивления изоляции, температуры, проводимости масла, а также от конструкции участка (степени заполнения твердой изоляцией).

Традиционно считается, что хорошая изоляция характеризуется значением ка > 1,3.

Однако, при высоком сопротивлении масла постоянная времени поляризационных процессов может быть соизмерима со временем измерения сопротивления изоляции, и коэффициент абсорбции может быть близок к единице.

Зависимость емкости от времени использована в приборе ЕВ. Показателем состояния (увлажненности) изоляции является отношение АС/С.

Метод хорошо зарекомендовал себя при контроле степени увлажнения изоляции трансформаторов без масла в процессе ревизии (ремонта) активной части, а также в процессе сушки. Метод восстанавливающегося напряжения RVM (прибор Tettex RVM 5461)

Метод предусматривает анализ спектра поляризации при измерении напряжения, восстанавливающегося после кратковременного замыкания предварительно заряженного объекта.

Основная (доминирующая) постоянная времени, приближенно соответствующая максимуму восстанавливающегося напряжения, зависит от изменения состояния изоляции, например, из-за увлажнения или образования продуктов старения.

Для сухой несостаренной изоляции основная постоянная времени RVM составляет более 1000 с. Значительное ухудшение изоляции характеризуется ее снижением до значения менее 10 с.

В трансформаторах, залитых маслом, на результат измерения влияют параметры масла и относительное заполнение промежутка твердой изоляцией. Поскольку влияние указанных факторов метод не учитывает, СИГРЭ не рекомендует использовать его для прямой интерпретации степени увлажнения.

Опыт показывает, что RVM, так же как и другие абсорбционные методы, может более успешно применяться для оценки состояния сравнительно однородной изоляции (бумажно-масляная изоляция трансформаторов, вводов и др.).

Метод измерения тока поляризации и деполяризации (РDC Analyzer 3205)

Метод разработан с учетом влияния особенностей конструкции трансформаторов на протекание абсорбционных процессов. В качестве основного объекта контроля выбран участок между обмотками.

Метод предполагает выявление следующих дефектов:

· повышенной влажности целлюлозной изоляции;

· повышенной проводимости масла за счет продуктов старения или пиролиза;

· химического загрязнения целлюлозной изоляции;

· обуглероженных следов разрядов.

Частотная зависимость тангенса угла потерь Метод представляет собой дальнейшее развитие абсорбционных методов с использованием измерения тангенса угла диэлектрических потерь в широком частотном спектре. Метод также рассчитан на контроль маслобарьерной изоляции, с учетом реальных соотношений жидкого и твердого компонентов. Основными задачами метода являются измерение влажности целлюлозы и проводимости масла.

Переходные и частотные характеристики обмоток

Для непрерывного или периодического контроля механического состояния обмоток трансформаторов в процессе эксплуатации с целью определения начального смещения элементов обмоток, пока деформации обмоток не привели к диэлектрическим или термическим проблемам, требуются специальные методы.

Наиболее чувствительными методами диагностики механического состояния обмоток являются рекомендуемые СИГРЭ методы низковольтных импульсов (НВИ) и частотного анализа (МЧА).

Метод низковольтных импульсов (НВИ)

Даже при очень небольших механических перемещениях в обмотках могут существенно меняться емкости отдельных элементов (межвитковые и межкатушечные емкости, емкости на соседний концентр или магнитопровод), а при существенных деформациях -- и индуктивности деформированных элементов. Это приводит к изменению собственных частот колебаний, что проявляется в осциллограммах импульсных токов и напряжений.

Метод контроля с помощью НВИ обладает более высокой чувствительностью, чем измерение сопротивления КЗ.

К недостаткам метода НВИ можно отнести то, что высокая воспроизводимость результатов измерений возможна только при обеспечении полной идентичности измерений, интервал времени между которыми может составлять годы: схема и процедура измерений, используемые кабели и соединители, их взаимное расположение при испытаниях. Интерпретация результатов измерений требует высокой квалификации обслуживающего персонала.

Метод частотного анализа (МЧА)

Проблемы воспроизводимости метода НВИ решены в методе частотного анализа (МЧА). Если приложенный импульс и соответствующий отклик записываются с использованием высокоточных аналого-цифровых преобразователей, а результаты преобразуются в частотную область с использованием алгоритма быстрого преобразования Фурье, то рассчитанная передаточная функция зависит только от параметров испытуемого объекта и не зависит от приложенного сигнала и схемы измерений. Изменения в объекте могут быть отчетливо идентифицированы и отделены от внешних факторов, что существенно облегчает интерпретацию результатов.

Параллельно такому подходу получил развитие другой: вместо импульсного воздействия на ввод обмотки подается синусоидальное напряжение, изменяющееся по частоте в широком диапазоне, а с других вводов снимается амплитудно-частотная характеристика -- реакция обмоток на приложенное воздействие. Оба способа получили достаточно широкое распространение.

При анализе результатов измерений принимаются во внимание изменения в спектрах испытуемого трансформатора через определенный интервал времени, различие в спектрах однотипных трансформаторов и в спектрах трех фаз испытуемого трансформатора.

Тепловизионное обследование

Целью тепловизионного обследования является оценка теплового состояния трансформаторного оборудования в рабочем режиме.

Основные задачи обследования указаны ниже.

1. Проверка функционирования элементов системы охлаждения, адсорбных и термосифонных фильтров, запорной арматуры по разности температур на входе и выходе из элемента.

2. Выявление дефектов, связанных с возникновением «застойных» зон масла или «тепловых мешков», вызванных, например, неправильным расположением патрубков системы охлаждения.

3. Выявление воздушных «подушек» в верхней части бака, в маслоподпорных вводах, охладителях (радиаторах).

4. Температурная диагностика состояния охладителей, а также маслонасосов и вентиляторов.

5. Выявление аномальных нагревов циркулирующими токами разъемов бака и болтовых соединений коробок установки высокоамперных вводов.

6. Выявление местных нагревов бака.

7. Выявление дефектных соединений в местах присоединения к внешней электрической цепи.

8. Оценка температурного режима высоковольтных вводов.

9. Выявление аномальных нагревов кожухов токопроводов.

10. Выявление дефектных контактов низковольтной аппаратуры.

11. Определение уровня масла и работоспособности маслоуказателей.

Параметрами контроля являются:

§ превышение температуры -- разность температур объекта и окружающего воздуха;

§ разность температур между заданными точками (зонами);

§ градиент температуры в заданной области;

§ избыточная температура -- превышение температуры объекта над температурой аналогичных объектов, находящихся в одинаковых условиях;

§ коэффициент дефектности (для контактного соединения) -- отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры целого участка шины на расстоянии не менее 1 м от контакта.

1.2 Диагностика трансформаторного оборудования под рабочим напряжением

Контроль трансформатора непосредственно в рабочем режиме (мониторинг) является быстропрогрессирующим направлением в обслуживании оборудования, позволяющим выполнить традиционные нормированные испытания без отключения от сети, перейти на систему обслуживания по техническому состоянию, повысить эффективность контроля и диагностики и надежность эксплуатации.

Основные направления мониторинга:

1. Контроль и управление нормальными режимами и подсистемами трансформатора и реактора (температурно-нагрузочный режим; напряжения обмоток и возбуждение магнитной системы; уровни масла; функциональная исправность и управление системой охлаждения; функциональная исправность и управление РПН).

2. Контроль и ограничение аномальных режимов, вызывающих повышенные либо недопустимые воздействия на оборудование.

3. Контроль и диагностика технического состояния оборудования.

К параметрам непрерывного контроля трансформаторов под напряжением с целью диагностики состояния относятся растворенные в масле газы, влагосодержание, вибрации, уровень ЧР.

Основными параметрами, используемыми для непрерывного контроля вводов, являются ток утечки, емкость основной изоляции остова, тангенс угла диэлектрических потерь, ток небаланса.

Для контроля устройств РПН измеряются также мощность двигателя и момент сопротивления на валу привода.

Измерение характеристик масла позволяет контролировать режим работы трансформатора и его состояние. Кроме того, само масло является важным элементом трансформатора, требующим контроля его свойств.

Характеристики масла удобнее представлять и оценивать в виде отдельных групп, отражающих функциональные особенности масла. Идентификация масла представляет практический интерес, поскольку масла разных типов отличаются стабильностью к окислению, безопасностью, растворяющей способностью и совместимостью с другими материалами, коррозионными свойствами серы, тенденцией к газовыделению, в том числе при воздействии рабочей температуры трансформатора, растворимостью воды и газов.

При анализе состава масла ограничиваются определением нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов, а также суммой полиароматических углеводородов.

В странах СНГ используются масла с широким диапазоном содержания ароматики - от 1-5% (ГК) до 20% (ТКп). В эксплуатации находятся также масла с содержанием ароматики до 40 % (ТАп по ТУ 38.101.281--89 абсорбционной очистки Батумского НПЗ).

Высокое содержание ароматики означает высокую растворимость воды в масле, низкую анилиновую точку и, возможно, плохую совместимость, например с резиновыми уплотнениями, а также пониженную стабильность.

В то же время масла с высоким содержанием ароматики при воздействии электрического поля и ионизации поглощают газы (отрицательная тенденция газовыделения) и показывают высокое напряжение возникновения частичных разрядов.

Низкое содержание ароматики предполагает низкую газостойкость масла, а именно выделение газа (водорода) при воздействии электрического поля.

По стабильности к окислению масла подразделяются на высокостабильные, индукционный период старения которых превышает нормированный МЭК (120 ч), а также масла средней и низкой стабильности. Вместе с тем длительность индукционного периода в условиях искусственного окисления зависит от содержания ионола.

Идентификация коррозионной серы имеет особое значение, поскольку большая часть масел производится из сернистой нефти. Кроме того, при некоторых условиях в эксплуатации возможна трансформация некоррозионной серы в коррозионную.

Общепринятым критерием наличия активной серы является потемнение медной пластинки после выдержки в горячем масле.

Присутствие коррозионной серы представляет серьезную опасность для работоспособности трансформатора. Активная сера может быть катализатором старения масла с образованием коллоидов; может ускорять образование пленок и перегрев контактов переключающих устройств; способствовать деградации резиновых уплотнений; образовывать медно-сернистые проводящие соединения на обмотках и, как следствие, вызывать повреждение изоляции. Методы определения степени старения масла

В процессе окислительного старения масел образуются различные кислородосодержащие соединения, из которых только часть может быть обнаружена нормированными методами испытаний масла.

Образование продуктов окисления увеличивает значение диэлектрической проницаемости масла, которая становится заметно больше квадрата коэффициента преломления и оказывается надежной характеристикой старения.

Появление проводящих продуктов старения увеличивает проводимость и тангенс угла потерь масла, особенно при появлении металлосодержащих коллоидов.

Образовавшиеся кислоты, особенно низкомолекулярные, могут адсорбироваться целлюлозой, что маскирует реальное состояние масла в трансформаторе.

На практике традиционно нормируются значения кислотного числа и тангенса угла потерь. В международных нормативах уделяется также особое внимание изменению поверхностного натяжения и появлению осадка.

Наибольшую чувствительность к стабильным продуктам окисления масла показывают спектральные методы. В частности, анализ спектра в области нормальной прозрачности углеводородов в диапазоне 350-- 700 нм показывает наличие продуктов старения задолго до изменения нормированных показателей (кислотного числа и тангенса угла потерь). Эффективным средством обнаружения продуктов старения является инфракрасное сканирование пробы масла.

Для косвенной оценки срока службы масла используются результаты испытания на стабильность.

В качестве критерия эффективного срока службы используют индукционный период окисления (ИПО), определенный, например, при температуре 120°С по времени до образования летучих водорастворимых кислот в количестве, соответствующем 0,05 мг КОН/г.

Остаточный ресурс масла (/ор) при предположении, что условия эксплуатации не более жесткие, чем при испытании на стабильность, составляет:

где 1 -- время эксплуатации масла; ИПОизм -- индукционный период окисления эксплуатационного масла; ИПОисх -- исходный индукционный период масла.

Характеристики электрической прочности масла. Пробивное напряжение рассматривается как интегральная характеристика степени загрязнения масла влагой и проводящими твердыми частицами. Низкое значение пробивного напряжения требует по рекомендации МЭК 60422 последующего раздельного анализа влаги и частиц в масле. В то же время высокое значение пробивного напряжения не всегда указывает на отсутствие опасных загрязнений.

Вода присутствует в масле в растворенном состоянии, а также в «связанной» форме, будучи адсорбированной полярными продуктами старения. Вода также содержится во взвешенных примесях, особенно в волокнах целлюлозы. Применяемые методы измерения воды в масле определяют в основном растворенную воду. Общее содержание воды в состаренном масле обычно превышает содержание растворенной воды в два или более раза. Рекомендуемые предельные значения влагосодержания масла в эксплуатации составляют 15--25 г/т для трансформаторов 220--750 кВ и 30 г/т для низких классов напряжения по отечественным нормам.

Классификация состояния силовых трансформаторов по уровню загрязнения масла нормирована ГОСТ 17216--71 и ISO4406-1987. Нормальному состоянию соответствуют классы чистоты 8--10 (по ГОСТ).

Ниже приведены рекомендации по оценке состояния трансформаторов по данным измерения параметров масла согласно методам функциональной диагностики. Состояние следует считать опасным при наличии следующих признаков:

1. Повышение относительной влажности масла выше 40% при рабочей температуре в присутствии механических примесей (содержание влаги в волокнах целлюлозы более 6--7 %).

2. Наличие свободной воды в масле.

3. Содержание воды в барьерах главной изоляции (ориентировочно 3,0--4,0), при котором возможно повышение относительной влажности масла при нормальной рабочей температуре.

4. Загрязнение масла примесями (класс чистоты >12 по ГОСТ). Присутствие металлических и визуально различимых примесей.

5. Увеличение общего числа частиц размером 3--150 микрон свыше 5000 в пробе 10 мл.

6. Содержание воды в витковой изоляции (ориентировочно 1,5--2 %), при котором возможно выделение пузырьков пара в масло при перегрузке.

2. Дефекты мощных трансформаторов

2.1 Основные опасные воздействия на трансформатор

Силовой трансформатор является ответственным элементом сети, на работу которого влияют как сильные внешние воздействия, так и анормальные режимы работы энергосистемы. Перечислим эти воздействия и их последствия.

Грозовые и коммутационные перенапряжения, вызывающие повреждения главной и витковой изоляции при недостаточных запасах их электрической прочности.

Повышения рабочего напряжения из-за некомпенсированной емкости ВЛ СВН и УВН, приводящие к перевозбуждению трансформаторов.

Длительное повышение напряжения становится в последнее время весьма актуальным.

Недостаточный объем средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сетях 500-750 кВ ЕЭС России в условиях спада производства электроэнергии в последние годы создает трудности с поддержанием допустимых уровней напряжения, особенно в режимах минимальных нагрузок. Подъем напряжения из-за недостаточной компенсации на ВЛ 500 кВ может достигать 550 кВ. Повышение напряжения ведет к длительному перевозбуждению магнитопровода.

Еще один неблагоприятный фактор в нынешних сетях 330-750 кВ - распространенная практика неиспользования устройств РПН (или использования его только для сезонных переключений). В таких случаях к возможному перевозбуждению от некомпенсированных линий может добавиться еще 3-5 % и оно станет еще более опасным.

Перевозбуждение магнитной системы вызывает повышенный нагрев как самого сердечника, так и конструкционных стальных деталей, что опасно для контактирующей с ними изоляции.

Токи КЗ, оказывающие ударные механические воздействия на обмотки. Серьезнейшим влиянием со стороны сети является воздействие на трансформатор токов КЗ, вызывающих деформацию обмоток при их динамической нестойкости. В настоящее время такие повреждения трансформаторов занимают заметное место. По расчетам примерно 1,7 % автотрансформаторов 220-500 кВ 1 раз в год может подвергаться опасным воздействиям тока КЗ, особо опасных для автотрансформаторов с пониженной электродинамической стойкостью. Такая группа «риска» оценивается в 25 % общего количества автотрансформаторов 330-750 кВ подстанций РАО «ЕЭС России» [6, 7].

Токи намагничивания при включении, вызывающие повреждения обмоток из-за электрических и механических переходных процессов. Включение трансформатора в сеть само по себе является причиной броска тока при намагничивании сердечника. Так, из-за броска тока при включении со стороны ВН трансформатора блока АЭС мощностью 1000 МВ-А на несколько секунд для генераторов создается режим форсировки возбуждения. Бросок тока включения зависит в первую очередь от остаточной индукции в сердечнике трансформатора, которая в свою очередь зависит от конструкции сердечника. Разрабатываются способы ликвидации и снижения бросков тока.

Сейсмические воздействия на трансформатор. Большое внимание в последнее время уделяется сейсмостойкости мощных трансформаторов, разработке методов испытания их на сейсмостойкость. Примером трансформатора с повышенной сейсмостойкостью может служить трансформатор для Рогунской ГЭС, спроектированный ПО «Запорожтрансформатор». Он рассчитан на сейсмичность до 9 баллов по 12-балльной шкале.

Воздействия геомагнитных токов на трансформатор. После нескольких серьезных аварий трансформаторов в сетях Северной Америки были исследованы воздействия геомагнитных бурь, вызывающих появление в длинных линиях токов порядка сотен ампер очень низкой частоты, которые действуют аналогично постоянному току. Это относится к протяженным ЛЭП, ориентированным в меридиональном направлении. Геомагнитные токи в первую очередь воздействуют на измерительные трансформаторы тока, что ведет к массовым ложным срабатываниям релейной защиты. Однако при анализе последствий таких аварий отмечались также и местные перегревы массивных деталей и бака силовых трансформаторов из-за перенасыщения сердечника при протекании больших постоянных токов по обмотке.

Проблемам воздействия геомагнитных токов на энергосистемы посвящено в последнее время значительное число публикаций, в том числе обзорных .

Перегрузка трансформатора по току. Большое влияние на срок службы трансформатора из-за старения изоляции оказывает режим нагрузки. Максимально допустимую температуру наиболее нагретых точек определяют два ограничивающих фактора -старение целлюлозно-бумажной изоляции под воздействием продолжительного нагрева и возникновение газовых пузырьков на поверхности бумажной изоляции при быстром повышении температуры. Например, по рекомендациям института электроэнергетики США ЕРRI кратковременно допускается температура 180 °С, выше которой возможно возникновение пузырьков газа; продолжительно допускается температура 140 °С, выше которой существует опасность быстрого старения бумажной изоляции. Большинство зарубежных специалистов считают возможным допускать температуру не выше 140 °С из общих соображений надежности трансформатора.

Влияние тепловых перегрузок для российских трансформаторов не критично для условий нашей страны с зимним максимумом нагрузки и сравнительно1 холодным климатом. При правильном выборе трансформаторов классический тепловой износ витковой изоляции на практике не проявляется. Кроме того, нагрузки наших трансформаторов за последние пять лет из-за резкого спада промышленного производства снизились в среднем с 60-70 % до 20-40 %. Сохранилось незначительное количество подстанций с нагрузками 60-70 %.

Имевшие место 30-35 лет назад многочисленные аварии из-за полного теплового износа витковой изоляции торцевых частей обмоток трансформаторов 110-500 кВ происходили при нагрузке ниже номинальной и были обусловлены грубым дефектом конструкции обмоток.

Опасные тепловые воздействия перегрузок, особенно в жаркое время года, могут стать причиной повреждений герметичных вводов ВН, нижняя часть которых находится в наиболее нагретых верхних слоях масла. Такие повреждения, характерные образованием внутри покрышки желтого налета, наблюдались в последнее время довольно часто.

2.2 Виды дефектов мощных силовых трансформаторов

Анализ отказов и технических нарушений трансформаторов России в 1997-2000 гг. показал, что наиболее частыми повреждениями мощных силовых трансформаторов являлись:

· в обмотках: выгорание витков вследствие длительно неотключаемых КЗ на стороне НН, приводящих к разрушению изоляции;

· деформации при КЗ из-за недостаточной динамической стойкости, приводящие также к разрушению изоляции;

· увлажнение и загрязнение вследствие негерметичности трансформатора, приводящие к снижению электрической прочности изоляции и в конечном итоге - к ее пробою;

· износ и снижение механической прочности, а затем и снижение электрической прочности и пробой изоляции; некоторые дефекты изготовления.

· в магнитопроводе: перегрев сердечника при возникновении контура КЗ, что может привести к пожару в железе.

· в системе охлаждения: нарушение работы из-за повреждения маслонасосов, кроме перегрева обмоток это приводит к загрязнению масла механическими примесями;

· засорение трубок охладителя, приводящее к перегреву трансформатора.

· в устройстве РПН: нарушение контактов, приводящее к искрению, подагру контактов и, наконец, к отказу РПН;

· нарушение изолирующей РПН перегородки, вызванное дефектом изготовления и приводящее к загрязнению продуктами пиролиза масла в баке трансформатора, что, в частности, усложняет диагностику изоляции по газохроматографическому анализу масла;

· механические неисправности РПН из-за износа узлов кинематической схемы, приводящие к обгоранию контактов РПН;

· разгерметизация устройства РПН при увлажнении бакелитового цилиндра, приводящая к дуговому КЗ в РПН.

· в прочих узлах: нарушение герметичности бака из-за дефектов сальников задвижек;

· перегревы контактных соединений из-за дефектов монтажа;

· течи масла при дефектах прокладок из-за некачественного монтажа, в том числе на вводах;

· увлажнение и загрязнение негерметичных вводов, приводящие к перекрытиям их изоляции;

· отложения осадка на внутренних поверхностях герметичных вводов, приводящие при поглощении влаги к пробою изоляции;

· старение масла в герметичных вводах с образованием коллоидных частиц, окислением масла и последующим пробоем изоляции;

· разгерметизация сильфонов во вводах с повышением давления масла.

Так как выявление всех видов дефектов не удается обеспечить как по техническим, так и по экономическим причинам, главное внимание уделяется выявлению наиболее часто проявляющихся и наиболее опасных для работоспособности трансформатора дефектов.

Эти данные показывают, что наибольшие неприятности в эксплуатации доставляют системы охлаждения, вводы и уплотнения (около 40 % выявленных дефектов). Заметное место (около 10 %) занимает распрессовка обмоток и магнитопровода, столько же - загрязнение и увлажнение твердой изоляции обмоток, столько же - старение и загрязнение масла.

Только в 10 случаях надо было заменять трансформатор полностью или его обмотки. Опыт обследований показывает, что более 70 % дефектов могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети.

Увлажнение и старение изоляции, в первую очередь бумажно-масляной, во многом определяет срок службы этого ответственного вида оборудования. Особенно большое влияние на электрическую прочность изоляции и срок ее службы оказывает содержание в ней влаги. Попадая из окружающего воздуха в масло, влага затем диффундирует в твердую изоляцию. При изменении температуры обмоток и масла происходит процесс взаимообмена влагой между маслом и бумажной изоляцией.

На основании многолетнего опыта польские энергетики применяют следующие критерии по допустимому влагосодержанию бумажной изоляции трансформатора:

§ влагосодержание до 0,8 % соответствует состоянию хорошо высушенной новой машины;

§ до 2 % - хорошему эксплуатационному состоянию;

§ до 3,3% - началу деградации целлюлозы;

§ до 5,5 % - возможности пробоя изоляции при 90 °С;

§ до 7 % - возможности пробоя изоляции при 50 °С.

При 8 % и более принимается решение о немедленном выводе трансформатора из эксплуатации.

Кроме непосредственного снижения электрической прочности твердой изоляции при увлажнении, существует опасность выделения влаги в масло при переходных тепловых процессах с образованием пузырьков. Это может также стать причиной снижения электрической прочности конструкции изоляции в целом.

Миграция влаги из твердой изоляции в масло и обратно подробно изучается, что связано с опасностью возникновения частичных разрядов при появлении пузырьков газа при перегрузках.

Загрязнение масла, также как и его увлажнение, является опасным для снижения электрической прочности всей конструкции и проявляется как наличие в масле посторонних частиц и примесей.

Статическая электризация масла является одной из причин повреждений изоляции внутри трансформатора. Это показали исследования эффекта статической электризации масла в потоке принудительной циркуляции, проведенные в середине 90-х гг. Этот эффект заключается в увлечении ионов с поверхности электрокартона и металлических деталей (маслонасосы) протекающим с большой скоростью маслом. При этом может возникнуть ток утечки до нескольких микроампер или частичные разряды порядка нескольких микрокулон. На практике были зафиксированы разряды от статической электризации с перекрытием 25-40 см поверхности электрокартона.

Перегревы витковой изоляции, имевшие место 30-35 лет назад в обмотках отечественных трансформаторов 110-500 кВ, были обусловлены грубым дефектом конструкции обмоток.

Все чаще встречаются повреждения из-за местных перегревов массивных стальных деталей при перевозбуждении магнитной системы. Перевозбуждение вызывает вытеснение магнитного потока из трансформаторной стали в конструкционные стальные детали (ярмовые балки и пр.), с наведением в них вихревых токов. Продолжительный повышенный нагрев конструкций опасен для соприкасающейся с ними изоляции.

Перегрев обмотки трансформатора в целом опасен местными перегревами с повышенными температурами наиболее нагретых точек (ТННТ).

3. Современные методы определения дефектов мощных трансформаторов

Основными задачами диагностики трансформаторного оборудования являются выявление дефектов и повреждений, оценка функциональной исправности оборудования, определение возможности продления срока эксплуатации без проведения ремонтных работ, определение объема ремонта при его необходимости, оценка остаточного срока службы, а также выработка рекомендаций по продлению срока службы. Кроме того, применение диагностических методов дает возможность оценить состояние целых трансформаторных парков, позволяя тем самым производить ранжирование трансформаторов по состоянию, что, в свою очередь, позволяет снижать затраты на эксплуатацию и ремонт.