Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

28

Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

Харкiв, 2011

Содержание

Введение

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

1.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

1.4 Определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора

1.5 Выводы

2. Автоматизированные системы контроля

2.1 Общие требования

2.2 Контроль с экспертными системами

2.3 Комплексные автоматизированные системы

2.4 Система контроля компании Siemens

2.5 Предлагаемый комплекс методов

2.6 Выводы

Заключение

Литература

Введение

К крупным силовым трансформаторам в настоящей работе относятся трансформаторы мощностью ? 10 МВА. Выбор по мощности обусловлен как классом напряжения, так и функциональным назначением трансформатора.

Главная особенность крупных силовых трансформаторов - использование бумажно-масляной изоляции с охлаждением циркулирующим маслом в баке, защищённом от окружающего воздуха. Большие мощности трансформаторов и их классы напряжения определяют высокую степень использования активных материалов, способных выдерживать высокие напряжённости электрического и магнитного полей, а также большие механические воздействия при КЗ в сети, от которых трансформатор, в отличие от генератора, не защищён предвключённым реактивным сопротивлением.

Отсюда при эксплуатации возникает необходимость учёта неизбежного старения бумажной изоляции, жёсткого контроля, периодической подпрессовки обмоток, тщательного изолирования масла от воздействия окружающего воздуха (защита от увлажнения). И всё это при недоступности активной части трансформатора.

Требования к надёжности силового трансформатора в большой мере зависят от степени его влияния на работу конкретной электростанции или электрической сети, энергосистемы в целом. Повышенные требования предъявляются к трансформаторам, входящим в состав энергоблока, особенно на АЭС. Надёжность работы силового трансформатора непосредственно связана с его сроком службы. От продолжительности эксплуатации трансформатора зависят допустимые значения воздействующих режимных факторов.

Главное, что потребовало в настоящее время форсированного развития средств и методов контроля состояния трансформаторов, это проблема их эксплуатации за пределами номинальных сроков службы. На рис. В.1 показан «возрастной состав» трансформаторов.

Контроль состояния таких трансформаторов выполняется наиболее полно, целесообразно применять даже весьма сложные и большой стоимости контрольно - диагностические системы.

Расчёты показывают, что продления срока службы трансформаторов на 20 -30 лет даёт бoльшую выгоду, чем замена на новые. Это требует развития соответствующих методов и средств контроля и диагностики состояния . Это положение особенно актуально для Украины, поскольку в ближайшие годы как по экономическим, так и по техническим причинам не ожидается существенного обновления отработавших свой срок трансформаторов.

28

Рис. В.1 Примерное распределение трансформаторов по срокам службы: I - срок службы до 10 лет; II - срок службы 10 - 20 лет; III - срок службы 20 - 30 лет ; IV - срок службы 30 - 40 лет; V - срок службы более 40 лет

Для выявления дефектов трансформатора на ранней стадии их развития наибольшей эффективностью обладают системы непрерывного контроля, которые являются предметом анализа и последующего совершенствования. Для этого в работе проводится анализ дефектов трансформаторов с точки зрения частоты их появления и способов обнаружения, а также прогноза их развития и связи между ними для принятия решения о состоянии трансформатора: продления срока службы, назначения срока профилактического обследования с отключением от сети или без отключения от сети, замены какого либо узла.

Контроль состояния силового трансформатора во время работы и при периодических обследованиях входит в состав профилактических мероприятий по поддержанию его работоспособности. Выявление возникающих в работе дефектов, их обнаружение на ранней стадии развития, а также своевременное, до возникновения аварийной ситуации, принятие правильных решений по ликвидации дефектов, обеспечивают высокий коэффициент готовности, сокращение времени простоя, снижение затрат на ремонты, продление срока службы трансформатора.

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформатора.

Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используют: газохроматографический анализ (ГХА) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.

К периодическим испытаниям без отключения трансформаторов относят следующие основные испытания: измерения частичных разрядов (ЧР); вибрационный контроль; тепловизионный контроль; ультразвуковая локация; измерение сопротивления КЗ под нагрузкой; измерение tg? вводов; измерение токов электродвигателей маслонасосов и привода РПН; отбор проб масла для проведения различных анализов. Периодический анализ проб масла позволяет следить за динамикой процесса старения трансформатора. Параметры масла, учитываемые при этом: пробивное напряжение, tg?, кислотное число, наличие механических примесей, температуру вспышки и др.

Влага, находящаяся в масле, (растворённая или связанная) является одним из важнейших факторов, влияющим на свойства бумажно-масляной изоляции [1]. Опыт компании Ontario Hydro [2] показал, что оценку увлажнения масла целесообразно производить по результатам измерений относительной, а не абсолютной влажности, с помощью тонкоплёночного ёмкостного датчика ,погружённого в масло.

Ёмкость такого датчика почти пропорциональна относительной влажности Н:

,

где - ёмкость при Н = 0. Результаты анализов проб масла, взятых до и после прогрева трансформатора, позволяют судить о наличии влаги в твёрдой изоляции.

Частицы и механические примеси в масле очень резко снижают электрическую прочность изоляционных промежутков [3]. Методика определения размеров и количества частиц загрязнений в трансформаторном масле установлена публикацией МЭК 962.

1.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

Все крупные энергокомпании широко применяют ГХА масла, при этом используют различные системы оценки и определения типа дефекта трансформатора.

Обычно анализируется концентрация следующих растворённых в масле газов: водорода , метана , этана , этилена , ацетилена , окиси углерода СО, диоксида углерода .

В настоящее время известно, что данные о растворённых в масле газах сами по себе не всегда дают достаточную информацию для оценки состояния трансформатора в целом. Сроки ремонта, предыдущие повреждения и другие данные являются важной частью информации, необходимой для оценки. Критерии оценки вырабатываются сравнением результатов исследований повреждённых и здоровых трансформаторов, трансформаторов с развивающимися дефектами, лабораторных моделей и анализом статистики.

Уверенно с помощью ГХА выявляются такие постепенно развивающиеся дефекты, как замыкания параллельных проводников в обмотке, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения, частичные разряды между дисками или проводниками из-за загрязнения масла, дефекты болтовых соединении, скользящих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника, дефекты контактов избирателя РПН, дефекты межлистовой изоляции сердечника, последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающим» потенциалом.

Однако, имеются быстроразвивающиеся дефекты, которые нельзя предупредить с помощью ГХА масла. К таким дефектам относятся, в частности, мгновенно развивающиеся перекрытия с общими серьёзными последствиями, перекрытия, развивающиеся в течение очень короткого времени - от секунд до минут (дефекты контакта токоведущих частей, замыкания витковой изоляции после динамических воздействий КЗ, повреждения стержня во вводе).

С помощью ГХА выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям, но интерпретируемые как неполадки, например, попадание ацетилена из бака РПН в основной бак.

Практика энергокомпаний США показывает, что наиболее важен непрерывный контроль содержания газов в масле в первый год эксплуатации. Например, этан обычно образуется при сниженных сечениях проводников, недостаточном сечении контактных соединений. Этилен - образуется при ослабленных зажимах и соединениях, или циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Острые углы и заусенцы на проводе, резкие изгибы провода вызывают выделение водорода (из-за короны), Ацетилен возникает при наличии «плавающей» земли или при повреждениях изоляции. Маловероятно, чтобы появлялся метан, возникающий, в первую очередь, при перегревах. Его наличие в масле может быть следствием перегрузок, низкого уровня масла, дефектов радиаторов и вентиляторов системы охлаждения. Наличие метана чаще других является следствием ошибок эксплутационного персонала.

Различные методы интерпретации ГХА приводят к разным выводам. Было установлено, что ни один метод не пригоден для универсального применения. Поэтому были рассмотрены наиболее распространённые методы интерпретации результатов ГХА масла. Методика МЭК 599 . Введена в действие в 1978г и использует отношения концентраций газов: . Интерпретация проводится в случае, если концентрация газов выше определённого уровня и достаточна чувствительность аппаратуры для анализа. Как вспомогательный критерий используется отношение концентраций газов , показывающий наличие старения бумаги.

Методика предполагает использование информации о количестве образующегося газа, развитии дефекта во времени. В настоящее время введена новая редакция МЭК 60599, использующая меньшее число дефектов [4]. Для уточнения диагноза введены дополнительно два отношения концентраций газов: , оценивающее влияние проникновения газов из отсек РПН в бак, и , указывающее на перегрев масла. В приложении к новой редакции содержится уточнённая версия метода треугольника Дюваля и диаграммы Дорненбурга. Типичные концентрации газов рекомендуется определять по базе данных конкретного пользователя. Они рассчитываются как концентрация на кривой интегрального распределения, соответствующая 90% анализов на исправно работающих трансформаторах. Приведенные типичные концентрации показывают крайние (максимальные и минимальные) границы этих величин, принятые разными организациями.

Методика IEEE ( по стандарту ANSI / IEEE Std. С57.104 - 1991). С её помощью различаются три вида дефектов: термические, электрические малой интенсивности и электрические большой интенсивности. Аналогично МЭК 60599 используются три отношения концентраций газов ().Для оценки состояния используются предельные концентрации отдельных газов и особенно горючих газов в целом, причём без сравнения с предыдущими измерениями и без учёта истории эксплуатации трансформатора. Вид дефекта определяется по отношениям концентраций ключевых газов. Дополнительно предлагается сравнить результаты с получаемыми по методу Дорненбурга. Важной частью методики является учёт изменения концентрации газов во времени.

Методика CEGB (отношения по Роджерсу), используемая энергокомпаниями Великобритании, основана на зависимости соотношения ненасыщенных и насыщенных углеводородов в масле от его температуры. Также учитывается рост содержания водорода от роста температуры. При переходе концентрации газов за предельные значения подозревается наличие дефектов в трансформаторе. Для определения вида дефекта используются четыре отношения газов: . Газы расположены по возрастанию температуры разложения изоляции. В зависимости от значения отношений газов им присваиваются кодовые числа, по которым ставится диагноз. Методика Шлизингера, по которой отношения газов комбинируются с уровнями концентрации. Комбинация выражается кодовыми числами, применяемыми для интерпретации результатов ГХА. Используется пять отношений газов: . В зависимости от значений отношений им присваиваются кодовые числа. Далее находятся кодовые числа по уровням концентрации , , суммы и суммы и СО. Для этих газов установлены уровни концентраций (от - до). В зависимости от концентрации по таблице присваивается кодовое число. Комбинации кодовых чисел сведены в диагностическую таблицу. Методика Дорненбурга, при которой используется построение зависимостей от и от в двойном логарифмическом масштабе (рис.1.1), отдельные зоны на графике соответствуют областям: термической деградации, дуговых и частичных разрядов.

28

Рис.1.1. Зоны разделения дефектов по Дорненбургу [ 4 ]: PD - частичные разряды; D1- разряды низкой энергии; D2 - разряды высокой энергии; Т1 - термические дефекты при Т < 300 ?C ; Т2 -термические дефекты при Т = 300 - 700 ?С ; Т3 - термические дефекты при Т > 700 ?C.

Метод недостаточно чётко различает дефекты, но даёт возможность использовать газы из газового реле. Дальнейшее развитие методики включило использование отношений газов.

Метод номограмм, который является комбинацией использования отношений газов и оценки уровня концентрации газов.

Строится номограмма, состоящая из серии вертикальных логарифмических шкал, представляющих концентрации отдельных газов. Прямые линии, проводимые между соседними шкалами, соединяют точки, представляющие концентрации отдельных газов. Наклон этих линий является диагностическим критерием для определения вида дефекта. Практикуется корректировка шкал в соответствии с историей эксплуатации данного трансформатора.

Методика Дюваля. Применяется с 1989г и использует треугольную диаграмму (рис.1.2), на которой отображается процентное содержание трёх газов - метана, этилена и ацетилена (, , ). Каждый угол треугольника соответствует 100% одного газа и 0 других. Треугольник внутри разделён на 6 областей, соответствующим видам дефектов. Методика наглядна и проста в применении.

28

Рис.1.2. Диаграмма «Треугольник Дюваля»

;

; ;

границы зон отдельных дефектов: ;

;

;

;

;

.

Методика, принятая в России (РД 153 - 34.0 - 46.302 - 00) введена в действие в 2000г. и использует, как и методика МЭК 599, расчёт отношений концентраций газов . Для уточнения диагноза используется также отношение газов . Определение характера дефекта проводится в случае, если содержание в масле хотя бы одного из семи анализируемых газов выше граничной концентрации, установленной опытным путём.

Различаются «основной» газ, концентрация которого по отношению к граничной, максимальна, «характерные» газы, концентрация которых находится в пределах 0,1 - 1,0 граничной, и «нехарактерные» газы, концентрация которых ниже 0,1 граничной.

По названию «основного» газа определяется девять видов дефектов, характер дефектов определяется по типичным комбинациям «основного» и «характерных» газов.

Критерий скорости нарастания газов в масле при превышении концентрации газов за граничные значения является решающим для отключения трансформатора [5].

Применение методов интерпретации результатов ГХА масла в трансформаторах в различных странах различными фирмами существенно различается.

Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов, использование опыта разными организациями.

На основании анализа эффективности контроля состояния трансформаторов с помощью ГХА масла разными методами, рабочей группой СИГРЭ 15.01 предложена новая методика интерпретации результатов ГХА [6].

Новая методика РГ СИГРЭ 15.01 даёт для крупных сетевых и блочных трансформаторов нормальные концентрации ключевых газов.

В новой методике даны следующие ключевые отношения газов:

№ 1 - (ацетилен / этан). Отношение № 1 считается ключевым для определения наличия электрических разрядов; его значение > 1,0 указывает на наличие дефекта;

№ 2 - (водород / метан ). По отношению № 2 определяют наличие частичных разрядов. Обычно его значение > 10. (МЭК 60599 использует отношение метан / водород);

№ 3 - (этилен / этан). Отношение № 3 представляет собой отношение ненасыщенных углеводородов к насыщенным и выявляет термические воздействия. Обычно его значение должно быть > 1,0. Ненасыщенные углеводороды образуются главным образом при перегревах масла;

№ 4 - (диоксид / оксид углерода). По отношению № 4 определяют степень деградации целлюлозы. Если его значение > 10, то имеет место перегрев целлюлозы. Если его значение < 3, то обычно это свидетельствует о деградации целлюлозы под действием дефектов электрического характера. Для подтверждения диагноза рекомендуется анализ содержания фуранов по МЭК6198.

№ 5 - (ацетилен / водород). Отношение № 5 используется для определения проникновения газов в бак из отсека РПН. В таком случае отношение обычно ? 2 , а концентрация не менее о.е. Так как водород менее растворим в трансформаторном масле, чем ацетилен, последний быстрее диффундирует из отсека РПН, и в бак диффундирует только малое количество водорода. В результате в трансформаторном масле количество ацетилена становится больше, чем водорода.

Процедура интерпретации:

по результатам ГХА масла определяются концентрации и отношения ключевых газов;

если все концентрации ниже нормальных, результат обозначается К1. Если хотя бы одна концентрация превысила пределы нормальных значений, присваивается код К2 ;

если все ключевые отношения ниже указанных для них пределов (для СО и - не выходят за пределы), результат обозначается кодом R1;

если какое - нибудь из отношений превышает указанные пределы (для СО и - выходит за пределы), результат обозначается кодом R.

Комбинации результата:

К1 и R1 - никаких мер не принимается, трансформатор, вероятнее всего, не имеет дефектов;

К2 и R1 - трансформатор, вероятнее всего, имеет дефект, необходимы дополнительные анализы;

К1 и R2 - возможно наличие развивающихся дефектов, необходимы дополнительные анализы;

К2 и R2 - возможно наличие более одного вида дефекта, необходимы дальнейшие обследования.

На рис.1.3, а - в показаны распределения газов в функции класса напряжения и характера нагрузки, построенные по одной из баз данных рабочей группы СИГРЭ 15.01.

28

Рис.1.3 Распределение трансформаторов по концентрации газов в функции напряжения и характера нагрузки: а) водорода ; б) суммы углеводородов ; в) углекислого газа ; 1, 2 - сетевые и блочные трансформаторы соответственно 380 кВ; 3, 4 - сетевые и блочные трансформаторы соответственно 380 кВ; 5 - сетевые трансформаторы 110 кВ.

Как показывают эти диаграммы (рис.1.3.), нет существенной разницы в концентрациях водорода при разных классах напряжения и уровнях нагрузки. Для распределения суммы углеводородов такие зависимости существуют. На распределение влияет класс напряжения; концентрация значительно выше для блочных трансформаторов, которые обычно работают в режиме базисной нагрузки, тогда как загрузка сетевых трансформаторов значительно ниже.

Новая методика отличается этапностью подхода к оценке состояния трансформатора, не противоречит рекомендациям МЭК60599, а лишь развивает их в удобной для практики форме.

Развитие методики интерпретации ГХА масла продолжается. В последнее время разными организациями для анализа результатов ГХА масла трансформаторов предложено использовать математический аппарат нечёткой логики.

Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

В Украине одним из основных методов диагностики силовых трансформаторов является контроль углеводородных газов, растворённых в масле [7,8]. Причём для обеспечения простоты и необходимой глубины диагностирования целесообразно контролировать содержание в масле ацетилена и этилена. Ацетилен возникает при наиболее опасных дефектах, сопровождающихся возникновением электрической дуги. Нагрев контактов, локальные повреждения магнитопровода вызывают появление этилена. Наличие остальных газов (без снижения надёжности) достаточно определять при периодических анализах в хроматографических лабораториях.

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

По определению, принятому в ГОСТ 20074-83, частичным разрядом (ЧР) называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами. Он может происходить как на поверхности раздела сред, так и внутри изоляции. Внешними проявлениями процесса частичных разрядов в изоляции являются импульсы напряжения на трансформаторе и вызванный ими ток переходного процесса в цепи . Результаты измерений ЧР на рабочем напряжении в трансформаторах, выполненных по ГОСТ 20074 - 83 совместно с измерением других характеристик изоляции (tg?, влагосодержание масла и твёрдой изоляции, газосодержание масла) в процессе эксплуатации , приведены в табл. 1.1 [9].

Таблица 1.1 Оценка состояния изоляции силовых трансформаторов по характеристикам ЧР

№	Состояние изоляции
1	Нормальное состояние
2	Дефектная изоляция (образование газовых пузырьков, повышение влажности
3	Требуется периодический или непрерывный контроль
4	Пробой масляного канала (образование «белых следов» на поверхности картона. Необходимо выявление и устранение дефекта) Пробой масляного канала (образование науглероженных побегов, ползущий разряд. Необходимо выявление и устранение дефекта)

В подверженной разрушению изоляции высокого напряжения ЧР возникают в пустотах и расслоениях изоляции. Эти пробои наводят в обмотке высокочастотные импульсы малой амплитуды. Величина и число этих импульсов зависит от степени разрушения изоляции. Поэтому, если возрастают число и величина напряжения импульсов ЧР, то это означает увеличение скорости разрушения изоляции. Обнаружение дефектов изоляции определяется не чувствительностью аппаратуры, а оптимальным соотношением сигнал / шум.

Импульс тока ЧР создаёт импульс давления в окружающей среде, который может быть зарегистрирован соответствующим устройством. На этом принципе основаны акустические методы обнаружения ЧР. Однако основная область применения этих методов - определение места возникновения ЧР в трансформаторе.

Для периодического мониторинга ЧР на трансформаторе СН энергоблока может быть предложена схема (рис.1,4) с анализатором спектра.

Одним из перспективных методов диагностирования является метод, основанный на анализе электромагнитного излучения электрических установок [9].

28

Рис.1.4 Размещение датчиков ЧР в трансформаторах собственных нужд электростанций без вывода их из работы

28

Рис.1.5 Распределённый датчик измерения температуры, основанный на регистрации рамановского обратного рассеяния методом OTDR

1.4 Определение температуры наиболее нагретой точки обмотки

трансформатора

Традиционные косвенные методы определения температуры обмотки трансформатора (по температуре верхних слоев масла трансформатора, измеряемой с помощью термометров, либо термометрического сигнализатора с электроконтактным манометром, либо дистанционного термометра сопротивления, устанавливаемых в карманах (гильзах) крышки бака) обладают существенными недостатками и не определяют истинной температуры в обмотке трансформатора.

Термографическое обследование трансформатора во многом является вспомогательным средством оценки его теплового состояния и исправности в работе связанных с ним систем и узлов.

Для измерения температуры обмотки силового трансформатора во время работы наибольшие возможности открывает применение волоконно-оптических датчиков. Важными преимуществами этих датчиков являются:

? низкая чувствительность к воздействиям электромагнитных помех и электромагнитных импульсов ;

? высокая пропускная способность, заключающаяся в возможности создании чистоволо-конной сети датчиков, имеющей дополнительные преимущества перед другими сетями;

? малые размеры и вес.

Оптическая рефлектометрия временной области (OTDR) хорошо зарекомендовала себя в измерительных системах как метод для обнаружения обусловленных нагревом локальных изменений потерь или коэффициента рассеяния непрерывного измерительного волокна. Измерение температуры обмотки при длине оптоволокна более 1 км обеспечивает метод на основе регистрации рамановского обратного рассеяния (рис.1.5). Основное преимущество метода - возможность использования обычных с примесью германия телекоммуникационных градиентных волокон.

1.5 Выводы

1. Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформатора. Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используют: газохроматографический анализ (ГХА) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.

2. Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов, использование опыта разными организациями.

Развитие методики интерпретации ГХА масла продолжается.

Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

3. Предложен датчик ЧР и схема его размещения для ТСН электростанций без вывода из работы.

4. Для определения ТНТ обмотки трансформатора предложен распределённый датчик измерения температуры, основанный на регистрации рамановского обратного рассеяния методом OTDR.

2. Автоматизированные системы контроля

2.1 Общие требования

Наибольшей эффективностью в предупреждении аварий трансформаторов обладают системы непрерывного контроля, использующие комплекс датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов развивающихся при работе дефектов.

Результаты измерений контролируемых параметров в системе отображаются в удобном для использования виде и сохраняются для возможности сравнения и выявления тенденций изменения по времени. Кроме того, в систему вводятся данные о предыдущих условиях эксплуатации. Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза , но учёт прошлых режимов и ранее измеренных значений позволяют полнее оценить общее состояние трансформатора, прогнозировать процесс его ухудшения.

Множество параметров, которые необходимо обрабатывать в таких системах, сложные логические связи, подлежащие выявлению, необходимость быстрого анализа и оперативного принятия решения требуют высокой степени автоматизации систем контроля (АСК).

АСК применяются уже продолжительное время. Существует много работающих систем с частичным охватом контролируемых параметров, т.е. с резко ограниченным числом видов выявляемых дефектов.

Общими для систем непрерывного контроля является цель - выявление на ранней стадии развития опасных для трансформатора дефектов непосредственно во время работы. Также общим является наличие общей системы обработки, анализа и отображения в удобном для эксплуатационного персонала параметров состояния трансформатора.

В отличие от предыдущих лет, системы непрерывного контроля предлагаются для мощностей трансформаторов, начиная уже с 10 МВА.

2.2 Контроль с экспертными системами

Дальнейшим развитием АСК трансформаторов является использование экспертных систем для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу. Примером может служить диагностическая информационная система для трансформаторов Insite (США). Это самообучающаяся экспертная система, выявляющая дефекты, определяющая изменения в работе трансформатора и дающая рекомендации по уходу за ним.

Измеряются параметры режима работы, tg ? и ёмкость вводов, токи по фазам, напряжения и токи электродвигателей насосов, РПН и вентиляторов, влагосодержание масла, температура его верхних и нижних слоёв, концентрация растворённых в масле газов.

Система Insite включает 6 главных частей: датчики, блок обработки данных, линию связи, сервер, математическое обеспечение анализа с помощью экспертной системы, математическое обеспечение интерфейса с пользователем. Передача данных от блока обработки данных к серверу производится периодически или в случаях нарушения режимов. Двухсторонняя связь этого блока с сервером в системе Insite осуществляется с помощью местной сети связи или телефонной сети. Система контролирует состояние выключателей, трансформаторов, их вводов, трансформаторов тока. При сбоях в работе персоналу посылается тревожный сигнал.

Институтом электроэнергетики ЕPRI (США) разработана также система Xvisor для диагностики состояния трансформаторов. Она также обрабатывает результаты измерений датчиками и коррелирует их с информацией о нагрузочных способностях и особенностях конструкции трансформатора. Дальнейшее развитие этой системы предполагает создание базы данных по РПН и вводам.

На Украине разработкой АСК состояния трансформатора под нагрузкой занимались организации «Варта», «Киевэнергодиагностика», «Донбассэнерготехнология», ПО «Запорожтрансформатор», Киевский политехнический институт и [7,8,9].

В АСК работы трансформаторов может быть использован серийно выпускаемый ПО «Киевприбор» информационно-диагностический комплекс «Регина», осуществляющий обработку и регистрацию сигналов, построение графиков изменения параметров, анализ состояния оборудования. Регистратор имеет следующие технические характеристики:

* количество аналоговых входов ;

* количество дискретных входов 224, 448, 672; частота дискретизации кГц;

* длительность регистрации одного события и количество регистрируемых событий не ограничена;

* продолжительность регистрации доаварийного режима, как правило, 200 мс;

* режим регистрации дискретных сигналов - непрерывный;

* номинальное значение входного переменного тока , - 1А, 5А;

* номинальное значение входного переменного напряжения - 100В;

* диапазоны регистрации аналоговых сигналов: по переменному току - от 0,1 до 40 ; по переменному напряжению от 0,001 В до 1000 В; по постоянному току - от -20 мА до +20 мА, от -150А до +150А; по постоянному напряжению - от -10 В до +10 В, от -400В до +400В;

* потребляемая мощность не более 50 ВА.

2.3 Комплексные автоматизированные системы

Первой системой контроля состояния силовых трансформаторов, предназначенной для выявления максимально возможного числа дефектов на ранней стадии их развития, является разработанная в США система TRAS. Принципиальное отличие этой разработки - создание новой концепции комплексного контроля состояния трансформатора, основанной на моделировании возможных процессов в трансформаторе при изменении его нагрузки и внешних условий и сравнении с реальными показаниями измерительных датчиков на трансформаторе.

Система TRAS разработана для выявления возникающих при работе трансформатора дефектов типа частичных разрядов, ослабление механической прочности из-за КЗ, появление точек перегрева в обмотке и сердечнике, повреждений комплектующих узлов - устройств РПН и вводов. Системой через короткие промежутки времени контролируются наиболее важные параметры, отражающие состояние трансформатора. В основу положены связи этих параметров с выявляемыми с их помощью дефектами (табл.2.1).

Таблица 2.1. Связь параметров с выявляемыми дефектами

Контролируемые параметры	Вид дефекта
Влага в масле	4 и 8
Газы в масле	1 - 7
Частичные разряда	1, 2, 5, 6, 7
Температура	1, 3, 4
Вибрация	1, 3
масла	4, 6, 7
Перегревы	1, 3, 4

Примечание. Приняты следующие обозначения видов и проявлений дефектов: 1 - дефект в обмотке; 2 - дефект изоляции; 3 - дефект сердечника; 4 - горячие точки; 5 - дугообразование; 6 - пузырьки газа; 7 - грязь в масле; 8 - утечки в системе.

Кроме датчиков, контролирующих эти параметры, система использует измерительные трансформаторы тока и напряжения для контроля режима работы, датчики положения устройства РПН, включения и отключения вентиляторов и насосов, сведения о геомагнитных возмущениях (рис.2.1).

28

Рис.2.1 Структурная схема работы системы TRAS

Математические модели поведения отдельных узлов трансформатора содержат постоянные и переменные коэффициенты, с помощью которых может прогнозироваться характеристика трансформатора при определённых условиях эксплуатации. Некоторые коэффициенты модели являются адаптивными, они изменяются в зависимости от рабочего режима трансформатора. Так, например, на входе такой модели может быть ток нагрузки, а на выходе - потери . В этом случае могут вводиться дополнительные зависимости сопротивления R от внешней температуры, положения переключателя отпаек т.п.

Для каждого датчика системы модель рассчитывает ожидаемые результаты измерений, и через определённый промежуток времени они сравниваются с фактическими данными. Если разница представляет статистически значимую величину, это свидетельствует об ухудшении состояния данного узла. Применение адаптивных моделей резко повышает чувствительность к аномалиям за счёт меньшей зависимости от условий режима работы трансформатора. На рис. 2.2. поясняется работа математической модели в системе TRAS.

Рис. 2.2 Структурная схема модуля с математической моделью

Размещено на http://www.allbest.ru/

В системе TRAS, в частности, применены тепловая модель поведения изоляции (определение наиболее нагретой точки), модель процесса выделений газов из масла и модель установления равновесия влаги между маслом, воздухом и твёрдой изоляцией.

Критериями выявления дефектов могут являться пороговые значения измеренных величин, отличие их от значений, прогнозируемых соответствующей моделью, тенденции изменения значений во времени, отношения значений. Выявление дефектов сопровождается выдачей тревожных сигналов.

В системе TRAS производится краткосрочный и долгосрочный анализы данных измерений. Краткосрочный анализ использует поминутные измерения, прогноз делается адаптивной моделью. Применение адаптивной модели позволяет приспособить систему к любому конкретному трансформатору.

Долгосрочный анализ тенденций изменения характеристик включает проверку постоянных, входящих в уравнение модели. Таким образом, модель вовремя адаптируется по этим постоянным. Слежение за постоянными уравнений моделей даёт возможность выявления их небольших изменений под действием внешних по отношению к трансформатору условий (см. рис.2.2). Тенденции к изменениям проявляются уже в начальной стадии развития дефектов в трансформаторе, при их выявлении можно провести корректирующие мероприятия прежде, чем наступит повреждение. Например, с помощью модели поведения влаги в масле рост увлажнения может быть прекращён внешними воздействиями прежде, чем потребуется дорогостоящая обработка масла.

В системе TRAS применены некоторые виды чувствительных датчиков.

Акустические датчики частичных разрядов представляют собой стекловолоконные стержни, которые являются чувствительными приёмниками акустических сигналов. При установке в масле они выявляют ультразвуковые сигналы от разрядов в изоляции, преобразуя их в электрические с помощью контактирующих с ними пьезоэлектрических преобразователей. Такие стержни- приёмники весьма чувствительны и к разрядам, возникающим при статической электризации масла. Датчики могут быть установлены на трансформаторе при реконструкции, через крышку бака или люки. При невозможности установки стержней- приёмников на баке трансформатора, устанавливают чувствительные микрофоны, защищённые от внешних воздействий. Внешние датчики могут быть установлены и при наличии внутренних. Кроме того, имеется ещё один внешние датчик, реагирующий на звуки дождя, града и другие посторонние звуки. Специальная тестирующая система периодически проверяет функционирование всех частей системы акустических датчиков.

Датчик влаги в масле, специально разработанный для системы TRAS, непрерывно определяет относительную влажность масла. Его показания сверяются с моделью равновесия влаги в системе изоляции. Выявляются изменения увлажнённости масла в работе, которые могут снизить его электрическую прочность, вызвать выделение пузырьков газа из твёрдой изоляции, привести к ускоренному старению бумаги.

Датчик газов, растворённых в масле, является в основном детектором водорода, но он также немного чувствителен к газам , выделяющимся внутри трансформатора. Соответствующая модель определяет возможные изменения концентрации газов в масле.

Датчики температуры размещены в верхних и нижних слоях масла в баке трансформатора, а также в окружающем воздухе. Для вычисления температур нагревов верхних слоёв масла и самых горячих точек в трансформаторе используется модель теплового состояния, рекомендованная IEEE. Сравнение с расчётными значениями температуры для измеренных значений рабочего тока трансформатора позволяет выявить неполадки в системе охлаждения.

На основе показаний датчиков температуры производится температурная компенсация всех других датчиков и моделей.

Датчики влаги, газов и температуры масла устанавливаются в шунтирующей охладители ветви циркуляции масла. Краны и люки на крышке бака трансформатора используются для установки датчиков частичных разрядов и температуры верхних слоёв масла. Кабели от датчиков выведены в небольшой ящик на трансформаторе, где находятся интерфейсы и устройство обработки данных.

Опыт эксплуатации системы TRAS. Первые опыты проводились в 1989г. на трансформаторе 248 / 8000 В мощностью 50 кВА. В настоящее время - работа на трансформаторах мощностью 125- 500 МВА. Продолжается работа по совершенствованию системы TRAS: применение более чувствительных датчиков для контроля устройств РПН и вводов, совершенствование алгоритмов обработки сигналов (особенно частичных разрядов), использование метода искусственных нейронных сетей для интерпретации тревожных сигналов, расширения моделей процессов, происходящих в трансформаторе (миграция влаги, образование пузырьков, статическая электризация потоком масла), Ведутся разработки по усовершенствованию датчиков непрерывного контроля газа, оптических датчиков температуры наиболее нагретых точек.

2.4 Система контроля компании Siemens

В основе системы непрерывного контроля состояния трансформатора, разработанной компанией Siemens [10], лежит широкое применение стандартных вычислительных средств, позволяющих обрабатывать измеряемые датчиками сигналы, провести их анализ, осуществить удобное для персонала отображение и выдать предупреждение об опасных режимах. Модульный принцип с лёгкой заменой отдельных модулей и использование стандартных интерфейсов обеспечивают большую гибкость системы. Система включает комплект датчиков, блок обработки (аналого-цифровые преобразователи) и компьютерную часть (рис.2.3).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.3. Модульная структура системы непрерывного контроля силового трансформатора компании Siemens: Д1 - Д3 -датчики напряжения; Д4 -Д8 -датчики тока; Д9 датчик положения отпаек РПН; Д10 - Д19 - датчики температуры в разных точках; Д20 - Д23 - датчики газов, растворённых в масле; Д24 - датчик влажности масла; Д25 - Д32 - датчики включения насосов и вентиляторов; Д33 - Д36 - датчики скорости потока воздуха; Д37 - Д40 - датчики скорости потока масла; Д41 - Д42 - датчики уровня масла в расширителе и в баке устройства РПН; Д43 - Д45 - датчики давления масла во вводах ВН.

Датчики имеют систему самопроверки.

В основе математического обеспечения системы контроля - операционная система Microsoft Windows (95 или NT). Программа обеспечивает управление системой, обработку и запоминание данных, а также визуализацию данных на экране персонального компьютера.

Первая ступень работы программы - обработка данных. Каждую минуту проводится весь комплекс измерений и рассчитываются физические данные, в том числе коэффициент старения, полная продолжительность работы трансформатора и т. п. Все измеренные параметры отображаются на экране и при необходимости распечатываются.

Вторая ступень - выявление перехода за допустимый предел одного или нескольких параметров. Для каждого из физических параметров может быть установлен свой предел. Если надо, задействуется тревожная сигнализация. По прошествии каждого часа запускается команда на сжатие данных. Результаты 60 поминутных измерений сжимаются в один пакет данных, характеризующих этот час. Последовательность действий показана на рис. 2.4.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.4. Последовательность действий при сжатии запоминании данных в системе компании Siemens

Почасовые данные, а также одноминутные за 30 суток архивируются на жёстком диске. По прошествии 30 суток одноминутные данные стираются. Архив минутных данных помогает , например, анализировать данные специальных испытаний во время включения - отключения трансформатора.

Благодаря сжатию и сокращению данных необходимый объём памяти на один трансформатор в год снижен до 3 Мб. Так, например, фиксируется только максимальное в течение часа значение концентрации газов в масле. Во время работы системы протоколируются все сведения об изменениях режима работы трансформатора и возникновении дефектов, о начале и конце работы системы непрерывного контроля. Передача информации на удалённые терминалы реализуется с помощью модема. Изображение на экране ведущего компьютера непрерывно передаётся на компьютеры пульта управления диспетчерского пункта. Это позволяет их персоналу анализировать данные контроля. Пример передаваемого на пульт управления сообщения приведен на рис.2.5.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эффективным методом определения в трансформаторе дефектов на ранней стадии их развития является анализ газов, растворённых в масле. Непрерывный контроль содержания растворённых в масле газов в системе Siemens проводится с помощью датчика Hydran, изготовленного компанией Syprotec. Этот датчик чувствителен не только к водороду, он заметно реагирует на оксид углерода (18% чувствительности) и этилен (8% чувствительности) Точность измерений составляет 10% полной шкалы или о.е. по водороду. Если датчик Hydran показывает повышение концентрации водорода или смеси газов в масле, можно взять пробу масла из контролируемого трансформатора, провести в лаборатории полный анализ по всем характерным для дефектов газам, уточнить диагноз и получить уверенную основу для принятия дальнейших мер.

Дополнительно в масле определяется содержание влаги, позволяющее оценить увлажнённость твёрдой изоляции. Для измерения влаги в масле используется полупроводниковый датчик, который, также как и датчик газа в масле, монтируется на трубопроводе, ведущем от трансформатора к охладителю, что позволяет осуществить контроль масла, протекающего через обмотку. Совремённые датчики способны определить влагосодержание масла порядка нескольких частей на миллион.

Чтобы определить остаточный ресурс или срок службы, необходимы сведения о перегрузках и тепловых процессах в трансформаторе. Нагрузка трансформатора определяется с помощью измерений токов и напряжений. Измерение напряжений проводится на измерительных обкладках вводов. С помощью измерений напряжения можно также оценить продолжительность работы трансформатора: если напряжение к трансформатору не приложено, прекращается отсчёт времени часов работы.

Токи измеряются во всех трёх фазах обмотки ВН и по одной фазе на СН и НН. В комбинации с устройством РПН это позволяет рассчитать нагрузку трансформатора.

Основой для оценки остаточного ресурса является анализ процесса старения бумажно-масляной изоляции, определяемого тепловыми процессами, в первую очередь, наибольшими рабочими температурами Для контроля этих процессов измеряется температура масла с помощью термосопротивлений РТ 100.

Температура верхних слоёв масла хорошо определяется по температуре в верхней части охладителя, измеряемой в трубе, ведущей к радиаторам, в отличие от измерений температуры на крышке бака, которые в бoльшей степени зависят от погодных условий. По температуре верхних слоёв масла с помощью методики, предписанной стандартами, рассчитывается температура наиболее нагретых точек и оценивается старение изоляции трансформатора.

Измерение температуры в нижней части охладителя и наружная температура дают информацию о правильности работы охладителя. Эти измерения, а также фиксация времени включения и отключения насосов и вентиляторов, определяющая продолжительность их работы, и позволяют проводить профилактику по состоянию этих элементов трансформатора.

Измерение скорости масла и потока воздуха через охладители, а также значения нагрузки и положение устройств РПН позволяют контролировать эффективность системы охлаждения. Это поможет, например, выявлять засорения радиаторов.

Уровень масла в расширителе и баке устройства РПН, а также давление масла во вводах позволяют контролировать состояние этих узлов.

Опыт эксплуатации системы. Первая система непрерывного контроля силовых трансформаторов компании Siemens была установлена в 1997г на блочном трансформаторе 200МВА, работающем на сеть 220 кВ на сетевом трансформаторе 300 МВА в сети 400 кВ.

Результаты работы системы на трансформаторе 200 МВА при нагрузке около 140МВА (примерно 70% времени) за полгода. Температуры масла на входе и выходе охладителя, температура охлаждающей воды и расчётная температура наиболее нагретой точки колебались в пределах 3 - 6 ?С. Разница температур в верхней и нижней частях охладителя составляла 2?С. Максимальное расчётное значение температуры наиболее нагретой точки составило 71,8?С. Это соответствует коэффициенту износа 0,05, рассчитанному для теплового старения по «шестиградусному» правилу, т. е. пренебрежимо малому для этого режима работы.

Показания датчика Hydran в пределах точности соответствуют результатам полного лабораторного анализа газов в масле - «здоровом» состоянии трансформатора. За 2500ч работы по показаниям датчика Hydran концентрация смеси газов выросла с 22 до 120 о.е., в течение следующих 1000ч оставалась практически неизменной. В течение этого времени анализы показали заметный рост концентрации оксида углерода (до 386 о.е), что вполне обычно. Концентрация водорода и суммы углеводородов была ниже 10 о.е.

Влажность воздуха в расширителе имела постоянно низкое значение, так как при работе в режиме постоянной нагрузки трансформатор практически не «дышит». Влажность масла составляла (4-5) о.е.(практически - норма) и немного возрастала в периоды отключения или снижения нагрузки.

Для оценки нагрузки на переключатель устройства РПН используются данные о токах нагрузки и числе переключений устройства РПН на разные положения отпаек обмотки. Определяется суммарная нагрузка на переключатель. За 5 мес. работы системы накопленная сумма коммутируемых токов составила 294,3 кА на фазу. Наиболее часто переключения происходят при рабочих токах около 300А. Для контроля устройства РПН использовалась система ТМ 100, измеряющая момент на валу переключателя и температуру в отсеке РПН, Определялся износ контактов.

При установке системы контроля на трансформатор требуются дополнительные фланцы для датчиков газа и влаги в масле, а также для измерения скорости масла. Эти фланцы привариваются к трубопроводам, ведущим от бака трансформатора к охладителям.

Надо отметить, что большое внимание при контроле состояния трансформаторов уделялось и методам выявления дефектов при обследовании трансформаторов в отключённом состоянии. Кроме традиционных измерений электрических характеристик, использовались анализ переходных функций трансформатора с помощью импульсной и частотной характеристик и измерения частичных разрядов при повышенном напряжении. Результаты работы системы признаны удовлетворительными [11].

2.5 Предлагаемый комплекс методов

Как известно, выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформатора. Особенно эффективно применение этого контроля для трансформаторов, отработавших более 10 лет. Как правило, при непрерывном контроле выявляется только факт возникновения дефекта. Определение места и опасности дефекта производится обследованием трансформатора в отключённом состоянии. К этому выводу приводит также несовершенство (в Украине - их отсутствие [8]) датчиков непрерывного контроля растворённых в масле газов. Комплекс мероприятий по оценке состояния трансформатора включает непрерывный и периодический контроль диагностических параметров и подробные обследования в отключённом состоянии. Для непрерывного контроля, на наш взгляд, наиболее эффективно применение системы, аналогичной TRAS.

Традиционно (пока нет единой методики) в состав сведений о трансформаторе в отключённом состоянии трансформатора входят (помимо сведений об эксплуатации трансформатора) данные периодических профилактических испытаний. Особое внимание уделяется оценке увлажнения и загрязнения изоляции по зависимости от температуры, так как предусмотренные Нормами испытания без учёта температуры неэффективны.

К перспективным видам испытаний на работающем трансформаторе следует отнести:

- расширенный анализ масла (кроме традиционных газохроматографических влаги, фуранов и механических примесей - определение числа омыления, мутности, коэффициента поверхностного натяжения и др.);

- опыт прогрева трансформатора с отбором проб масла;

- определение параметров частичных разрядов кажущегося заряда, частоты повторения и энергии (см. также табл.1.1. и рис. 1.4);

- анализ виброакустического спектра;

- обследование с помощью тепловизора;

- анализ частотных характеристик для диагностирования состояния обмоток силовых трансформаторов (после КЗ ) [12]. Тепловизионный контроль [13] находит всё более широкое распространение в нашей стране и за рубежом. Внедрение приборов инфракрасной техники (ИКТ) в энергетику является одним из основных направлений развития высокоэффективной системы технической диагностики, которая обеспечивает возможность контроля теплового состояния электрооборудования и электроустановок без вывода их из работы, выявления дефектов на ранней стадии их развития.

трансформатор дефект автоматизированный контроль



Рис. 2.6. Система ИК - диагностики электрооборудования

Принцип организации системы инфракрасной (ИК) диагностики в общем виде представлен на рис. 2.6 и включает в себя комплекс взаимосвязанных циклов, определяющих последовательность проведения операций и их информативность.

Регламент проведения ИК- диагностики (1) включает в себя периодичность и объем измерений контролируемого объекта или совокупности объектов.

Операция по проведению ИК-диагностики (2) должна выполняться приборами ИКТ, обеспечивающими достаточную эффективность в определении дефекта на работающем оборудовании.

Выявление дефекта (3) должно осуществляться по возможности на ранней стадии развития, для чего прибор ИКТ должен обладать достаточной чувствительностью даже при воздействии ряда неблагоприятных факторов, могущих наблюдаться в эксплуатации (влияние отрицательных температур, запыленности, электромагнитных полей и т.п.).