Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

При анализе результатов ИК-диагностики (4) должна осуществляться оценка выявленного дефекта и прогнозирование возможностей его развития и сроков восстановления.

После устранения выявленного дефекта (5) необходимо провести повторное диагностирование (6) для суждения о качестве выполненного ремонта.

Базу данных (8) для ответственных объектов (трансформаторы, выключатели, разрядники) желательно закладывать в компьютер, с тем чтобы она отражала не только результаты ИК- диагностики, но и всю информацию о данном объекте, включая тип, срок службы, условия эксплуатации, режимы работы, объемы и виды ремонтных работ, результаты профилактических испытаний и измерений и другие сведения, позволяющие на основании рассмотрения всего комплекса факторов, заложенных в память компьютера, судить о техническом состоянии объекта.

Инфракрасный (ИК) контроль желательно проводить при отсутствии солнца (в облачную погоду или ночью), предпочтительно перед восходом солнца, при минимальном воздействии ветра в период максимальных токовых нагрузок, лучше весной -- для уточнения объема ремонтных работ и (или) осенью -- в целях оценки состояния электрооборудования перед зимним максимумом нагрузки. При проведении ИК- контроля должны учитываться следующие факторы: коэффициент излучения материала; солнечная радиация; скорость ветра; расстояние до объекта; значение токовой нагрузки; тепловое отражение и т.п.

При проведении инфракрасного обследования электрооборудования существенное значение имеет выявление и устранение систематических и случайных погрешностей, оказывающих влияние на результаты измерения.

Систематические погрешности заключены в конструкции измерительного прибора, а также зависят от его выбора в соответствии с требованиями к совершенству измерения (разрешающей способности, поля зрения и т.п.).

Таблица 2.1 ИК - контроль силовых трансформаторов

Опыт проведения ИК-диагностики силовых трансформаторов показал, что можно выявить с ее помощью следующие неисправности: возникновение магнитных полей рассеяния в трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.); нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасосы, фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка их эффективности; изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчетов, разбухания или смещения изоляции обмоток (особенно у трансформаторов с большим сроком службы); нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора; витковое замыкание в обмотках встроенных трансформаторов тока; ухудшение контактной системы некоторых исполнений РПН и т.п.

Возможности ИК-диагностики применительно к трансформаторам недостаточно изучены. Сложности заключаются в том, что: во-первых, тепловыделения при возникновении локальных дефектов в трансформаторе "заглушаются" естественными тепловыми потоками от обмоток и магнитопровода; во-вторых, работа охлаждающих устройств, способствующая ускоренной циркуляции масла, как бы сглаживает температуры, возникающие в месте дефекта. При проведении анализа результатов ИК-диагностики необходимо учитывать конструкции трансформаторов, способ охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов. Поскольку оценка внутреннего состояния трансформатора тепловизором осуществляется путем измерения значений температур на поверхности его бака, необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток. Кроме того, источниками тепла являются: массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеяния; токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь в токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки; контакты переключателей РПН.

Применительно к наиболее распространенной конструкции трансформаторов с естественной циркуляцией масла (системы охлаждения М и Д) характер изменения температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном сечении приведен на рис.2.7

Рис. 2.7 Изменение температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном направлении []: а - изменения температуры по высоте; б - распределение температуры в горизонтальном сечении; 1 - температура масла; 2 - температура стенок бака; 3 - температура обмотки; 4 - температура магнитопровода; 5 - магнитопровод; 6 - обмотка НН; 7 -обмотка ВН; 8 - стенка бака; 9 - масло; 10 - воздух.

Рис. Системы охлаждения трансформаторов: 1 - выемная часть; 2 - бак; 3 - охлаждающая поверхность; 4 - коллектор; 5 - трубки радиаторов; 6 - бессальниковый насос; 7 - радиаторы, 8 - электровентиляторы.

Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к маслу и от последнего к системе охлаждения осуществляется путем конвекции. Зоны интенсивного движения масла имеются только у поверхностей бака трансформатора, где происходит теплообмен. Остальное масло в баке трансформатора находится в относительном покое и приходит в движение при изменении нагрузки или температуры охлаждающего воздуха.

В соответствии с п. 12.3.12 ПТЭ температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформаторов должна быть не выше: с охлаждением ДЦ - 75°С, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д - 95°С, с охлаждением Ц - 70°С (на входе в маслоохладитель). В трансформаторах с системами охлаждения М и Д разность между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора составляет 20 - 35°С. Перепад температур масла по высоте бака в трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц находится в пределах 4-8°С. Несмотря на такое выравнивание температур масла по высоте бака, теплоотдача от обмоток все же осуществляется путем естественной конвекции масла.

Это означает, что температура катушек в верхней части обмоток будет значительно выше, чем в нижней. Если в трансформаторах с естественной циркуляцией масла температура верхних слоев масла и температура в верхних каналах обмотки примерно одинаковы, то в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в баке будет иметь место значительный перепад между температурой масла в верхних каналах обмоток и температурой верхних слоев масла в баке.

Таким образом, в трансформаторах с естественной и принудительной циркуляцией масла наиболее нагретыми являются верхние катушки обмоток, изоляция которых стареет быстрее, чем нижних катушек.

При оценке нагрева масла в трансформаторах следует считаться с возможностью застоя верхних слоев масла и его повышенных нагревов, если расстояние между крышкой бака и патрубками радиаторов или охладителей велико (больше 200-300 мм). Так, при исполнении крышки "гробиком" температура масла под верхней частью крышки может превышать температуру масла на уровне верхних патрубков охладителей примерно на 10°С.

При проведении ИК- диагностики трансформаторов необходимо считаться с тем, что постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений трансформаторов находится в пределах 4 - 7 мин, а постоянные времени всего трансформатора - в пределах 1,5 - 4,5 ч.

Установившийся тепловой режим трансформатора по обмоткам наступает через 20-30 мин, а по маслу через 10 - 20 ч.

Инфракрасное обследование трансформаторов показало, что, являясь вспомогательным средством контроля, оно позволяет при наличии газообразования в трансформаторе оценить зону образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской технологической документации сузить место поиска дефекта. Для получения более полных данных о характере развития дефекта целесообразно проводить ИК- контроль при х.х. трансформатора и дополнительно при двух-трех ступенях нагрузки. Ниже рассмотрены некоторые данные, которые были получены при ИК- контроле двух автотрансформаторов АОДЦТН-267000/500 и АТДЦТН-135000/330.

В первом случае во всех трех фазах автотрансформатора были обнаружены газы метан, этан, этилен, прогрессирующие с течением времени (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Термографическое обследование фаз автотрансформаторов выявило температурные аномалии на баках фаз автотрансформатора, нагрев большого количества болтов крепления нижнего разъема колокола бака. Вскрытие баков фаз автотрансформаторов выявило следующие дефекты: потемнение от перегрева пластин в месте присоединения швеллера к нижним консолям магнитопровода; заземление направляющего шипа днища бака на нижнюю консоль НН в районе регулировочного стержня AT; потемнение от перегрева и частичное оплавление шайб, пластины и болта в месте касания его к нижней консоли НН. Проверка схемы заземления магнитопровода мегаомметром показала, что сопротивление изоляции на участке "магнитопровод - бак" равно нулю, а между пакетами магнитопровода - 6 Ом - 5 кОм.

В автотрансформаторе АТДЦТН-135000/330 в течение длительного времени происходило газообразование в масле. ГХА газов в масле показал их следующее содержание (табл.2.3).

Таблица 2.3

Скорость нарастания углеводородных газов за 2 мес. составляла для метана 7%, для этилена -- 13% в месяц. В результате термографического обследования было выявлено: нагрев болтов крепления нижнего разъема колокола AT в средней ого части, аномальные нагревы стенок бака АТ фазы С, как со стороны 110 кВ, так и со стороны 330 кВ.

Проводившийся до термографического обследования внутренний осмотр AT выявил около десятка шпилек магнитопровода с нарушенной изоляцией, часть из которых не была восстановлена к моменту тепловизионной съемки.

Эксперименты, проведенные на моделях, показали, что при инфракрасном контроле в ряде случаев могут выявляться: локальные нагревы в баке трансформаторов, связанные с местным перегревом отдельных катушек обмотки; перегревы контактных соединений отводов обмоток; образование застойных зон масла, вызванных разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием или конструктивными просчетами. Перегревы катушек (как правило, крайних) обусловлено наличием в трансформаторах полей рассеяния, зависящих от номинальной мощности трансформатора, потери от которых достигают 30 - 50% основных потерь. При наличии значительных полей рассеяния превышения температуры крайних катушек или витков отдельных обмоток над температурой масла могут быть в 1,5 - 2 раза выше расчетных. Отмечается, что 22% общего количества отказов обусловлено нарушением изоляции и повреждением обмоток, причем за последние годы участились повреждения старых трансформаторов, имеющих характерные конструктивные дефекты.

У автотрансформаторов АОДЦТГ-135000/500 крайние катушки обмотки ВН выполнены с дополнительной изоляцией, которая в процессе эксплуатации разбухает, что ухудшает теплоотвод, увеличивает нагрев провода и соответственно износ витковой изоляции. После потери ее свойств происходят витковые замыкания, переходящие в межкатушечные. У трансформаторов ТДЦГ-180000/220 наблюдаются замыкания параллельных проводов в крайних витках обмотки НН из-за нагрева. Трансформаторам ТДЦ-125000/110 производства СВПО "Трансформатор" свойственны повышенная вибрация металлоконструкций, ненадежная работа переключателей ПБВ и перегрев верхних слоев масла с ускоренным старением изоляции обмоток. Через 15 - 17 лет работы у этих трансформаторов вырабатывается ресурс по состоянию изоляции обмоток.

Выявление внутренних дефектов в трансформаторах путем измерения температуры на поверхности их баков является весьма трудоемкой операцией, зависит от многих факторов (конструкция обмоток, нагрузка, способ охлаждения, внешние климатические факторы, состояние поверхности трансформатора и т.п.) и позволяет выявлять неисправности лишь на поздних стадиях их развития.

Существенное влияние на распределение температуры по поверхности бака трансформатора оказывают меры конструктивного характера, использованные заводом-изготовителем по выравниванию потерь в обмотках трансформаторов. Неравномерность распределения этих потерь по обмотке может являться одной из причин возникновения местных перегревов, вызывающих ускоренное старение изоляции отдельных катушек или витков обмоток, а также возникновения локальных нагревов на стенках бака трансформатора (рис. 2.8).

Снятие термограмм устройств системы охлаждения трансформаторов (дутьевые вентиляторы, маслонасосы, фильтры, радиаторы трансформаторов с естественной циркуляцией масла и т.п.) позволяет оценить их работоспособность и при необходимости принять оперативные меры к устранению неполадок.

Переключающие устройства серии РНТ и им подобные, встраиваемые в трансформаторы, состоят из переключателя и реактора, расположенных в баке трансформатора, а также контактора. Контактор переключающего устройства размещается в отдельном кожухе, расположенном на стенке бака трансформатора и залитом маслом.

Контроль состояния контактов переключателя ввиду его глубинного расположения в баке трансформатора весьма проблематичен. При перегреве контактов контактора ввиду небольшого объема залитого в него масла на стенках бака контактора будут иметь место локальные нагревы.

С течением времени в эксплуатации поверхности труб радиаторов подвергаются воздействию ржавчины, на них оседают продукты разложения масла и бумаги, что порой практически единственным критерием оценки эффективности работы системы охлаждения является температура верхних слоев масла трансформатора, измеряемая с помощью термометров, либо термометрического сигнализатора с электроконтактным манометром, либо дистанционного термометра сопротивления, устанавливаемых в карманах (гильзах) крышки бака. Контроль температуры масла в этих случаях может быть связан с существенными погрешностями, которые обусловлены инструментальной точностью измерения, местом размещения гильзы и другими факторами. Поэтому при термографическом обследовании трансформатора необходимо также сравнивать значения температур на крышке бака, измеренные тепловизором, с данными датчика температуры.

Снятие температурных профилей бака трансформатора в горизонтальном и вертикальном направлениях и сопоставление их с конструктивными особенностями трансформатора (расположение обмоток, отводов, элементов охлаждения и т.п.), пофазное сравнение полученных данных в зависимости от длительности эксплуатации и режима работы позволяет в ряде случаев получить дополнительную информацию о характере протекания тепловых процессов в баке трансформатора.

Рис. 2.8 Термограмма поверхности бака автотрансформатора АТДЦТН-135 МВД 300 кВ с замыканием стяжных шпилек

2.6 Выводы

1. Предупреждение аварий трансформаторов наиболее эффективно достигается системами непрерывного контроля с комплексом датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов развивающихся при работе дефектов. Обработка большого количества данных, требования к удобному отображению результатов и оценки состояния трансформаторов требует автоматизации такой системы.

2. С начала 90-х годов автоматизированные системы начинают применяться за рубежом, вначале с ограниченным числом контролируемых параметров (нагрузка, перенапряжения, нагрев масла, выделение газов). Контроль распространился на всё оборудование ПС, включая трансформаторы, а автоматизированные системы стали частью АСУ ТП ПС.

3. Автоматизация с широким применением ВТ привела к разработке комплекса программ обработки, анализа и отображения данных контроля. Дальнейшим развитием автоматизированного контроля трансформаторов является использование для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу экспертных систем.

4. Наиболее совершенные средства выявления дефектов в работающем трансформаторе - комплексные автоматизированные системы непрерывного контроля, которые стали применяться за рубежом в последнее десятилетие. Такие системы целесообразно применять на крупных ответственных трансформаторах. Например, система TRAS, система компании Siemens, система компании АВВ Secheron.

5. 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) 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.

6. На наш взгляд, комплекс методов для подробного обследования трансформатора, должен быть дополнен тепловизионным контролем (хотя пока не решена задача определения внутренних дефектов трансформатора) и анализом частотных характеристик трансформаторов после КЗ.

7. Кроме функций выявления дефектов, система непрерывного контроля может решать задачи управления режимом трансформатора. Например, существует возможность с помощью соответствующего регулирования охлаждающих устройств держать температуру постоянной. Следствием этого было бы меньшее увлажнение благодаря пониженному «дыханию» трансформатора, и тем самым продление его срока службы.

Заключение

1. Ситуация в мировой энергетике, связанная с либерализацией рынка ЭЭ и усилением конкурентной борьбы, потребовала перехода к более эффективной стратегии эксплуатации оборудования, в том числе силовых трансформаторов. Такой стратегией является переход обслуживанию и ремонтам не по графикам, а в зависимости от его состояния.

Существенные темпы старения парка электрооборудования в свою очередь потребовали оценки его работоспособности и продления срока службы.

Отличия отечественной энергетики - особенно быстрый рост парка оборудования, отработавшего свой ресурс при крайней экономии средств на обслуживание и замену оборудования на новое.

2. 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.

3. 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.

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

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

6. Обработка большого количества данных, требования к удобному отображению результатов и оценки состояния трансформаторов требует автоматизации такой системы.

7. С начала 90-х годов автоматизированные системы начинают применяться за рубежом, вначале с ограниченным числом контролируемых параметров (нагрузка, перенапряжения, нагрев масла, выделение газов). Контроль распространился на всё оборудование ПС, включая трансформаторы, а автоматизированные системы стали частью АСУ ТП ПС.

Автоматизация с широким применением ВТ привела к разработке комплекса программ обработки, анализа и отображения данных контроля. Дальнейшим развитием автоматизированного контроля трансформаторов является использование для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу экспертных систем.

8. Наиболее совершенные средства выявления дефектов в работающем трансформаторе - комплексные автоматизированные системы непрерывного контроля, которые стали применяться за рубежом в последнее десятилетие. Такие системы целесообразно применять на крупных ответственных трансформаторах. Например, система TRAS, система компании Siemens, система компании АВВ Secheron.

9. 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) 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.

10. На наш взгляд, комплекс методов для подробного обследования трансформатора , должен быть дополнен тепловизионным контролем ( хотя пока не решена задача определения внутренних дефектов трансформатора) и анализом частотных характеристик трансформаторов после КЗ.

11. Кроме функций выявления дефектов, система непрерывного контроля может решать задачи управления режимом трансформатора. Например, существует возможность с помощью соответствующего регулирования охлаждающих устройств держать температуру постоянной. Следствием этого было бы меньшее увлажнение благодаря пониженному «дыханию» трансформатора, и тем самым продление его срока службы.

Литература

1. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле / РД 34.43.107 - 95, АО ВНИИЭ, 1996.

2. Оценка увлажнения изоляции, // Electrical Word, 1996, № 2.

3. Влияние частиц в масле на электрическую прочность трансформатора / Рабочая группа СИГРЭ 12.17 // Electra, 2000, №190.

4. Dyval M., de Pablo A. Интерпретация результатов анализа газов в масле с использованием повой редакции Публикации МЭК 60599, 1999// IEC Publication 599, 1978.

5. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам газохроматографического анализа газов, растворённых в масле РД 153-34-0.46.302-00 М., ЭНАС, 2001.

6. Moellmann A., Pahlavanpour B. Новые рекомендации по интерпретации результатов анализа газов в масле трансформаторов // Electra, 1999, № 186.

7. Иерусалимов М.Е. и др. Автоматизированная диагностика изоляции мощного маслонаполненного оборудования / Энергетика и электрификация, 1993, № 2.

8. Шинкаренко Г.В. и др. Непрерывный контроль углеводородных газов в изоляционном масле силовых трансформаторов / Энергетика и электрификация, 1994, № 4.

9. Анпилогов Н.Г., Бедерак Я.С. Методы контроля состояния и диагностирования силовых трансформаторов классом напряжения 35 кВ и выше, Х., Форт, 2010.

10. Leibfried Th. Мониторинг силовых трансформаторов малых и средних габаритов // Elektriezitatewirtschaft, 1999, № 20.

11. Knorr u.a. Непрерывный контроль силовых трансформаторов - тенденции, новые разработки. Первый опыт контроля трансформатора 300 МВА / Доклад СИГРЭ 12.211, 1998.

12. Ахметшин Р.С. и др. Технические средства диагностирования силовых трансформаторов 10 / 0,4 кВ на основе частотных характеристик / Электричество,2005, № 5.

13. Техническая диагностика электрооборудования и контактных соединений электроустановок средствами инфракрасной технологии / Киев, НАЭК, 2005

Размещено на Allbest.ru