Современные методы диагностики тяговых трансформаторов железных дорог и построение экспертной системы для обработки результатов тепловизионной диагностики тяговых трансформаторов ВСЖД

Однако последние полностью не прекращаются, а формируют определенный спектр, характерный для медленного развития данного дефекта. Если имеются данные о виде спектров (или образов частичных разрядов ) при медленном развитии дефектов, можно выявить их наличие и степень развития при сравнительно кратковременных измерениях с помощью достаточно простой измерительной аппаратуры.

Весьма полезными с точки зрения выявления развивающихся дефектов

являются акустические методы измерения частичных разрядов. Сопоставление достоинств и недостатков электрического и акустического методов показывают их взаимную противоположность, а именно - электрический метод позволяет измерять абсолютные значения кажущегося заряда с достаточной точностью, но имеет низкую помехозащищенность, акустический же метод наоборот имеет высокую помехозащищенность, но не позволяет получать абсолютные значения кажущегося заряда. Поэтому одновременное использование обоих методов дает хорошие результаты. В этом случае использование метода фазовой селекции затруднительно, так как сигнал на акустический датчик приходит с большой задержкой по сравнению с электрическим сигналом, но можно использовать амплитудные спектры частичных разрядов.

1.5 Диагностика механического состояния обмоток силовых трансформаторов методом частотного анализа

Недостаточная электродинамическая стойкость обмоток трансформатора при протекании токов короткого замыкания, приводящая к механическим деформациям обмоток, является одной из основных причин аварийного выхода трансформатора из строя. Эта проблема усугубляется значительным увеличением доли изношенного электрооборудования, нормируемый срок службы которого уже истек или приближается к этому.

В настоящее время в России для диагностики механического состояния моток силовых трансформаторов в основном применяются два метода: метод измерения сопротивления короткого замыкания и более чувствительный метод - метод низковольтных импульсов (НВИ). За рубежом широкое распространение получил метод частотного анализа (МЧА). Достоинством МЧА является хорошая воспроизводимость измерений, обусловленная меньшей чувствительностью к некоторым изменениям параметров генератора сигналов, влиянию кабелей, соединителей и тому подобное.

Известны два подхода при диагностике обмоток трансформатора методом частотного анализа. Суть первого подхода заключается в том, что от свип-генератора на ввод обмотки подается синусоидальный сигнал с изменяющейся частотой от десятков герц до нескольких мегагерц, а с измерительных шунтов, подключенных к этой или другим обмоткам, осциллографируются их реакции на воздействие этого сигнала - амплитудно-частотные характеристики A(F), то есть спектры частот.

При другом подходе на ввод обмотки подается стандартный импульс определенной длительности, а сигнал с измерительных шунтов подается на вход спектроанализатора. Поскольку этот подход требует дорогостоящего оборудования и связан с более сложной и длительной процедурой диагностики, при разработке новой методики диагностики в ВЭИ за основу был выбран первый подход, в результате чего была разработана и изготовлена диагностическая установка "Импульс-8С".

Программное обеспечение, разработанное для Windows и содержит 3 функциональных блока:

1) Блок управления съемом обеспечивает формирование базы данных, тестирование измерительной схемы, управление съемом (установку параметров измерений, выбор каналов измерений, переключение каналов).

2) Блок предварительной обработки и визуализации результатов измерений обеспечивает фильтрацию от помех, статистическую обработку сигналов, запись сигналов в базу данных, вывод результатов измерений - амплитудно-частотных характеристик объекта на экран монитора.

3) Блок анализа результатов диагностики обеспечивает сравнение осциллограмм текущих измерений (дефектограмм) с осциллограммами предшествующих измерений по ряду критериев.

Рисунок 5 - Диагностическая установка "Импульс-8С" для дефектографирования обмоток трансформаторов методом частотного анализа

Основными критериями оценки механического состояния обмоток трансформатора методом МЧА были приняты следующие:

1) коэффициент парной корреляции (Кр )

- характеризует степень отклонения связи от линейной между двумя массивами данных, описывающих два процесса, например, нормограмму и дефектограмму. Так, если две осциллограммы полностью совпадают; то Кр=1; чем больше отличие между двумя спектрами, тем меньше Кр;

2) разность осциллограмм (V, %)

-характеризует разность между нормограммой и дефектограммой во всем диапазоне их изменения во времени, выраженную в процентах (отнесенную к нормограмме) или в вольтах;

3) парная корреляционная функция Кр (f)

- показывает, в каком именно диапазоне частот появились значительные изменения;

4) весовой коэффициент К (в)

- интегральный параметр, показывающий степень различия нормограммы от дефектограммы;

5) сдвиг частот (f)

- характеризует величину смещения пиков основных частот (гармоник) нормограммы и дефектограммы.

Процедура диагностики производится следующим образом: После запуска программы и выбора из предложенного меню команды "Старт" плата блока управления формирует сигнал на запуск генератора качающейся частоты и аналого-цифрового преобразователя. С выхода генератора сигнал с начальной частотой Fo проходит по измерительному кабелю, согласующий блок, установленный на крышке бака трансформатора, соединитель, подключенный к вводу трансформатора с помощью зажима “крокодил”, и поступает на трансформатор (в зависимости от выбранной схемы дефектографирования - или на ввод нейтрале, или на закоротку обмоток одного напряжения). Параллельно основному выходу с контрольного выхода усилителя мощности генератора сигнал поступает на вход платы БУК и далее на АЦП - для контроля.



Рисунок 6 - Алгоритм оценки механического состояния обмоток по результатам обмеров

Реакции обмоток (отклики) на воздействие синусоидального сигнала с

вводов трех фаз через соединители, согласующий блок и измерительный кабель поступают на вход БУК. Блок коммутации каналов последовательно подключает к АЦП 1-й, 2-й и 3-й каналы от трансформатора и 4-й - контрольный сигнал от генератора. АЦП по очереди записывает эти сигналы (осциллограммы) сначала в свой буфер, а затем передает их в ПК для последующей обработки и анализа. Далее частота генератора увеличивается на величину F и процесс повторяется до тех пор, пока частота синусоидального сигнала не достигнет конечного значения Fk. Результатом измерений в пределах одного цикла являются спектральные характеристики диагностируемых обмоток трех фаз трансформатора, которые записываются в базу данных.



Рисунок 7 - Принципиальная схема диагностики обмоток методом частотного анализа

В качестве примеров на рисунке 8 представлены спектры частот, полученные на специальной модели обмотки с помощью установки "Импульс-8С",

для двух смоделированных видов повреждений: деформации обмотки в осевом направлении (Рисунок 8.а) и в радиальном направлении (Рисунок 8.б).

а)

б)

Рисунок 8 - Спектры частот модели обмотки трансформатора

Результаты измерений подтвердили высокую чувствительность метода

частотного анализа к обнаружению механических и электрических повреждений обмоток. Однако для практического применения разработанной методики необходимо иметь критерии оценки состояния обмоток по результатам диагностики. В настоящее время эта задача успешно решается благодаря наличию объемной базы данных, содержащей результаты обмеров сотен трансформаторов, полученных на основе использования метода низковольтных импульсов. Целью является адаптация этих данных для метода частотного анализа.

1.6 Вибрационное обследование и диагностика состояния силовых трансформаторов

1.6.1 Цель проведения вибрационной диагностики силовых трансформаторов

Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов является достаточно эффективным способом оценки некоторых аспектов их технического состояния. В процессе вибрационного обследования производится, в основном, определение качества взаимного крепления внутренних и внешних элементов трансформатора, определяется целостность конструкции, диагностируется состояние механизмов системы охлаждения.

Достоинством вибрационных методов диагностики технического состояния силовых трансформатора является возможность проведения с их помощью «виброналадки» узлов и элементов трансформаторов. Под этим термином понимается возможность улучшения некоторых вибрационных параметров работы трансформатора.

Важным достоинством применения вибрационных диагностических методов является возможность проведения технической оценки качества прессовки обмоток и магнитопровода трансформатора.

Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов должно проводится с использованием современных виброизмерительных приборов - переносных малогабаритных виброметров и виброанализаторов.

Виброметры, самые простые виброизмерительные приборы, предназначены для измерения интегральных параметров вибрации, таких как, например, СКЗ (среднеквадратичное значение) виброскорости или размах виброперемещения (двойная амплитуда вибрации).

Виброанализаторы не только измеряют интегральные параметры вибрации, но и позволяют разлагать контролируемый вибрационный сигнал на отдельные гармонические составляющие, хранить эти параметры во встроенной памяти прибора.

Приборы виброконтроля выпускают многие фирмы в России и за рубежом, выбор этих приборов достаточно велик.

1.6.2 Определение параметров прессовки обмоток и магнитопровода по вибрации на поверхности бака трансформатора

Количественные значения остаточной прессовки обмоток и магнитопровода являются важными эксплуатационными параметрами. Наибольшее значение, при оценке технического состояния силового трансформатора, следует уделять качеству прессовки обмоток. Этот параметр определяет динамическую механическую устойчивость обмотки, особенно в переходных режимах, например, при протекании через трансформатор токов короткого замыкания (от нагрузки). Ослабление прессовки обмотки может привести к необратимому взаимному смещению отдельных витков и даже слоев обмотки. Итогом таких изменений может явиться снижение изоляционной прочности и выход трансформатора из строя.

Определение качества прессовки обмоток и магнитопровода может быть выполнено на основании анализа спектрального состава вибрационных сигналов на поверхности бака трансформатора работающего трансформатора. Полностью этот метод реализован в экспертной системе «Веста». В методе отработаны точки проведения измерений, определены уставки виброизмерительной аппаратуры, режимы контроля.

Метод базируется на измерении вибрации в 12 точках на поверхности бака трансформатора. Измерения вибрации проводятся в двух режимах холостого хода и нагрузки. Все вибрации в режиме холостого хода вызываются магнитострикцией в магнитопроводе. Вибрации в обмотках существенно ниже, так как ток в режиме холостого хода трансформатора мал. В режиме нагрузки вибрации вызываются сердечником и обмотками, ток в которых уже весьма значителен.

Анализ вибрационных сигналов производится на основании сравнения спектров. Основной частотой в трансформаторах является 100 Гц. Именно на этой частоте, равной удвоенной частоте питающей сети, действуют силы магнитострикции в сердечнике и электродинамические усилия в обмотках.

Состояние прессовки магнитопровода определяются по вибрациям в режиме холостого хода. Совместный анализ вибрации в режимах холостого хода и нагрузки позволяет разделить вибрационные процессы в различных элементах трансформатора.

Для удобства проведения диагностики трансформаторов, у которых трудно организовать измерение в двух режимах, в системе «Веста» предусмотрена диагностика по одному режиму. Магнитопровод наиболее точно диагностируется по режиму холостого хода, а обмотка по режиму нагрузки. Соответственно, по режиму, близкому к холостому ходу прессовка обмоток диагностируется с большой погрешностью, а в режиме нагрузки трудно диагностировать прессовку магнитопровода. Это является следствием проведения диагностики качества прессовки по одному режиму работы трансформатора.

1.6.3 Уточнение диагноза «распрессовка обмотки» проведением измерений вибрации при изменении температуры трансформатора

Основный «активные» материалы силового трансформатора, медь обмоток и сталь магнитопровода имеют различный температурный коэффициент линейного расширения. Обмотка, с ростом рабочей температуры, увеличивает свои линейные размеры более значительно, чем магнитопровод трансформатора При этом усилие прессовки обмотки возрастает, так как обмотка «распирается» в своих элементах крепления, смонтированных на магнитопроводе. При снижении рабочей температуры обмотка «уменьшается» в своих размерах быстрее, чем магнитопровод, поэтому усилие прессовки обмотки уменьшается. Расчетное значение этого эффекта составляет единицы миллиметров.

Знание этой особенности внутренних процессов в трансформаторе, связанной с изменением рабочей температуры, позволяет проводить дополнительные исследования, которые могут существенно уточнить диагноз «распрессовка обмотки», получаемый при помощи экспертной системы «Веста».

Очень упрощенно, не вникая в суть физических процессов и в особенности конструкции реальных типов трансформаторов, можно считать, что увеличение рабочей температуры трансформатора (охлаждающего масла) на один градус приводит к увеличению усилия прессовки обмотки на один процент (от номинального значения). Такое количественное соотношение произвольно выбрано для удобства проведения расчетов, хотя и достаточно хорошо согласуется с реальными практически данными.

Такой подход к физическим процессам в трансформаторе предполагает следующий план проведения экспериментальных работ, имеющих своей целью более корректное выявление распрессовки обмоток силового маслонаполненного трансформатора.

На трансформаторе проводятся измерения вибрации по методике, предусмотренной в экспертной системе «Веста». Они включают в себя измерения в режимах холостого хода и нагрузки. Эти измерения делаются за такой период времени, когда температура трансформатора (охлаждающего масла), примерно одинакова, т.е. достаточно быстро. Желательно, чтобы температура трансформатора была не очень большой.

Под этим термином понимается нижний уровень рабочей температурытрансформатора, больше соответствующей небольшой нагрузке или, идеально, холостому ходу.

Если в заключении системы «Веста» будет информация, что имеет место распрессовка обмоток среднего или сильного уровня, то необходимо планировать проведение следующего этапа работ. Трансформатор разогревается до максимально допустимой температуры, например, за счет отключения системы охлаждения. В режиме повышенной температуры трансформатор должен быть выдержан не менее двух - трех часов, в течение которых должно произойти выравнивание температурных полей в обмотках и магнитопроводе. Далее производится измерение вибраций на поверхности бака в режиме нагрузки примерно равной нагрузке при первом измерении вибрации, при меньшей температуре.

Если сравнить два диагноза, получаемых при помощи системы «Веста» по одному замеру (нагрузки) при двух различных температурах охлаждающего масла, но одинаковой нагрузке трансформатора, то можно существенно уточнить диагноз «распрессовка обмотки».

Если с ростом рабочей температуры трансформатора расчетный коэффициент, характеризующий усилие прессовки обмотки, будет возрастать, то это будет говорить о подтверждении предварительного диагноза «распрессовка обмотки». Условно можно говорить, что коэффициент качества прессовки обмоток, которым оперирует экспертная система «Веста» в своих отчетах, должен увеличиваться на 0,01 при увеличении рабочей температуры трансформатора (охлаждающего масла) на каждые пять градусов.

Если такая связь температуры и качества прессовки обмоток будет экспериментально выявлена, то диагностическое включение «распрессовка обмотки» можно считать дополнительно подтвержденным испытаниями, выполненными при различных рабочих температурах трансформатора.

Если такой связи между рабочей температурой трансформатора и коэффициентом качества прессовки обмоток не будет выявлено, то, вероятнее всего, диагноз был поставлен экспертной системой не совсем корректно. На получаемое программой заключение повлияли особенности внутренней конструкции контролируемого трансформатора или иные факторы, не учтенные в программе. О недостоверности диагноза, в особенности, следует говорить тогда, когда по итогам диагностики с ростом температуры будет выявляться уменьшение степени прессовки обмоток трансформатора.

диагностика тепловизионный тяговый трансформатор exsys

2. Термографические методы диагностирования тяговых подстанций

2.1 Основные определения

Системы тягового электроснабжения (СТЭ) образуют значительное количество устройств, длительная эксплуатация которых без надлежащего диагностирования технического состояния может привести к выходу их из строя и значительному экономическому ущербу. Для реализации эффективного диагностирования устройств тягового электроснабжения необходимы методики контроля и современные технические средства.

Решение задач диагностирования электрооборудования тяговых подстанций (ТП) может быть выполнено на основе тепловизионных обследований (ТВО). Современные инфракрасные камеры имеют значительное оптическое разрешение, широкий диапазон измеряемых температур, не требуют охлаждения термочувствительного элемента жидким азотом. Эти приборы позволяют автоматически отсчитывать температуру в центре визирного перекрытия, выстраивать профиль температуры в режиме реального времени, вести непрерывную запись изображения на гибкий магнитный носитель. Вместе с приборами поставляются программные продукты, обеспечивающие эффективную компьютерную обработку получаемых термограмм.

Цель тепловизионного обследования - сократить объем, сроки и стоимость ремонтных работ, увеличить межремонтные сроки и повысить надежность работы СТЭ за счет выявления локальных дефектов. Применение тепловизионного диагностирования основано на том, что некоторые виды дефектов высоковольтного оборудования вызывают изменение температуры дефектных элементов и, как следствие, изменение интенсивности инфракрасного (ИК) излучения, которое может быть зарегистрировано тепловизионными приборами.

Инфракрасный контроль, осуществляемый с помощью высокочувствительных портативных тепловизоров, позволяет при минимальных финансовых затратах, в сжатые сроки, без вывода оборудования из работы проверять надежность контролируемого объекта, выявлять дефекты на ранней стадии их развития, сокращать затраты на техническое обслуживание за счет прогнозирования сроков и объема ремонтных работ.

Тепловизионное диагностирование позволяет решать актуальные практические задачи, такие как:

4) массовое обследование огромного объема электрооборудования одной бригадой из трех человек с одной тепловизионной камерой;

5) выявление значительного количества аппаратов, находящихся в предаварийном состоянии (дефектные контактные соединения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, вентильные разрядники и ОПН);

6) выявление таких дефектов, которые не могут быть выявлены никакими другими методами, например, местный перегрев конструктивных элементов баков силовых трансформаторов, нагрев соединительных болтов в поддерживающих металлических конструкциях шинопроводов или перегрузки отдельных элементов вентильных разрядников 110 кВ и выше.

В системах тягового электроснабжения термография может применяться по всему циклу распределения и потребления электроэнергии: от тяговых подстанций до электрооборудования ЭПС. Термограмма быстро и четко укажет на возникшие неполадки задолго до того, как они превратятся в крупные эксплуатационные проблемы.

В настоящее время при проведении тепловизионного обследования ставят в основном задачи выявления участков локального теплового перегрева, обусловленного потенциальными дефектами, и при их обнаружении задачу считают выполненной. Это сужает рамки ТВО и не позволяет использовать инфракрасную технику в полной мере. Превратить ТВО в полноценный способ технического диагностирования можно на основе разработки математических методов и компьютерных технологий обработки результатов обследований.

2.2 Методы тепловизионного диагностирования силовых трансформаторов тяговых подстанций

Тепловизионные обследования относятся к методам теплового неразрушающего контроля. Они базируются на анализе температурных полей с помощью термограмм, получаемых на основе портативных инфракрасных камер - тепловизоров, рисунке 9. По результатам ТВО принимаются экспертные решения о состоянии оборудования.

а)	б)

Примечание - предприятие ВЧД-2 ВСЖД, ввод 10 кВ ТП 14, аварийный дефект, требующий немедленного устранения

Рисунок 9 - Пример инфракрасного диагностирования

а) - цифровая фотография, б) - термограмма

Технические возможности современных тепловизоров и практические задачи, решаемые с их помощью, многообразны [10, 11, 12]. Наиболее массовым объектом ТВО в электроустановках тяговых подстанций являются контактные соединения в открытых и закрытых распределительных устройствах, например, болтовые и спрессованные соединения, сварные швы, контакты разъединителей. С помощью тепловизионного диагностирования могут быть выявлены следующие повреждения силовых трансформаторов:

1) очаги возникновения магнитных полей рассеяния (Рисунок 10);

2) наличие застойных зон в баках за счет шлакообразования;

3) разбухания или смещения изоляции обмоток;

4) неисправности маслосистемы;

5) дефекты вводов и систем охлаждения (Рисунки 11, 12).

Примечание - Кружком отмечена наиболее нагретая часть

Рисунок 10 - Термограмма и фотография трансформатора ТП Култук ВСЖД

Примечание - дефект системы охлаждения

Рисунок 11- Термограмма и фотография трансформатора ТП Половина ВСЖД



Примечание - отсутствие циркуляции масла в радиаторах, помеченных овалом

Рисунок 12 - Термограмма и фотография трансформатора ТП Кижа ВСЖД

Система ТВО иллюстрируется схемой, показанной на рисунке 13, и включает в себя комплекс взаимосвязанных циклов, определяющих последовательность проведения операций и их информативность [10]. Регламент проведения ТВО включает в себя периодичность и объем измерений на контролируемом объекте (тяговой подстанции). Периодичность ТВО электрооборудования определяется с учетом опыта его эксплуатации, режима работы, внешних факторов и регламентируется нормами [13]. Тепловизионное обследование должно выполняться приборами инфракрасного контроля (ИКТ), обеспечивающими достаточную эффективность в определении дефекта на работающем оборудовании.

Выявление дефекта должно осуществляться на ранней стадии его развития, для чего прибор ИКТ должен обладать достаточной чувствительностью даже при воздействии ряда неблагоприятных факторов, которые могут наблюдаться в эксплуатации: влияние отрицательных температур, запыленности, электромагнитных полей и тому подобное.

При анализе результатов ТВО должна осуществляться оценка выявленного дефекта и прогнозирование возможностей его развития. Следует отметить, что для тяговых трансформаторов эффективность и информативность такой оценки оказывается особенно высокой, если она осуществляется на базе экспертной системы [14]. В этом случае от совместного использования всей доступной на текущий момент информации проявляется синергетический эффект от её анализа, что и позволяет получить максимальный результат.

После устранения выявленного дефекта необходимо провести повторное диагностирование для суждения о качестве выполненного ремонта.

База данных для ответственных объектов (трансформаторы, выключатели, разрядники) должна содержать результаты ТВО и необходимую техническую информацию о диагностируемом объекте:

1) срок службы и условия эксплуатации;

2) объемы и виды ремонтных работ;

3) результаты профилактических испытаний и измерений.

На основании рассмотрения всего комплекса имеющихся факторов можно объективно оценивать техническое состояние объекта.

Рисунок 13 - Система тепловизионного диагностирования электрооборудования тяговых подстанций

2.3 Факторы, влияющие на эффективность тепловизионного обследования

Инфракрасное излучение (ИИ) испускается всеми телами при любой температуре, отличной от абсолютного нуля. Как и другое излучение, оно может поглощаться телами, помещенными на их пути, и превращаются в теплоту. ИИ является частью оптического излучения и занимает в спектре электромагнитных колебаний диапазон от 0.76 до 1000 мкм. Спектр излучения твердых тел характеризуется непрерывным распределением излучения по всему диапазону с единственным максимумом, положение которого зависит от температуры тела и определяется законом смещения Вина, согласно которому длина волны максимального излучения обратно пропорциональна абсолютной температуре

,

Где:

b - постоянная Вина, равная 0.2898 см•град.

Инфракрасную область спектра принято делить на четыре части: ближнюю, среднюю, дальнюю и очень далекую. Такое деление связано с особенностями прохождения инфракрасного излучения через атмосферу, которая в значительной степени ослабляет излучение определенных частей спектра за счет рассеяния и поглощения его молекулами водяного пара, углекислого газа и озона. Участки спектра ИИ, на которых инфракрасные лучи проходят через атмосферу с незначительным ослаблением, называют атмосферными окнами.

Важно заметить также, что земная атмосфера пропускает через атмосферные окна до 65 % солнечного излучения в инфракрасной области спектра. Исходя из расчетов спектральной плотности излучения реальных объектов при температуре, близкой к 300 кельвинам (27 °С), а, также учитывая пропускание атмосферы, установлено, что оптимальным является окно 8…13 мкм, что и используют при конструировании тепловизионных приборов. В этом окне для расстояний, с которых производится выявление дефектов высоковольтного оборудования, атмосфера практически не ослабляет интенсивности инфракрасного излучения. Начиная с 14 мкм, поглощение ИИ компонентами атмосферы становится настолько сильным, что в спектральном диапазоне 14…200 мкм атмосфера практически непрозрачна для инфракрасных лучей.

При оценке интенсивности инфракрасного излучения большое влияние на результаты оказывает угол между нормалями к поверхности излучения и осью оптической системы приемника. Чем больше этот угол, тем меньшая часть потока ИИ попадает на площадку приемника. Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе точки расположения тепловизионных приборов, стараясь расположить оптическую ось приемника по возможности перпендикулярно излучающей поверхности.

Тепловизионное обследование желательно проводить при отсутствии солнца (в облачную погоду или ночью), при минимальном воздействии ветра и в период максимальных токовых нагрузок.

При проведении инфракрасного контроля должны учитываться следующие факторы [10]:

1) коэффициент излучения материала;

2) солнечная радиация;

3) скорость ветра;

4) расстояние до объекта;

5) значение токовой нагрузки;

6) тепловое отражение и тому подобное.

Рассмотренные свойства и особенности инфракрасного излучения определяют следующие методические рекомендации при выявлении дефектов высоковольтного оборудования:

1) измерение необходимо проводить при отсутствии прямого солнечного излучения, тумана или дождя;

2) необходимо учитывать коэффициент излучения поверхности обследуемого объекта, а также угол между осью тепловизионного приемника и нормалью к излучающей поверхности.

При проведении ТВО электрооборудования необходимо максимально устранять погрешности, оказывающие влияние на результаты измерения. Погрешности при проведении ТВО могут возникать от воздействия солнечной радиации, из-за неправильного выбора коэффициента излучательной способности и других факторов.

Солнечная радиация нагревает поверхность контролируемого объекта. При наличии участков с хорошей отражательной способностью создается впечатление о наличие высоких температур в местах измерения. Эти явления проявляются при использовании инфракрасных приборов со спектральным диапазоном 2…5 мкм. Для исключения влияния солнечной радиации рекомендуется осуществлять инфракрасный контроль в ночное время суток или в облачную погоду. Для того чтобы облегчить проведение инфракрасного контроля при безоблачном небе и при солнечном отражении можно использовать солнечный рефлекторный фильтр. Измерения в электроустановках при солнечной погоде рекомендуется производить для каждого объекта из нескольких диаметрально противоположных точек.

Если инфракрасный контроль осуществляется на открытом воздухе, необходимо принимать во внимание возможность охлаждения ветром контролируемого объекта. Превышение температуры, измеренное при скорости ветра пять метров в секунду, будет примерно в два раза ниже, чем при скорости ветра один метр в секунду. Температура токоведущего узла зависит от нагрузки и прямо пропорционально квадрату тока, проходящего через контролируемый участок.

Дождь, туман, мокрый снег в значительной степени охлаждают поверхность объекта и рассеивают инфракрасное излучение каплями воды. Инфракрасный контроль допускается проводить при небольшом снегопаде с сухим снегом или легком моросящем дожде.

При работе с инфракрасными приборами в электроустановках с большими рабочими токами, к которым относятся тяговые подстанции, приходится сталкиваться с проблемой защиты инфракрасного прибора от влияния магнитного поля. Последнее вызывает искажение картины теплового поля объекта на кинескопе тепловизора. При наличии магнитных полей при проведении инфракрасного контроля рекомендуется:

1) если многоамперные токоведущие шины находятся вблизи оператора с тепловизором необходимо выбрать место для измерения с минимальным влиянием магнитного поля;

2) использовать объектив с меньшим углом наблюдения, что позволит осуществлять ТВО с удаленного расстояния.

При ТВО электрооборудования, расположенного в закрытых распределительных устройствах (РУ) ТП, приходится сталкиваться с возможностью получения ошибочных результатов в результате теплового отражения от нагревательных элементов, ламп освещения, соседних фаз и других элементов. Этот фактор особенно сильно проявляется при ТВО объектов с малым коэффициентом излучения, обладающих хорошей отражательной способностью. В результате термограмма может показать горячую точку (пятно), хотя в действительности это просто тепловое отражение. Рекомендуется в подобных случаях производить инфракрасное обследование объекта под различными углами.

Существенное значение при ТВО играет расстояние до контролируемого объекта ввиду рассеяния и поглощения инфракрасного излучения в атмосфере за счет тумана, снега и других факторов. Особенно это влияние сказывается при использовании тепловизоров, работающих в спектральном диапазоне 3…5 мкм.

В тех случаях, когда контролируемый объект находится на значительном расстоянии или размеры его малы, может возникнуть ситуация, при которой в зону измерения попадает участок внешней среды (воздух и тому подобные факторы) с иной температурой. Температура внешней среды в этом случае может внести существенную погрешность в результаты. При необходимости осуществления контроля температуры контактных соединений, расположенных внутри комплектных ячеек распределительных устройств, имеющих смотровые застекленные проемы, следует учитывать, что большинство стекол не пропускает излучение с длинами волн более 2.7 мкм.

2.4 Методика ТВО электрооборудования

При ТВО используются следующие понятия:

- -превышение температуры, определяемое как разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха;

- избыточная температура, определяемая как превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях;

- - коэффициент дефектности, представляющий собой отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее одного метра.

Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей ТП в зависимости от условий их работы и конструкции может осуществляться:

1) по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры);

2) по избыточной температуре;

3) по коэффициенту дефектности;

4) на основе анализа динамики изменения температуры во времени;

5) путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками.

При оценке состояния контактов и болтовых контактных соединений по избыточной температуре и токе нагрузки 0,5I_ном различают следующие области по степени неисправности:

- = 5…10 ?С - начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по ее устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику;

- =10…30 ?С - развившийся дефект, требующий принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы;

- 30 ?С - аварийный дефект, требующий немедленного устранения.

Исходя из коэффициента дефектности, различают следующие степени неисправности:

1) 1.2 - начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем;

2) 1.2…1.5- развившийся дефект, необходимо принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы.

3) 1.5- аварийный дефект, требующий немедленного устранения.

Для тяговых подстанций критерий избыточной температуры имеет ограниченное применение, так как вследствие однофазной тяговой нагрузки наблюдается значительная несимметрия токов по фазам. Наиболее эффективным критерием при ТВО электрооборудования ТП является коэффициент дефектности. Дополнительный положительный фактор при применении состоит в том, что данный параметр теоретически не зависит от величины протекающего тока. Действительно, на основании соотношения [15] можно записать:

,

или

.

В публикациях, посвященных ТВО [16, 15, 17], отмечается интенсивное развитие метода, однако до настоящего времени методологическая база тепловизионных измерений электрооборудования проработана слабо, обмен технической информацией ограничен, задерживается выработка единых технических требований. Несмотря на большой объем экспериментальных данных, они не обобщены, что снижает эффективность обследований. Существующая нормативная документация ТВО не учитывает имеющийся опыт диагностирования. Кроме того, в настоящее время возрастает стоимость тепловизоров на фоне незначительного прироста их эффективности.

В настоящее время при ТВО электрооборудования используют пассивный тепловой контроль с регистрацией тепловых полей на поверхности объектов. Подобный подход сужает возможности развивающейся тепловизионной диагностики. Расширение круга задач связано с развитием методов активного теплового контроля на работающем оборудовании, например при его включении, выключении, коммутационных процессах и др. При этом тепловизионная техника становится незаменимым инструментом для анализа переходных тепловых процессов, распространения тепловых волн в действующем электрооборудовании.

Согласно ГОСТ 20911--89 техническое диагностирование предназначено для решения двух задач, первая из которых связана с установлением технического диагноза; вторая - направлена на прогнозирование технического состояния. В задачу установления диагноза входит:

1) поиск места неисправности;

2) определение причин отказа;

3) контроль технического состояния.

Технический диагноз является конечным результатом контроля технического состояния. Решение второй задачи обеспечивает определение с заданной вероятностью ресурса, в течение которого сохранится работоспособное состояние объекта.

Сложность определения причин отказа оборудования в большинстве случаев связана с тем, что практически не развиты диагностические модели, представляющие собой формализованное описание объекта, необходимое для решения задач диагностирования. В литературе приведено ограниченное число диагностических моделей, которые с различными приближениями описывают физические процессы в оборудовании.

Вторая задача технической диагностики, связанная с прогнозированием, до настоящего времени практически не решается. Возникающие при этом проблемы связаны, со следующими факторами [17]:

1) несовершенной системой тепловизионного контроля, в рамках которой ТВО проводят эпизодически, без накопления и анализа данных, не создают алгоритмы и технологии сбора и статистической обработки результатов ТВО, позволяющих приступить к решению проблемы прогноза;

2) недостаточным развитием диагностических моделей, позволяющих прогнозировать поведение сложного оборудования, его отдельных узлов, электроизоляционных материалов.

2.5 Тепловизионное обследование силовых трансформаторов

Тепловизионное обследование силовых трансформаторов, является вспомогательным методом диагностики, обеспечивающий наряду с традиционными методами (измерение изоляционных характеристик, тока холостого хода., хроматографического анализа состава газов в масле и др.) получение дополнительной информации о состоянии объекта.

При тепловизионной съёмке силовых трансформаторов проверяются:

1) вводы;

2) баки;

3) системы охлаждения (радиаторы, вентиляторы, маслонасосы);

4) термосифонные фильтры (ТСФ);

5) контактные соединения.

Опыт проведения инфракрасной диагностики силовых трансформаторов показал на возможность выявления с ее помощью следующих неисправностей:

а) возникновение магнитных полей рассеивания в трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и тому подобное);

б) нарушение в работе систем охлаждения (вентиляторов, маслонасосов, циркуляции масла в радиаторах) и регенерации масла (термосифонных фильтров (ТСФ)) и оценка их эффективности;

в) 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);

г) нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора;

д) витковое замыкание в обмотках встроенных трансформаторов тока;

е) ухудшение контактной системы некоторых исполнений РПН.

Возможности инфракрасной 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 инфракрасной 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:

1) массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и тому подобное, в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеивания;

2) токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь в токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки;

3) контакты переключателей РПН.

Условия теплопередачи, характер распределения температур в трансформаторах различного конструктивного исполнения подробно освещены в технической литературе.

Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к маслу и от последнего к системе охлаждения осуществляется путём 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 пунктом номер 5.3.13 правил эксплуатации электроустановок температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке должна быть не выше:

1) у трансформаторов и реакторов с охлаждением ДЦ - 75 °С;

2) с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д - 95 °С;

3) у трансформаторов 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 четыре - восемь градусов цельсия. Однако, несмотря на такое выравнивание температур масла по высоте бака, теплоотдача от обмоток всё же осуществляется путём естественной конвекции масла. Это означает, что температура катушек в верхней части обмоток будет значительно выше, чем в нижней.

Таким образом, 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.

Приведённые выше параметры температур для отдельных конструкций трансформаторов характерны для установившегося режима работы. При проведении инфракрасной диагностики трансформаторов необходимо считаться с тем, что постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений трансформаторов находится в пределах четыре - семь минут, а постоянные времени всего трансформатора - в пределах 1,5 - 4,5 часов. Установившийся тепловой режим трансформатора по обмоткам наступает через 20 - 30 минут, а по маслу через 10 - 20 часов.

С учётом рассмотренных выше температурных режимов работы трансформаторов, ниже сделана попытка определить условия оценки их состояния при проведении инфракрасной диагностики.

2.5.1 Определение местоположения дефектов в магнитопроводах трансформаторов

Как известно, состояние магнитопровода трансформаторов весьма эффективно оценивается по результатам хроматографического анализа состава газов в масле. По составу и содержанию газов в масле определяется вид дефекта.

При наличии повреждения в магнитопроводе трансформатора, обусловленного перегревом, основными при анализе растворённых в масле газов являются этилен (С2Н4) или ацетилен (С2Н2) при нагреве масла. Характерные газы: водород (Н2), метан (СН4) и этан (С2Не).

Образование указанных газов в масле может быть обусловлено:

1) нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, амортизаторов, прессующих колец,

2) местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах,

3) неправильным заземлением магнитопровода и другое.

Инфракрасное обследование трансформаторов, являясь вспомогательным средством контроля, 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 инфракрасный контроль при холостом ходе трансформатора и дополнительно при двух-трёх ступенях нагрузки.

2.5.2 Определение внутренних дефектов 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 тому подобное) и позволяет выявлять неисправности лишь на поздних стадиях их развития. В принципе инфракрасное обследование трансформаторов позволяет выявлять локальные и общие перегревы, связанные со следующими факторами:

1) Конструктивные просчеты;

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. Неправильный выбор места подсоединения охладителей к баку трансформатора или в оценке эффективности охлаждающих устройств, могут привести как к образованию "застойных зон", так и к перегревам отдельных катушек или фаз обмоток.

2) Перегревы контактных соединений отводов обмоток;

3) Образование "застойных зон" масла, вызванного разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием и другими причинами.

2.5.3 Определение работоспособности устройств системы охлаждения трансформатора

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

2.5.3.1 Маслонасосы

Температура нагрева на поверхности корпуса маслонасоса и трубопроводов работающего трансформатора будет практически одинакова. При появлении неисправности в маслонасосе (трения крыльчаток, витковое замыкание в обмотке электродвигателя и тому подобное) температура на поверхности корпуса маслонасоса должна повысится и будет превышать температуру на поверхности маслопровода.

2.5.3.2 Дутьевые вентиляторы

Оценка теплового состояния электродвигателей вентиляторов осуществляется сопоставлением измеренных температур нагрева. Причинами повышения нагрева электродвигателей могут быть:

- неисправность подшипников качения;

- неправильно выбранный угол атаки крыльчатки вентилятора;

- витковое замыкание в обмотке электродвигателя и тому подобное.

2.5.3.3 Термосифонные фильтры

При инфракрасном контроле можно судить о работоспособности термосифонных фильтров трансформаторов. Как известно, термосифонный фильтр предназначен для непрерывной регенерации масла в процессе работы трансформатора. Движение масла через фильтр с адсорбентом происходит под действием тех же сил, которые обеспечивают движение масла через охлаждающие радиаторы, то есть разностей плотности горячего и холодного масла. Термосифонный фильтр подсоединен параллельно трубам радиатора системы охлаждения и поэтому у работающего фильтра температуры на входе и выходе, если трансформатор нагружен, должны отличаться между собой. В налаженном фильтре будет иметь место плавное повышение температуры по его высоте.

При использовании мелкозернистого силикигеля, шламообразования в фильтре, случайном закрытии задвижки на трубопроводе фильтра, при работе трансформатора в режиме холостого хода, циркуляция масла в фильтре будет незначительна или отсутствовать вообще. В этих случаях температура на входе и выходе фильтра будет практически одинакова.

2.5.3.4 Переключающие устройства

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 баке 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.

2.5.3.5 Радиаторы

Неисправность плоского крана радиатора или ошибочное его закрытие приведет к перекрытию протока масла через радиатор. В этом случае температура труб радиаторов будет существенно ниже, нежели у работающего радиатора. С течением времени, в эксплуатации, поверхности труб радиаторов подвергаются воздействию ржавчины, на них оседают продукты разложения масла и бумаги, что порой приводит к уменьшению сечения для протока масла или полного его прекращения. Трубы с подобными отклонениями будут "холоднее" остальных.

Примечание - Не работает крайний радиатор 1Т

Рисунок 14 - Термограмма и фотография силового трансформатора (ЭЧЭ-1)

2.5.3.6 Датчик температуры

Практически единственным критерием оценки эффективности работы системы охлаждения является температура верхних слоев масла трансформатора, измеряемая с помощью термометров, либо термометрическим сигнализатором с электроконтактным манометром, либо дистанционным термометром сопротивления, устанавливаемых в карманах (гильзах) крышки бака. Контроль температуры масла в этих случаях может быть связан с существенными погрешностями, которые обусловлены как 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.

2.5.3.7 Поверхность бака трансформатора

Снятие температурных профилей бака трансформатора в горизонтальном и вертикальном направлениях и сопоставление их с конструктивными особенностями трансформатора (расположение обмоток, отводов, элементов охлаждения и тому подобное), 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. При термографическом обследовании трансформатора необходимо оценивать как значения температур, так и их распределение по фазам.

2.5.3.8 Маслорасширители

Как известно, при изменении теплового состояния трансформатора происходит обмен масла между его объемами, находящимися в баке трансформатора и маслорасширителе. При стабилизации теплового состояния, теплообмен между этими объемами масла происходит в основном за счет теплопередачи. При осмотре с помощью тепловизора выхлопной трубы трансформатора виден уровень масла, находящейся в ней и характер изменения температуры по высоте трубы. При работе трансформатора с нагрузкой просматривается также и уровень масла в его маслорасширителе. Однако в отдельных случаях, в маслопроводе соединяющем крышку трансформатора с маслорасширителем может происходить резкое падении температуры на поверхности маслопровода непосредственно после газового реле или отсечного клапана. Причина такой аномалии должна быть изучена с учетом конструкции трансформатора, диаметра маслопровода, нагрузки и других факторов и может быть обусловлена дефектом плоского крана, расположенного у газового реле.