7. ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Привет, Вы узнаете о том , что такое ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ, Разберем основные их виды и особенности использования. Еще будет много подробных примеров и описаний. Для того чтобы лучше понимать что такое ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ , настоятельно рекомендую прочитать все из категории Диагностика, обслуживание и ремонт электронной и радиоаппаратуры.

7.1 Характерные повреждения силовых трансформаторов

Одним из основных направлений в диагностике электрооборудования является диагностика силовых трансформаторов. Вызвано это обстоятельство высокой стоимостью трансформатора, его значимостью в вопросах надежности электроснабжения потребителей, сложностью определения повреждений и дефектов на ранней стадии развития. Диагностика силовых трансформаторов является сложным многогранным процессом. По опыту многолетней эксплуатации трансформаторов установлены типичные виды повреждений, их признаки, возможные причины и способы выявления.

Магнитопровод. При наличии дефекта в межлистовой изоляции возможны перегревы, вызываемые вихревыми токами или токами в короткозамкнутых контурах, образованных в результате нарушения изоляции массивных деталей остова от активной стали. В случае конденсации влаги на поверхности масла она попадает на верхнее ярмо, проникает между пластинами активной стали в виде водомасляной эмульсии, разрушает межлистовую изоляцию и вызывает коррозию стали. По этим причинам ухудшается состояние масла (понижается температура вспышки, повышается кислотность) и увеличиваются потери холостого хода.

Обмотки. Наиболее характерным видом повреждений в обмотках является витковое замыкание. Причиной его может быть разрушение изоляции из-за старения вследствие ее естественного износа или из-за продолжительных перегрузок трансформатора при недостаточном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может произойти также вследствие механических повреждений при коротких замыканиях. Признаками витковых замыканий являются срабатывание газовой защиты, повышенный нагрев, различие в сопротивлениях фаз постоянному току и т. д.

На трансформаторах мощностью от 1000 кВ·А устанавливается газовое реле, срабатывание которого происходит в результате выделения внутри трансформатора газов из-за разложения масла, вызванного указанными повреждениями. О причинах срабатывания газовой защиты и о характере повреждения можно судить по результатам химического анализа скопившегося в реле газа, который позволяет выявить повреждения на ранней стадии их возникновения и в ряде случаев оперативно устранить их.

Применяемые на практике методы контроля интегрального состояния изоляции трансформаторов (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции, tg δ, C2/C50 и др.) не позволяют обнаружить частичные повреждения изоляции в начальной стадии их развития и указать характер и степень имеющегося повреждения. Одним из наиболее перспективных направлений в исследовании повреждений работающих трансформаторов является периодический анализ содержания растворенных в масле газов, определяемых хроматографическим методом.

7.2 Хроматографический метод диагностики силовых трансформаторов

При действии аномальных нагрузок термического и электрического характера в изоляции трансформаторов возникают и развиваются повреждения в виде локальных перегревов и частичных разрядов, переходящих в дуговой разряд. Выделяющаяся при этом энергия вызывает разрушение изоляционной жидкости с образованием продуктов, называемых дефектными газами. Анализ трансформаторного масла на наличие дефектных газов и определение их концентрации позволяет обслуживающему персоналу своевременно распознать развивающийся дефект до того как он, прогрессируя, приведет к аварийному отключению оборудования, что всегда связано с экономическими потерями.

Процессы термического разложения изоляции и ее разрушения электрическими разрядами приводят к выделению газов, растворяющихся в масле. Каждому виду дефекта соответствует характерный набор газов. В таблице 7.1 приведен состав газов, растворенных в масле, характерный для различных дефектов трансформаторов.

Таблица 7.1 - Состав газов, характерный для различных дефектов

Обозначения: а – основной газ для данного дефекта; б, в – характерный газ соответственно при высоком содержании или малом содержании; г – нехарактерный газ; д – газ при высокой плотности выделяемой энергией.

Кроме указанных газов в масле может содержаться кислород (воздух), наличие которого свидетельствует о нарушении герметичности трансформаторов. Растворенная вода, особенно в комбинации с полярными продуктами старения масла и кислотами, существенно влияет на диэлектрические характеристики жидких и твердых изоляционных материалов. Непрерывный контроль влагосодержания масла на протяжении длительного периода времени и принятие соответствующих мер при внезапном росте или недопустимо высоком влагосодержании поможет продлить жизнь маслонаполненного оборудования, сохранить его высокие технические характеристики и эксплуатационную надежность.

В настоящее время выпускается большой спектр хроматографических установок, позволяющих проводить анализ содержания воды и растворенных газов. Основной недостаток большинства из этих установок — невозможность получать информацию в режиме «on-line» - в режиме реального времени, поскольку между отбором пробы масла и получением результатов анализа проходит довольно длительное время.

Отечественные установки, содержащие хроматограф, пробоотборники, программное обеспечение результатов анализа и различное вспомогательное оборудование, разработаны во ВНИИЭ (НПФ «Электра»). Эти установки позволяют обнаруживать вредные компоненты при следующей нижней концентрации: вода - 2,0 г/т, воздух - 0,03 %, водород - 0,0005 %, метан, этан, этилен - 0,0001 %, ацетилен - 0,00005 %, оксид и диоксид углерода - 0,002 %.

Принцип действия существующих установок непрерывной диагностики основан на измерении объема всех растворенных в масле газов или на определении его объемного сопротивления.

В ВЭИ была создана и внедрена дистанционная система диагностики ССГ-1, предназначенная для работы в составе АСУТП непрерывного контроля и прогнозирования состояния трансформаторов. Шкаф ССГ-1 устанавливается у трансформатора и подключается к его заземленной системе охлаждения в двух точках с разным давлением масла, чтобы обеспечить его естественную циркуляцию через установку. Установка в автоматическом режиме осуществляет периодический контроль концентрации всех горючих газов и температуры масла в месте присоединения. Длительность цикла измерений составляет 4 ч. Если суммарная объемная концентрация горючих газов не превышает 500 ppm, то состояние изоляции трансформатора не вызывает подозрений, если концентрация находится в диапазоне 500... 1500 ppm, то хроматографический анализ масла должен проводиться не реже планового, если концентрация превышает 1500 ppm, то следует внимательно следить за скоростью нарастания концентрации горючих газов и провести внеочередной хроматографический анализ. Концентрация свыше 3000 ppm свидетельствует о развитии серьезного дефекта и требует принятия срочных мер для предотвращения аварии.

За рубежом получили распространение установки непрерывного действия HYDRAN фирмы «Syprotec Corp» (США) различных модификаций, которые также подключаются непосредственно к трансформатору. Они измеряют суммарную концентрацию горючих газов и пересчитывают ее в водородный эквивалент. Математическое обеспечение установок позволяет анализировать поступающие данные и прогнозировать развитие дефектов, которые могут привести к аварии трансформатора.

Для контроля состояния герметичных трансформаторов и вводов, в ВЭИ были разработаны микропроцессорные датчики давления и температуры, устанавливаемые с помощью штуцеров непосредственно на баке или вводах. Они измеряют температуру и давление масла в месте установки и соединяются с системой диагностики. Снижение давления ниже нормы свидетельствует о наличии течи масла, а повышение давления и (или) температуры — о внутреннем повреждении в трансформаторе или вводах. Скорость изменения контролируемых параметров свидетельствует о степени серьезности повреждения.

ООО НПЦ "ЭРИДАН" предлагает для диагностирования масляных трансформаторов программно-аппаратный комплекс на базе автоматизированного многоканального газового хроматографа «Кристаллюкс - 4000М». На рисунке 7.1 приведена хроматограмма анализа контрольной смеси газов - аналога состава выделяющихся из трансформаторного масла газов.

Рисунок 7.1 - Хроматограмма анализа контрольной смеси газов

Анализ проводится с помощью насадочных колонок и детекторов соответственно пламенно-ионизационного (ПИД) с метанатором и по теплопроводности (ДТП) согласно нормативным документам: РД 34.46.303-98 - Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, РД 34.46.302-89 - Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, РД 34.51.304-94 - Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. В состав комплекса входят хроматограф «Кристаллюкс - 4000» с аналитическим модулем ПИД/ДТП, метанатор, 10-ходовый кран-дозатор, хроматографические колонки, программа обработки хроматографической информации, программа диагностики дефектов трансформатора, персональный компьютер, принтер, устройства для подготовки проб, устройства для формирования и подачи газов и баллон с поверочными смесями. Устройства для подготовки проб включают в себя: кран для заполнения шприца газом-носителем, устройство для достижения равновесия в шприце, шприцы для отбора, транспортировки и хранения масла.

Регулярный контроль газов на месте установки трансформатора можно осуществлять с помощью прибора TFGA-P200, применение которого позволяет снизить эксплуатационные расходы и уменьшить количество анализов в лаборатории. Прибор TFGA-P200 - это высокоскоростной газовый микрохроматограф, оптимизированный для измерения семи наиболее важных дефектных газов: водорода, метана, оксида углерода, диоксида углерода, этилена, этана и ацетилена. Особенностями прибора являются: собственный внутренний источник газа носителя (гелий), а также внутренние заряжаемые батареи, что обеспечивает автономную работу в течение не менее 15 часов. Применение в составе прибора специальных шприцев для экстракции газов позволяет выполнить анализ пробы масла в полевых условиях в течение нескольких минут. Продолжительность измерения концентрации всех семи газов в отдельности с момента введения пробы в анализатор составляет менее 120 секунд. Проба газа, отобранная из газового реле или из специального зонда, экстрагирующего газ из масла, может быть проанализирована за несколько минут.

Рисунок 7.2 - Прибор TFGA-P200

Прибор поставляется в комплекте с программным обеспечением для управления ходом анализа и программой оформления протокола испытаний. Последняя программа разработана для подготовки стандартного протокола анализа газов в масле, а также для экспорта данных о пробе и результатов анализа в специальную экспертную диагностическую программу, позволяющую интерпретировать полученные результаты. Предел обнаружения растворенных в масле газов составляет: для водорода (Н2) - 5 ppm; метана (СН4), окиси углерода (СО), двуокиси углерода (СО2), этилена (С2Н4), этана (С2Н6), ацетилена (С2Н2) - 2 ppm.

Микропроцессорный электронный прибор КАЛИСТО фирмы Morgan Schaffer осуществляет непрерывный контроль растворенного водорода и воды в масле работающего трансформатора. Прибор предназначен для раннего обнаружения развивающихся повреждений трансформатора и обоснованного планирования мероприятий по обслуживанию оборудования на базе данных контроля. Этот прибор специально разработан для наружной установки и защищен от всех климатических воздействий, может быть легко интегрирован в существующие мониторинговые системы мощных трансформаторов и подстанций, в том числе систему SCADA. КАЛИСТО позволяет измерять от 0 до 50000 ррт растворенного водорода в масле и от 0 до 100 % относительной влажности растворенной воды. Результат измерения может быть представлен в % относительной влажности приведенной к 25 °С, в ррт абсолютной влажности, в % относительной влажности при реальной температуре трансформатора. Погрешность измерения составляет 0,5 % от концентрации СО и 0,1 % от концентрации всех остальных газов. Чувствительность составляет 5 ррт в масле по водороду, 2 ррт в масле по воде. Измерительная схема построена на основе детектора по теплопроводности и маслозаполненного емкостного сенсора относительной влажности. Прибор имеет размер памяти: 1500 записей. Для передача информации используется порт RS-232. Программное обеспечение в формате Windows

В ВЭИ создана установка для непрерывного контроля изоляционных свойств масла путем измерения его объемного сопротивления ρυ. Испытательная ячейка подключается к заземленному маслопроводу трансформатора и периодически передает данные о величине ρυ в систему контроля параметров. По величине ρυ, на которую влияют продукты старения масла, можно судить о величине его tg δ. В совокупности с другими датчиками, эта установка может входить в состав диагностической системы трансформатора.

Рисунок 7.3 - Прибор КАЛИСТО

Программное обеспечение для сбора и обработки хроматографических данных и автоматического диагностирования рассмотрим на примере приложения для диагностики трансформаторов для Windows «Цвет – Аналитик» ОАО "Цвет". Приложение для диагностики трансформаторного масла создано в соответствии с документом РД 153-34.0-46.302-00 и предназначено для диагностики обыкновенного маслонаполненного оборудования. Все результаты работы данного приложения носят рекомендательный характер в соответствии с руководящим документом. Приложение содержит базу данных анализов, сюда заносятся данные о трансформаторах (местоположение, паспорт) и результаты проведенных анализов. Программа реализует соотношения различных пар газов и соответствующие им дефекты. Программа также содержит базу граничных и пороговых концентраций растворенных в масле газов, а также значения коэффициентов растворимости газов в масле и критерии отбраковки высоковольтных герметичных вводов. Каждому типу оборудования соответствуют свои граничные концентрации и присваивается уникальный номер.

В процессе диагностирования выбирается нужный диспетчерский номер и точка отбора, при необходимости заполняется паспорт оборудования. Номер типа оборудования соответствует номеру типа оборудования в таблице граничных концентраций. В выпадающем списке выбирается тип анализа - плановый или при срабатывании газового реле. В случае срабатывания газового реле можно провести анализ газа из реле. Для этого необходимо выделить соответствующий пункт в параметрах диагностики. Сначала необходимо добавить анализ газа из реле, затем масла из бака трансформатора и только затем переходить к диагностированию. При анализе трансформатора с РПН можно провести анализ масла из контактора. Для этого необходимо выделить соответствующий пункт в параметрах диагностики. Сначала необходимо добавить анализ масла из контактора, затем масла из бака трансформатора и только затем переходить к диагностированию. Для просмотра результата диагностики необходимо нажать кнопку «Отчет по диагностике». После просмотра результат диагностики можно вывести на печать. В программе существует возможность определения дефектов графическим способом и построение графиков изменения концентрации газов во времени. Об этом говорит сайт https://intellect.icu . Для построения графиков изменения концентрации газов во времени необходимо отметить нужные газы, задать временной диапазон и нажать кнопку «Построить график». Для определения дефектов графическим способом необходимо перейти на закладку «По компонентам», нажать кнопку «Построить график» и подобрать в древовидном списке наиболее похожий стандартный график дефекта.

7.3 Тепловизионный метод диагностики силовых и измерительных трансформаторов

Рисунок 7.4 - Тепловизор ТН6100

По мере оснащения энергетических служб промышленных предприятий современными тепловизорами расширяется их применение для диагностирования силовых трансформаторов (рисунок 7.4). Применение тепловизионного метода диагностики не требует останова и отключения оборудования, является нетрудоемким и помогает выявлять дефекты на ранних стадиях их развития.

Эффективность и информативность этого вида оценки состояния оборудования оказывается особенно высокой, если тепловизионный контроль включается в комплексный процесс диагностики силовых трансформаторов, проводимой на базе экспертной системы. В этом случае от совместного использования всей доступной на текущий момент информации проявляется, так называемый, синергетический эффект от ее анализа, что и позволяет получить максимальный результат с точки зрения противоречивых критериев: достоверности и стоимости испытаний.

При тепловизионной съемке силовых трансформаторов проверяются:

- вводы;

- баки;

- системы охлаждения (радиаторы, вентиляторы, маслонасосы);

- термосифонные фильтры (ТСФ);

- контактные соединения.

Тепловизионным обследованием для силовых трансформаторов и автотрансформаторов (АТ) достаточно легко и точно можно обнаружить следующие дефекты:

- нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора;

- нарушение в работе систем охлаждения (вентиляторов, маслонасосов, циркуляции масла в радиаторах) и регенерации масла (термосифонных фильтров (ТСФ)).

Тепловизионное обследование позволяет безразборным способом определить:

- места болтового крепления колокола бака;

- уровень масла в расширительном баке, выхлопной трубе и во вводах.

Основными этапами тепловизионного метода диагностики силовых трансформаторов являются:

- полевые исследования;

- передача полученной информации из тепловизора в персональный компьютер;

- структурирование термограмм, организация их хранения в специализированных базах;

- предварительная обработка результатов и их визуальный анализ;

- математическая обработка и сопоставление результатов с учетом реальных физических процессов в трансформаторе, автоматизированное формирование рекомендаций;

- комплексная обработка полученной информации, выдача рекомендаций на основе многоаспектного анализа.

Технология тепловизионного метода диагностики должна строиться с учетом особенностей трансформатора как объекта исследования. Существенным фактором, затрудняющим тепловизионный контроль силовых трансформаторов, является наличие навесного оборудования на баке, в первую очередь радиаторов, что существенно уменьшает площадь полезной поверхности, подвергаемой анализу. Кроме того, принудительная циркуляция масла размывает температурные градиенты, из-за чего затрудняется локализация дефекта. Смысл тепловизионного обследования силовых трансформаторов заключается в проецировании теплового дефекта в активной части на поверхность бака, не закрытую навесным оборудованием, и выявлении этого участка при анализе термограмм.

Наряду с отмеченными выше конструктивными особенностями силовых трансформаторов, затрудняющими тепловизионное обследование, в этом объекте можно также выделить факторы, которые способствуют его использованию. Здесь, в первую очередь, имеется в виду условная симметричность силовых трансформаторов. Наличие трех практически равнонагруженных фаз позволяет проводить сопоставление нагревов одновременно по трем образующим и каждое существенное отклонение подвергать дополнительному анализу. В тех же целях целесообразно использовать и симметричность силовых трансформаторов относительно осевых линий.

Полевые исследования. На этапе полевых исследований оператор проводит съемку поверхности бака трансформатора с помощью тепловизионной аппаратуры. При проведении работ может создавать помехи навесная система охлаждения. Воздух, нагнетаемый вентиляторами, проходит сквозь радиаторы, нагревается и далее ударяется о поверхность бака. В результате чего на его поверхности образуется зона повышенного нагрева, которая не является следствием дефектов в активной части трансформатора. Поэтому, целесообразно на некоторое время отключить систему, а, в ряде случаев, и систему принудительной циркуляции масла.

Как правило, около трансформатора бывает недостаточно свободного места для того, чтобы снять его целиком на одном снимке, либо необходимо произвести съемку более детально. В этих случаях поверхность бака разбивается на некоторое количество квадратов, каждый из которых представляет собой отдельные тепловизионные фотографии Число квадратов практически неограниченно и определяется лишь возможностями программного обеспечения, которое будет впоследствии производить сборку целостной тепловой картины трансформатора.

На этапе полевых исследований оператор имеет возможность сразу оценить эффективность функционирование охлаждающих устройств, состояние маслонаполненных и фарфоровых вводов, контактных соединений токоведущих частей, контактов переключателей напряжения и др.

Обнаружив неисправности в этих узлах, оператор может сформировать протокол, пользуясь программным обеспечением комплекса, в котором указывается возможная причина повышенного нагрева и предварительный перечень мероприятий по ее устранению. Наличие дефектов в активной части трансформатора, как правило, требует более точной диагностики. Для этого оператор фиксирует отдельные области крупным планом для их дальнейшего встраивания в общую тепловую картину поверхности бака трансформатора. Результаты обследования сохраняются на магнитном диске с указанием места и времени съемок, а также наименования подстанции и обследуемого трансформатора. Кроме того, оператор указывает погодные условия в момент съемки, текущие условия работы трансформатора, примерное расстояние до объекта. Разработана специальная система идентификации фиксируемых планов (вид спереди, сзади, слева, справа), которые указываются в этикетке каждой термограммы. Указанная информация заносится в тепловизор либо в журнал обследований непосредственно перед снятием термограмм и является необходимым элементом для дальнейшего анализа полученных изображений.

Передача информации в ПК. Оценка состояния силовых трансформаторов на основе тепловизионного анализа достаточно оправдана, однако, как отмечалось выше, желательнее ее проводить в сочетании с другими методами диагностики трансформаторов. Поэтому все последующие этапы диагностирования силовых трансформаторов необходимо осуществлять с помощью специальных программных комплексов (например, разработанной в ИГЭУ системы оценки состояния силовых трансформаторов ДИАГНОСТИКА+).

Полученные на предыдущем этапе термограммы записываются непосредственно в тепловизоре на магнитный диск. С помощью специальной программы осуществляется чтение данных из внутреннего формата тепловизора, преобразование и сохранение их в среде Windows. Это дает возможность стандартными средствами передавать результаты тепловизионного контроля в персональный компьютер для обработки их программным комплексом оценки технического состояния трансформатора.

Предварительная обработка результатов. На этом этапе имеется возможность визуального анализа термограмм каждого вида. При этом цветовая палитра автоматически обрабатывается с выводом на экран компьютера максимальной и минимальной температур для всего изображения или отдельного его фрагмента в режиме увеличения (рисунок 7.5).

Результатом данного этапа является автоматическое нахождение для каждого выделенного оператором элемента активной части силовых трансформаторов наиболее нагретой точки. Обычно в качестве элементов выделяют: верхнее ярмо, нижнее ярмо, обмотки фаз А, В и С. Более удобной для предварительного анализа является формируемая таблица, содержащая диспетчерский номер трансформатора, его тип, дату обследования, названия элементов и их максимальные температуры на каждом виде.

Анализу не подлежат все участки активной части, закрываемые навесным оборудованием. На термограммах эти области автоматически зачерняются.

Основной принцип диагностики данного этапа – сравнительный анализ аномально нагретой области с аналогичной поверхностью, имеющей нормальный нагрев.

Рисунок 7.5 - Визуальный анализ полученных термограмм

Контроль системы охлаждения силовых трансформаторов. Система охлаждения трансформатора является важным функциональным узлом, значительно влияющим на работу всего трансформатора. В настоящее время выработаны два подхода, позволяющие оценить работу системы охлаждения, которые применимы к системам охлаждения любых видов и доказали свою эффективность на практике:

1 Оценка средней температуры однотипного оборудования, работающего при одной нагрузке, в одинаковых условиях окружающей среды. Опыт показывет, что разница средних по баку температур более чем на 2 °С между одинаковыми трансформаторами, которые работают при одной нагрузке и в одинаковых условиях, может быть признаком нарушения нормальной работы системы охлаждения.

2 Контроль температуры патрубков входа и выхода масла из системы охлаждения, и сравнение с данными типовых заводских испытаний. Анализ результатов типовых тепловых испытаний и многочисленный опыт тепловизионных обследований позволяет установить среднюю разницу температур входа-выхода масла, характерную для каждого вида системы охлаждения. Отклонение от этого значения более чем на 1 – 1,5 °С уже служит признаком неисправной работы охладителя.

Диагностика измерительных трансформаторов. При тепловизионном контроле трансформаторов напряжения и трансформаторов тока измеряются температуры нагрева поверхности фарфоровых покрышек в одинаковых зонах трех фаз. Значения температуры не должны отличаться между собой более чем на 0,3 °С.

Для трансформаторов тока (конденсаторов связи) можно использовать метод косвенного измерения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Для них уравнение теплового баланса однозначно связывает величину диэлектрических потерь и превышение температуры изоляционной поверхности над температурой окружающей среды. Уравнение для расчета тангенса угла диэлектрических потерь исследуемого оборудования записывается в виде:

tgδх = tgδэ(Тх – Т0)/(Тэ – Т0),

где: tgδх - искомые диэлектрические потери обследуемого ТТ, находящегося под напряжением;

tgδэ - известные диэлектрические потери ТТ того же типа, находящегося в резерве;

Т0 - температура окружающей среды;

Тэ - температура поверхности резервного ТТ, измеренная тепловизором;

Тх - температура поверхности обследуемого ТТ, измеренная тепловизором.

Трансформаторы напряжения. Дефекты трансформаторов напряжения, выявляемые тепловизионным методом:

- витковые замыкания в обмотках;

- повышенные потери в стали магнитопроводов;

- ухудшение изоляционных характеристик масла.

При анализе результатов съемки и принятии решения необходимо учитывать год изготовления ТН и пофазно нагрузку во вторичных цепях. Трансформаторы напряжения (серии НКФ) работают в режиме насыщения, поэтому при съемке наблюдается нагрев фарфоровой покрышки по всей высоте. У двухкаскадных ТН при отсутствии дефекта, в большинстве случаев, более нагретым является нижний элемент, что связано с нагрузкой во вторичных цепях. Кроме того, трансформаторы напряжения, установленные на фазе "В", могут быть более нагреты по сравнению с ТН соседних фаз в связи с тем, что именно она, как правило, является более нагруженной. Если "горячее" ТН фаз "А" или "С", то надо уже задуматься о возможном наличии дефекта. Для этого надо проверить комплектацию фаз, сравнить год их выпуска с соседними ТН, проверить величину нагрузки во вторичных цепях. Если это не позволило выявить причину нагрева, то необходимо провести дополнительные испытания:

-

Рисунок 7.6 - Повышенный нагрев под крышкой правого ТН ТФЗМ–110

хроматографический анализ масла;

-проверка коэффициента трансформации;

-измерение потерь или тока Х.Х.

Превышение температуры нагрева между ТН пофазно более чем на 0,3 градуса не может служить основанием для его браковки. На рисунке 7.6 представлена термограмма трансформатора напряжения, фарфоровая покрышка которого перегревалась на 0,53 °С. После традиционных испытаний и хроматографического анализа трансформаторного масла было установлено, что в нем шел необратимый процесс разложения бумажно-масляной изоляции обмоток и он подлежал демонтажу и замене.

Трансформаторы тока. Трансформаторы тока, выпускаемые промышленностью, по конструкции внутренней изоляции можно разделить на три группы:

• трансформаторы тока со звеньевой изоляцией обмоток (серия ТФЗМ);
• трансформаторы тока с U-образной первичной обмоткой (серия ТФУМ, ТФКН);
• трансформаторы тока с рымовидной обмоткой (серия ТФРМ).

Трансформаторы серии ТФЗМ (на классы напряжений 35 - 220 и 500 кВ) могут иметь внутренние устройства переключения коэффициента трансформации. В эксплуатации имеют место случаи ухудшения состояния внутренних переключающих устройств. Это, как правило, связано с ослаблением болтовых соединений и повышением переходного сопротивления. Выявление дефектов изоляции при контроле ТТ-35 кВ и выше основано на наличии связи между степенью развития дефекта (увеличения диэлектрических потерь) и нагревом поверхности аппарата.

Рисунок 7.7 - Нагрев магнитопровода TT-10 кВ в ячейке

Контролируемым параметром является величина tg угла диэлектрических потерь изоляции. Применение тепловизора позволяет измерить эту величину косвенным способом. При проведении тепловизионного обследования ТТ, так же оценивается состояние внешних и внутренних контактных соединений (например, переключающего устройства, расположенного под крышкой ТТ, нагрев которого связан, как правило, с ослаблением болтовых соединений).

Причины повышенного нагрева:

• увеличение tgδ бумажно-масляной изоляции; увеличение tgδ изоляционного масла;
• снижение пробивного напряжения масла;
• ослабление болтовых соединений переключающего устройства;
• остаточное намагничивание магнитопровода ТТ при прохождении по нему тока КЗ.

Программное обеспечение тепловизионной диагностики трансформаторов. В процессе тепловизионной диагностики трансформаторов широко используется программное обеспечение. Программное обеспечение позволяет в оперативном режиме отслеживать техническое состояние всего парка эксплуатируемых предприятием трансформаторов, систематизировать оборудование по его техническому состоянию:

- нормально работающее;

- контрольная группа;

- забракованное;

- более 25 лет эксплуатации.

Программное обеспечение также позволяет:

- автоматизированным путем создавать базу данных о техническом состоянии оборудования;

- автоматизированным путем обработать результаты измерения, сравнить с нормативными значениями;

- оценить состояние оборудования по измеренным параметрам;

- создать автоматизированную базу данных нормативно-технических документов по вопросам диагностики.

Программное обеспечение дает возможность эксплуатационному персоналу провести диагностику каждой единицы оборудования:

- выявить начало возникновения повреждения;

- показать динамику развития процесса;

- комплексно рассмотреть результаты всех измерений с учетом влияния внешних факторов;

- определить характер возможного дефекта;

- прогнозировать возможное развитие событий;

- выработать рекомендации по дальнейшей работе с этим оборудованием.

7.4 Контроль изоляции трансформаторов, вводов и измерительных трансформаторов при рабочем напряжении по характеристикам частичных разрядов

Измерение частичных разрядов (ЧР) используется для контроля состояния высоковольтной изоляции трансформаторов, вводов, ТН и ТТ при рабочем напряжении в реальных эксплуатационных условиях подстанции. Системы диагностики на основании измерения ЧР позволяют обнаруживать дефекты изоляции на самой ранней стадии их развития, определять тип, место расположения дефекта и степень его опасности. Рассмотрим систему диагностики высоковольтной изоляции на примере системы СКИ-2 - компьютерной системы сбора и обработки информации, поступающей от электрических, акустических и электромагнитных датчиков ЧР, размещенных на контролируемом объекте. Длина соединительных кабелей (датчик - компьютер) - до 100 м. В минимальном комплекте поставки количество подключаемых датчиков электрического и электромагнитного каналов - до 12 (параллельная регистрация), акустических датчиков - до 7 (мультиплексор). Система работает в реальном масштабе времени и обеспечивает оперативный вывод получаемой информации на экран компьютера, накопление информации и запись ее на жесткие диски. Она может подключаться к компьютерной сети. Система обеспечивает периодический контроль или непрерывный мониторинг (для ответственных или предаварийных объектов) оборудования. Наличие трех каналов регистрации сигналов ЧР (электрического, электромагнитного и акустического) обеспечивает надежное обнаружение дефектов изоляции независимо от их локализации и типа.

Датчики электрических сигналов ЧР - это высокочастотные трансформаторы тока, надеваемые на провода заземления контролируемых объектов (заземление ПИНов вводов, баков, экранов и т.д.). Они имеют расширенный диапазон частот: 1 - 50 МГц и сменный помехозащитный фильтр. Высокая чувствительность этих датчиков позволяет работать с емкостью связи от нескольких пикофарад. При этом минимальный регистрируемый заряд ЧР - менее 1 пКл. Датчики электрических сигналов ЧР имеют дополнительный вход для подключения датчиков электромагнитных сигналов ЧР любого диапазона частот вплоть до СВЧ (несколько ГГц). Наличие трансформатора тока на входе датчика обеспечивает возможность одновременно с электрическими датчиками подключать любые контрольные приборы и датчики других измерительных схем и, параллельно с регистрацией ЧР, проводить измерения tga диэлектрических потерь и токов комплексной проводимости изоляции объекта под рабочим напряжением. Пьезоэлектрические акустические датчики П-113 с полосой частот 20 - 200 кГц имеют основные резонансные частоты 110 и 200 кГц. Можно использовать акустические датчики практически любых типов в диапазоне частот 10 - 300 кГц. Электромагнитные датчики - это отдельные блоки, подключаемые к дополнительному входу датчиков электрических сигналов ЧР. Входной частотный диапазон определяется типом блока (от 400 до 2200 МГц), выходная полоса частот - до 50 МГц. При работе с узконаправленными антеннами (СВЧ зонд) эти датчики позволяют проводить дистанционный контроль высоковольтных вводов, изоляторов и т.д. В состав системы входят калибровочные генераторы электрического и акустического сигналов, обеспечивающие контроль работоспособности и градуировку датчиков.

В отличие от стандартных измерителей сигналов ЧР, работающих с одиночными выборками, СКИ-2 обеспечивает статистическое накопление данных в течение заданного интервала времени синхронно с сетевым напряжением. Система способна работать в режиме непрерывного, полностью автоматического мониторинга с периодической записью получаемой информации на диск или передачей ее в линию связи.

Рисунок 7.9 – Синхронный регистратор-анализатор частичных разрядов R2000/N

В качестве примера стационарного промышленного прибора диагностики изоляции трансформаторов на основе измерения уровня частичных разрядов рассмотрим многоканальный синхронный регистратор-анализатор R2000/N (рисунок 7.9). Прибор R2000/N в максимальной степени предназначен для эффективного использования в условиях эксплуатации. Эти особенности прибора позволяют эффективно отстраиваться от помех, которые всегда присутствуют в высоковольтном оборудовании (корона, синхронные помехи, наводки ЧР с фазы на фазу и т.д.). Достоинствами прибора R2000/N являются возможность одновременного использования высокочастотных (сотни мегагерц) и низкочастотных (сотни килогерц) датчиков ЧР, использование синхронной регистрации по всем каналам, применение методов цифровой фильтрации и разделения импульсов, "разборка импульсов" на основании физических признаков ЧР и матриц взаимного влияния сигналов между различными фазами и элементами контролируемого оборудования. Прибор имеет 4 (8) входных каналов регистрации. Частота опроса каждого канала при регистрации сигналов составляет 100 МГц.

Прибор контроля состояния контактов и соединений РПН масляных трансформаторов Ганимед. Прибор предназначен для проведения диагностики технического состояния и настройки устройств регулирования напряжения трансформаторов (РПН). Прибор позволяет проводить регистрацию и анализ стандартных характеристик РПН, указываемых в нормативных документах. К таким характеристикам относятся временная диаграмма работы контактора и круговая диаграмма работы избирателя РПН. Дополнительно, прибор позволяет при помощи встроенного миллиомметра измерять и анализировать переходное сопротивление контактов, а также анализировать состояние механического привода РПН на основе анализа графика потребляемой электродвигателем мощности, зарегистрированной за один цикл

Рисунок 7.10 - Прибор Ганимед

коммутации.

Для удобства пользователей в приборе Ганимед реализована возможность практического применения новых методов контроля состояния РПН, разработанных различными фирмами в последние годы. Одним из таких методов является анализ вибрационных колебаний корпуса РПН в процессе одной коммутации, позволяющий оценивать динамические процессы в конструкции. Общий диагноз состояния РПН хорошо дополняет анализ частичных разрядов, зарегистрированных при помощи акустического датчика, устанавливаемого на корпусе при помощи магнита. Сравнение интенсивности разрядов в разных положениях РПН позволяет выявить дефекты изоляции и контактных элементов.

Все эти методы измерения параметров РПН реализованы в одном комбинированном приборе. В конечном итоге это дает возможность пользователю самостоятельно выбирать необходимые методы диагностики, которые следует применить для анализа конкретного переключающего устройства.

Рисунок 7.11 - Датчик DBT-1

Прибор "Ганимед" имеет внутренний высокопроизводительный процессор, графический экран, пленочную клавиатуру и комбинированное питание - от питающей сети и встроенного аккумулятора. Наличие в приборе принтера позволяет получать необходимые графики непосредственно на месте или же сохранять и распечатывать их на компьютере, для чего в состав поставки входит необходимое программное обеспечение.

Датчик DBT-1 – датчик, предназначенный для регистрации импульсов от частичных разрядов в высоковольтных вводах маслонаполненных трансформаторов. Представляет собой емкостный делитель тока проводимости ввода, защищенный двумя уровнями блокировки от перенапряжений - при помощи разрядника и варистора. На выходе датчика располагается стандартный коаксиальный разъем.

Конструкция датчика выполнена таким образом, что с него поступают два сигнала - низкочастотный ток проводимости изоляции ввода и высокочастотный сигнал частичных разрядов. Такая конструкция позволяет проводить не только измерение частичных разрядов, но и контролировать состояние ввода по току проводимости.

Рисунок 7.12 - Датчик DB-1

Датчик DB-1 - стационарный датчик для контроля параметров изоляции под рабочим напряжением. Датчик предназначен для монтажа на измерительном выводе маслонаполненного ввода. Отличительной особенностью датчика является то, что он одновременно служит источником сигналов комплексной проводимости ввода и сигналов частичных разрядов. Это существенно повышает общую информативность систем контроля состояния изоляции под рабочим напряжением. В качестве нагрузочного элемента в датчике используется конденсатор, что, по сравнению с нагрузочным резистором, снижает перенапряжения. Особенностью датчиков данного типа является установка элементов защиты от перенапряжений - варисторов и разрядника непосредственно в корпусе датчика.

7.5 Диагностика опрессовки активных элементов и механических деформаций обмоток трансформаторов

Вибрационный метод оценки состояния опрессовки активных элементов трансформаторов. Методы ранней диагностики состояния высоковольтных масляных трансформаторов в рабочих режимах оценкой состояния опрессовки активных элементов «безразборным» способом позволяют повысить надежность эксплуатации и снизить затраты на проведение ремонтных работ. Реальное техническое состояние опрессовки обмотки и магнитопровода может быть определено по замерам вибрации в определенных точках на наруж -ной поверхности масляного бака трансформатора.

Для диагностики высоковольтных масляных трансформаторов разработано специальное приложение спектрального виброанализа «Веста» («Вибро-центр», г. Пермь). Техническое состояние опрессовки обмотки и магнитопровода определяется по замерам вибрации в 12 точках на баке трансформатора. Программа достаточно корректно моделирует физические процессы в трехфазном трансформаторе, учитывает влияние насыщения активной стали на распределение гармоник тока и магнитного потока при изменении нагрузки. Программа содержит математические модели распределения вибраций в «распрессованной» обмотке и «ослабленной» стали магнитопровода. Обработка результатов измерений и математическое моделирование позволяют сделать заключение о состоянии активных материалов трансформатора.

В процессе диагностирования масляного трансформатора с помощью экспертной системы «Веста» выполняется один замер на холостом ходу, другой в режиме, близком к режиму полной нагрузки, не менее 50 – 80 % от номинала, чем ближе к 100 %, тем выше достоверность. Замеры выполняют переносным спектроанализатором Корсар + (описание спектроанализатора дано в главе 8 данного учебного пособия), который входит в состав экспертной системы. Результаты измерений «сбрасываются» по кабелю в компьютер, где обрабатываются и хранятся в памяти.

На основе анализа спектров вибросигналов, учета мощности целых и дробных гармоник в диапазоне от 10 до 1000 Гц, программа в автоматическом режиме позволяет:

- контролировать качество опрессовки обмоток по всем фазам трансформатора со сторон ВН и НН, обнаруживать «дефектную фазу» и даже место с ослаблением опрессовки обмоток, определить относительную степень ослабления;

- определять состояние прессовки сердечника трансформатора, на ранней стадии выявлять места в сердечнике, «склонные» к ослаблению прессовки пакета, в которых в дальнейшем может возникнуть «пожар стали»;

- выявлять общее состояние элементов конструкции трансформатора контролируя магнитный поток по путям рассеяния обмоток;

- своевременно выявлять все тенденции ухудшения любого из параметров, выбирать из всего эксплуатируемого на предприятии оборудования то, состояние которого нестабильно и ухудшается.

Все контролируемые параметры приводятся в диагнозах в виде обобщенных расчетных «коэффициентов состояния». Это позволяет применять данную методику без корректировки практически для всех типов применяемых трансформаторов.

Если значение какого-либо коэффициента (коэффициент общего состояния трансформатора, коэффициенты прессовки обмотки, опрессовки активной стали, крепления элементов конструкции) не меньше, чем 0,9, то это зона хорошего состояния. Если он меньше 0,9, но больше, чем 0,8, то данный параметр соответствует критериям удовлетворительного состояния. Если его значение ниже этого предела – это зона аварийного состояния. Необходимо срочно принимать меры по улучшению состояния трансформатора.

Диагноз по состоянию элементов трансформатора представляется программой в двух модификациях – в графическом виде и в виде справки. Графический диагноз может быть просмотрен на экране для одной фазы, для меди или активной стали. Программа рассчитывает комплексный коэффициент качества эксплуатации каждого трансформатора, учитывающий особенности его эксплуатации. На основании анализа трех и более замеров вибрации, выполненных на трансформаторе, по изменению «коэффициента состояния» программа дает рекомендации по рациональным срокам и объемам проведения ремонтных работ активных элементов трансформатора.

Диагностика механических деформаций обмоток трансформаторов методом низковольтных импульсов. 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. Продление жизни трансформатора в значительной степени зависит от стабильности механических характеристик его обмоток. Однако даже в правильно спроектированном трансформаторе заложены предпосылки его будущих проблем применительно к электродинамической стойкости при КЗ. Причиной этих предпосылок является технология изготовления обмоток, из-за чего обмотки нового трансформатора с самого начала имеют некоторые дефекты плотности намотки. Обмотки трансформаторов стараются делать магнитосимметричными, что позволяет минимизировать электродинамические силы, действующие в обмотках и на опоры: прессующие кольца, ярмовые балки. В новом трансформаторе эта несимметрия невелика и не представляет опасности для трансформатора. Однако, чем старше трансформатор, тем больше электродинамических воздействий при КЗ, толчках нагрузки он получает, тем больше меняются физико-химические свойства изоляции, тем больше меняются ее механические свойства. В результате этих воздействий происходит снижение запрессовки обмоток, увеличение начальной магнитной несимметрии, которая всегда стремится в сторону увеличения. При снижении усилия запрессовки обмоток, при увеличении их магнитной несимметрии растут электродинамические силы, что приводит к еще большему снижению запрессовки и увеличению несимметрии. И так до тех пор, пока электродинамические силы не возрастут настолько, что разрушат трансформатор.

В настоящее время для диагностики механического состояния обмоток силовых трансформаторов наиболее широко применяются два метода: метод измерения сопротивления короткого замыкания и более чувствительный метод - метод низковольтных импульсов (НВИ) или близкий к нему по сути метод частотного анализа. Суть метода НВИ В настоящее время для диагностики механического состояния обмоток силовых трансформаторов наиболее широко применяются два метода: метод измерения сопротивления короткого замыкания и более чувствительный метод - метод низковольтных импульсов (НВИ) или близкий к нему по сути метод частотного анализа. Суть метода НВИ состоит в том, что от специального генератора на обмотки (или в нейтраль) расшинованного трансформатора подается прямоугольный зондирующий импульс низкого напряжения (100 - 500 В) и одновременно осциллографируются реакции обмоток на воздействие этого импульса - напряжения на измерительных сопротивлениях, подключенных к другим обмоткам. Сначала при первичном дефектографировании на трансформаторе снимаются нормограммы, которые в дальнейшем будут сравниваться с дефектограммами - осциллограммами, полученными при последующих измерениях. Сравнение по определенной методике нормограмм и дефектограмм позволяет оценить состояние обмоток трансформатора. Если диагностика для данного трансформатора проводится впервые, то оценка состояния обмоток производится сравнением осциллограмм разных фаз. Более высокая чувствительность метода низковольтных импульсов по сравнению с другими обусловлена тем, что даже относительно небольшие смещения элементов обмоток (витков, катушек) приводят к значительным локальным изменениям соответствующих емкостей. Изменение емкости приводит к изменению собственной частоты колебаний соответствующего контура, что и проявляется в осциллограмме. В этом преимущество метода НВИ перед методом измерения комплексного сопротивления обмотки Zk, который обладает высокой чувствительностью, в основном, только к тем деформациям, которые приводят к изменению главного канала рассеяния трансформатора.

Установка включает в себя:

- портативный персональный компьютер с программным обеспечением для проведения диагностики;

- платы аналого-цифрового преобразователя и устройства связи с объектом, устанавливаемые в компьютер;

- генератор прямоугольных импульсов, предназначенный для формирования зондирующих импульсов с амплитудой до 500 В, длительностью 1 мкс, фронтом и спадом 50 нс.

Программное обеспечение включает в себя:

- программу сбора данных - тестирование измерительной схемы, управление процедурой сбора, фильтрация от помех, запись в базу данных;

- программу обработки и анализа результатов диагностики - сравнение нормограммы и дефектограммы и их спектров, статистическая обработка, анализ и оценка результатов диагностики.

Время проведения диагностики одного трансформатора - около 1 часа.

Контрольные вопросы

1 Перечислите характерные повреждения силовых трансформаторов.

2 На каких физическиъх явлениях основан хроматографический метод диагностики силовых трансформаторов?

3 Как расшифровывается хроматограмма анализа смеси газов?

4 Назначение, принцип действия и основные технические характеристики микропроцессорного электронного прибора КАЛИСТО?

5 Расскажите технологию применения тепловизионного метода обследования силовых трансформаторов?

6 Как осуществляется математический анализ термограмм?

7 Каковы особенности диагностики измерительных трансформаторов тепловизионным методом контроля?

8 Какие задачи решаются применением программного обеспечения тепловизионной диагностики трансформаторов?

9 Какие физические явления лежат в основе диагностики трансформаторов по характеристикам частичных разрядов?

10 Назначение, принцип действия и основные технические характеристики прибора для контроля состояния контактов и соединений РПН масляных трансформаторов Ганимед?

11 Устройство и принцип действия датчиков для измерения параметров частичных разрядов?

12 Расскажите про вибрационный метод оценки состояния опрессовки активных элементов трансформаторов.

13 Как осуществляется диагностика механических деформаций обмоток трансформаторов методом низковольтных импульсов?

14 Как используется математическая модель нагрузочной способности трансформатора для решения задач диагностики?

Исследование, описанное в статье про ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ, подчеркивает ее значимость в современном мире. Надеюсь, что теперь ты понял что такое ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ и для чего все это нужно, а если не понял, или есть замечания, то не стесняйся, пиши или спрашивай в комментариях, с удовольствием отвечу. Для того чтобы глубже понять настоятельно рекомендую изучить всю информацию из категории Диагностика, обслуживание и ремонт электронной и радиоаппаратуры

Ответы на вопросы для самопроверки пишите в комментариях, мы проверим, или же задавайте свой вопрос по данной теме.