Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

28

Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

Харкiв, 2011

Содержание

Введение

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

1.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

1.4 Определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора

1.5 Выводы

2. Автоматизированные системы контроля

2.1 Общие требования

2.2 Контроль с экспертными системами

2.3 Комплексные автоматизированные системы

2.4 Система контроля компании Siemens

2.5 Предлагаемый комплекс методов

2.6 Выводы

Заключение

Литература

Введение

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

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

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

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

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

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

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

28

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

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

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

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

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

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

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

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

Ёмкость такого датчика почти пропорциональна относительной влажности Н:

,

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

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

1.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

28

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

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

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

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

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

28

Рис.1.2. Диаграмма «Треугольник Дюваля»

;

; ;

границы зон отдельных дефектов: ;

;

;

;

;

.

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

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

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

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

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

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

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

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

В новой методике даны следующие ключевые отношения газов:

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

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

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

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

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

Процедура интерпретации:

по результатам ГХА масла определяются концентрации и отношения ключевых газов;

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

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

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

Комбинации результата:

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

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

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

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

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

28

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

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

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

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

Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

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

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

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

Таблица 1.1 Оценка состояния изоляции силовых трансформаторов по характеристикам ЧР

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

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

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

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

28

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

28

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

1.4 Определение температуры наиболее нагретой точки обмотки

трансформатора

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

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

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

? низкая чувствительность к воздействиям электромагнитных помех и электромагнитных импульсов ;

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

? малые размеры и вес.

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

1.5 Выводы

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

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

Развитие методики интерпретации ГХА масла продолжается.

Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

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

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

2. Автоматизированные системы контроля

2.1 Общие требования

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

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

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

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

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

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

2.2 Контроль с экспертными системами

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

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

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

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

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

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

* количество аналоговых входов ;

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

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

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

* режим регистрации дискретных сигналов - непрерывный;

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

* номинальное значение входного переменного напряжения - 100В;

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

* потребляемая мощность не более 50 ВА.

2.3 Комплексные автоматизированные системы

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

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

Таблица 2.1. Связь параметров с выявляемыми дефектами

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

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

28

Рис.2.1 Структурная схема работы системы TRAS

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

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

Рис. 2.2 Структурная схема модуля с математической моделью

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

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

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

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

В системе TRAS применены некоторые виды чувствительных датчиков.

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

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

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

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

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

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

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

2.4 Система контроля компании Siemens

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

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

Датчики имеют систему самопроверки.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.5 Предлагаемый комплекс методов

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

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

К перспективным видам испытаний на работающем трансформаторе следует отнести:

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

- опыт прогрева трансформатора с отбором проб масла;

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

- анализ виброакустического спектра;

- обследование с помощью тепловизора;

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

трансформатор дефект автоматизированный контроль

Рис. 2.6. Система ИК - диагностики электрооборудования

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.1 ИК - контроль силовых трансформаторов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.2

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

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

Таблица 2.3

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.6 Выводы

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

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

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

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

5. Как правило, при непрерывном контроле выявляется только факт возникновения дефекта. Определение места и опасности дефекта производится обследованием трансформатора в отключённом состоянии. К этому выводу приводит также несовершенство (в Украине - их отсутствие) датчиков непрерывного контроля растворённых в масле газов. Комплекс мероприятий по оценке состояния трансформатора включает непрерывный и периодический контроль диагностических параметров и подробные обследования в отключённом состоянии.

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

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

Заключение

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

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

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

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

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

Развитие методики интерпретации ГХА масла продолжается.

Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

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

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

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

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

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

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

9. Как правило, при непрерывном контроле выявляется только факт возникновения дефекта. Определение места и опасности дефекта производится обследованием трансформатора в отключённом состоянии. К этому выводу приводит также несовершенство (в Украине - их отсутствие) датчиков непрерывного контроля растворённых в масле газов. Комплекс мероприятий по оценке состояния трансформатора включает непрерывный и периодический контроль диагностических параметров и подробные обследования в отключённом состоянии.

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

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

Литература

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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