Рассмотрены особенности силового трансформатора как электрического аппарата. Выявлены основные опасные воздействия на силовые трансформаторы и виды дефектов силовых трансформаторов. Выполнен анализ средств и методов диагностики силовых масляных трансформаторов.
Ключевые слова: силовой масляной трансформатор, техническое состояние, методы и средства диагностики.
Жизненный процесс трансформатора представляет собой ряд последовательных и взаимосвязанных временных этапов: исследование, проектирование, изготовление, транспортировка, монтаж, эксплуатация и утилизация. Очевидно, что возникновение дефектов возможно на каждом из этапов. Например, на стадии исследования могут быть упущения каких — либо особенностей эксплуатации (засоленные грунты, предполагающие повышенную частоту грозовых разрядов), конструкторские просчеты, производственные дефекты и т. д.
В рамках настоящей работы будут рассмотрены различные воздействия на трансформаторы на этапе эксплуатации. Данные эффекты принято разделять на две группы: внешние и внутренние.
К внешним воздействиям относятся влияния окружающей среды: прямые разряды молнии в токоведущие части СТ, влияние температуры и ее колебаний, солнечная радиация, осадки и сопутствующие комплексы и системы: коммутационные перенапряжения и другие скачки напряжения, короткие замыкания во внешних цепях, внезапные изменения нагрузки, качество тока сети [7].
Внутренние воздействия можно четко классифицировать на технические: износ, старение, резонансы с производительностью системы, внутренние передачи энергии и т. д. эксплуатационные (воздействия (бездействие) персонала при проведении технического обслуживания): нарушения осмотров, контроля, ремонтов, наладок, испытаний, а также других плановых и профилактических работ [4].
Жизненный цикл трансформатора имеет ряд ступеней, каждый из которых требует контроль состояния. На самом деле контроль начинается на стадии проектирования и представляет собой разработку модели с последующим экспериментом.
На стадии изготовления проверяется качество материалов, отдельных деталей и качество сборки. На основе успешных выходных испытаний составляется паспорт изделия, содержащий основные технические данные [10]. Существует известный опыт использования автоматических тестовых стендов, которые формируют и печатают паспорт без участия специалиста [9].
Такие устройства позволяют устранить ошибки в работе персонала и снизить затраты. После транспортировки и хранения, к которым также предъявляется ряд требований, трансформатор проходит входные испытания заказчика [8]. Перед вводом в эксплуатацию установленный трансформатор подвергается испытаниям, предусмотренным правилами устройств электроустановок [6]. Исходя из анализа повреждений и их причин, отметим, что основной поток отказов происходит на стадии эксплуатации.
Этот факт, а также учет возможных затрат, связанных с аварийными отключениями трансформаторов, оправдывает наибольший объем работ по проверке состояния в течение эксплуатационного периода. Представляем следующую классификацию мероприятий по диагностированию состояния трансформаторов в процессе эксплуатации [1]:
- Мероприятия, которые не требуют прикосновения к рабочему трансформатору: мониторинг показаний приборов, сигнализация приборов и внешние проверки.
- Мероприятия, которые не требуют отключения, но связаны с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам: отбор проб масла, измерение вибрации, извлечение газа из газового реле, срабатывающего по сигналу, и др.
- Мероприятия, которые выполняются на отключенном трансформаторе: определение состояния изоляции, обмоток, магнитопровода, высоковольтных входов, коммутационных аппаратов и др.
- Мероприятия, которые выполняются на трансформаторе, выведенном в ремонт.
Первые две группы мер являются функциональными методами, которые не требуют отключения трансформатора. Вторые две группы являются методами испытаний, которые требуют отключения трансформатора. В свою очередь, функциональные методы можно классифицировать по степени автоматизации: неавтоматизированные, автоматизированные и автоматические, а также по режиму работы: выборочный, периодический, непрерывный [1].
По аналогии с классификацией дефектов мы рассмотрим методы диагностики в виде трех условных групп в зависимости от характера контролируемого параметра: физические, физико-химические и электрические [5].
Физико-химические способы диагностики
Внутренние повреждения можно выявить, проверив состояние трансформаторного масла. На свойства масла влияют локальные перегревы, частичные разряды в масле и твердой изоляции, искры в контактных соединениях, влажность, загрязнение, окисление, естественное старение и др.
Во время физико-химического анализа масла возможно контролировать следующие показатели качества [3]:
Механические примеси, представляющие собой осадок или суспензию нерастворенных веществ: пыль, волокна, частицы лакокрасочных материалов и др. Кроме того, в результате горения электрической дуги в масле образуются твердые обугленные частицы, называемые взвешенным углеродом. Наличие нерастворенных частиц можно определить, поднеся стеклянный сосуд к свету, встряхнув перед просмотром.
Влагосодержание масла, даже в небольших концентрациях, существенно определяет его свойства. Увеличение содержания влаги может свидетельствовать либо о разгерметизации трансформатора, либо о значительном старении масла. Содержание влаги 20 контролируется количеством водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция.
Влагосодержание твердой изоляции измеряется в лабораторных условиях с помощью специальных образцов, расположенных под соответствующим люком или кусками изоляционного картона. В связи с необходимостью разгерметизации трансформатора, очевидно, что этот метод используется при капитальном ремонте.
Кислотное число масла соответствует количеству едкого калия, необходимого для нейтрализации кислот в 1 г масла.
Водорастворимые кислоты и щелочи в масле указывают на его окисление и разрушение.
Стабильность масла определяется его искусственным старением в специализированных установках.
Газосодержание измеряется абсорбционным счетчиком. Его величина определяется при дегазации и азотировании масла.
Состав газа, не растворенного в масле, контролируется на газоанализаторе или хроматографе. После взятия пробы из газового реле контролируются следующие компоненты: водород, метан и этан, ацетилен и этилен, монооксид углерода, углекислый газ. Исходя из объемного содержания газов, делаются выводы о возможных причинах их появления: электрическая дуга в масле или на твердой изоляции, нагрев, частичные разряды.
Состав газа, растворенного в масле, проводят на хроматографе. Лаборатория указывает на отклонение от нормы содержания растворенных газов: диоксида углерода СО2, монооксида углерода СО, водорода Н2, кислорода О2, азота N2 и углеводородов: метана ацетилена СН4, этилена С2Н6. С помощью хроматографического анализа можно выявить дефекты твердой изоляции, частичные разряды и перегрев металла.
Содержание соединений фурана определяется старением твердых изоляционных материалов из бумаги и картона, состоящих из молекул целлюлозы. Результатом химических реакций с участием целлюлозы являются соединения фурана. Существует зависимость между содержанием производных фурана и диэлектрическими параметрами изоляции. Определение содержания фурановых соединений возможно хроматографическим и диэлькометрическим методами.
Физические способы диагностики
К данной группе относятся методы, основанные на контроле физических параметров трансформатора и его элементов: физических свойств масляной изоляции, давления, температуры, вибрации [2].
Температура вспышки определяет способность масла испаряться, что увеличивает его вязкость и изменяет его состав. Температуру можно определить следующим образом: поместить масло в закрытую емкость и контролировать температуру вспышки выделяющихся газов, которые смешиваются с воздухом.
Температура застывания — это самая высокая температура, при которой вязкость масла увеличивается настолько, что при наклоне пробки под углом 45 градусов ее уровень не меняется в течение 1 минуты. Очевидно, что увеличение температуры застывания масла приводит к ухудшению состояния трансформаторных систем.
Температура наиболее нагретой точки контролируется датчиками, установленными в местах наибольшего нагрева. Сложность установки точечных датчиков ограничивает использование таких измерений. Задача выбора расположения датчиков в зонах наибольшего нагрева решается с помощью волоконно-оптических датчиков, встроенных в узлы при изготовлении.
Температура верхних слоев масла контролируется датчиками, установленными на верхней части охладителя. Необходимо обращать внимание на то, что измеряемая температура может существенно отличаться от температуры наиболее нагретых точек.
Достоверность может быть повышена путем соотнесения температуры верхних слоев с температурой наиболее нагретой током нагрузки.
Коэффициенты модели могут быть определены путем тестирования трансформатора. На основании температурных условий можно рассчитать старение изоляции. Температура наружных поверхностей трансформатора и его контактных соединений (тепловизионный контроль) контролируется высокочувствительным термографическим оборудованием — тепловизорами. Основным преимуществом метода является то, что можно выявить дефекты оборудования при эксплуатации на ранней стадии их возникновения.
Вибрация обмоток и сердечника измеряется акселерометрами, установленными на стенках резервуара. Частоты в диапазоне 10–1000 Гц контролируются. На холостом ходу основным источником колебаний является магнитная цепь; в режиме нагрузки магнитопровод и обмотки.
Звуковые колебания регистрируются акустическими датчиками. Способ такого контроля позволяет отслеживать дефекты в разрядных устройствах, устройствах, регулирующих напряжение, а также частичные разряды на изоляции. Акустические методы также позволяют определять образование пузырьков в трансформаторном масле. Для регистрации звуковых волн на трансформаторе установлены пьезоэлектрические датчики. Напряжение пробоя масла проверяется в стандартном разряднике, который представляет собой два электрода (сферический или плоский), расположенные взаимно параллельно в фарфоровой посуде на расстоянии 2,5 мм. Снижение напряжения пробоя указывает на развивающийся дефект в трансформаторе, сопровождаемый его загрязнением или старением.
Тангенс угла диэлектрических потерь отражает изменение активной составляющей тока через реальный диэлектрик, который можно использовать для оценки износа изоляции. Измерение tg δ проводится в электротехнической лаборатории.
Коэффициент поглощения — это отношение сопротивлений изоляции, измеренное через 60 секунд после подачи напряжения от мегомметра и через 15 секунд. Коэффициент поглощения характеризует степень влажности и загрязнения изоляции и лежит в диапазоне 1,5–2 для сухого, близкого к 1 для влажного.
Испытание высоковольтной изоляции проводится специальными трансформаторами с промышленной частотой напряжения. Считается, что изоляция прошла испытание, если не зафиксировано резкое увеличение токов, трещин или других признаков поломок. Этот метод позволяет идентифицировать скрытые дефекты, которые трудно обнаружить другими методами.
Сопротивление обмоток постоянному току контролируется во время работы и не должно значительно изменяться со временем. Из-за малого сопротивления обмоток они измеряются с помощью перемычек или методом падения напряжения. Изменение сопротивления может указывать на износ контактных соединений, межвитковые неисправности. Рассмотренным способом можно оценить состояние контактов устройства РПН.
Опыт работы на холостом ходу традиционно проводится во время выходных испытаний на заводах-изготовителях и после капитального ремонта с целью выявления возможных дефектов в первичной обмотке и магнитной цепи. Классическая схема представляет собой измерение тока и мощности потерь на холостом ходу при номинальном напряжении, что позволяет оценить параметры эквивалентной цепи первичной обмотки и ветви намагничивания. Отклонение измеренных значений от паспорта не должно отличаться более чем на 10 %. Известны способы контроля аналогичных параметров схемы замещения трансформатора по мгновенным значениям тока и напряжения.
Опыт короткого замыкания, а также опыт холостого хода, в основном, проводится у производителей, результатом которого являются значения напряжения короткого замыкания и потери мощности. Для организации эксперимента одна обмотка замыкается накоротко, а ко второй подается более низкое напряжение. Увеличивая напряжение, они достигают номинального тока во вторичной обмотке и фиксируют его. Сопротивление короткого замыкания можно оценить по отношению приложенного напряжения к току, возникающему в результате этого [7].
Контроль значений сопротивления короткого замыкания в процессе работы позволяет отслеживать деформацию обмоток в результате протекания через них сверхтоков. Известны способы контроля сопротивления короткого замыкания по мгновенным значениям тока и напряжения.
Индуктивность обмоток контролируется мгновенными значениями тока и напряжения в каждый период основной частоты тока. Индуктивность рассчитывается в реальном времени и сравнивается с заданным значением. Реакция обмоток на импульсы низкого напряжения также позволяет отслеживать изменение геометрии трансформатора. Метод представляет собой осциллографию переходных процессов, вызванных короткими импульсами. В методе могут использоваться как искусственно генерируемые импульсы, так и эффекты естественных возбудителей — коммутационные и грозовые всплески. Номограмма снимается с рабочего трансформатора, которая затем сравнивается с осциллограммой, полученной во время работы.
Частотные характеристики обмоток определяются путем подачи напряжения, изменяющегося по частоте, на их входы, а в нейтрали или в других обмотках регистрируются отклики — реакции на сигнал особой формы. Метод частотной характеристики считается более чувствительным, чем метод низковольтных импульсов.
Уровень частичных разрядов (ЧР) можно контролировать с помощью электрических и акустических датчиков. Основная проблема электрической записи ЧР — это помехи от сети и нагрузки. Для решения этой проблемы используются цифровые и адаптивные фильтры. Размещение датчиков в резервуаре особенно эффективно. Расположение датчиков и подключение их системы мониторинга позволяет получать двух- и трехмерные снимки.
Коэффициент трансформации трансформатора в условиях эксплуатации измеряется методом двух вольтметров и сравнивается с заводскими значениями. Отклонения не должны превышать 2 %.
Группа трансформаторных соединений характеризует угол между линейными векторами напряжения одних и тех же фаз. Несоответствие в группе может указывать на то, что отводы неправильно подключены к выводам трансформатора.
Фазировка трансформатора с сетью производится перед подачей на аппарат напряжения, в местах его установки.
Емкостный метод контроля изоляции входов заключается в измерении величины тока дисбаланса в нулевом проводе звезды, образованном соединением измерительных отводов трех трансформаторных входов. Если один из входов поврежден, то его емкость увеличивается, что увеличивает дисбаланс тока.
Диэлькометрический метод измерения влажности основан на зависимости диэлектрических характеристик материала от его влажности. Принцип основан на организации переменного электрического поля с помощью датчика диэлькометрического прибора на контролируемом участке и измерении его диэлектрических характеристик.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что важную роль при диагностике масляных трансформаторов играет системный подход к оценке состояния силовых трансформаторов, при котором оценка состояния базируется на результатах различных измерений и учете конструктивных особенностей диагностируемых объектов, что позволяет повышать достоверность полученных результатов.
Литература:
- Алексеев, Б. А. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов / Б. А. Алексеев // Электр. станции. — 2000. — № 8. — С. 62–70.
- Русов, В. А. Системы диагностического мониторинга силовых трансформаторов / В. А. Русов // Электро. — 2009. — № 6. — С. 35–37.
- Хpенников, А.Ю. “On-line” система защиты и мониторинга механического состояния обмоток силовых трансформаторов и реакторов / А. Ю. Хренников // Вест. СамГТУ. — Технические науки. –2007. –№ 2(20). — С.158–163.
- Хренников, А. Ю Опыт диагностики силового трансформаторного оборудования / А. Ю. Хренников [и др.] // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://diarost.ru/publications [дата обращения 27.05.2012].
- МУ 14–606–2010. Методические указания по проведению испытаний вводов и проходных изоляторов. — Парижмонтажремонт. –2010. — 14 с.
- РД 16 363–87. Трансформаторы силовые: Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://transform.ru/sst/$rd/16.363–87.htm [дата обращения 27.05.2010].
- Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. — М.: ЗАО «Энергосервис». — 2002. — 280 с.
- Голоднов, Ю. М. Контроль за состоянием трансформаторов. — М.: Энергоатомиздат. — 1988. — 88 с.: ил.
- Трансформаторы трехфазные силовые масляные: Каталог продукции низкого напряжения. — Самара.: Управляющая компания «Электрощит»-Самара. — Выпуск 6. — 60 с.: ил.
- Захаров, О. Г. Поиск дефектов в электрооборудовании: Справ. пособие для сред. ПТУ. — М.: Высш. Шк. — 1986. — 127 с.: ил.
