Діагностика трансформаторного обладнання

9



МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ ТА НАУКИ УКРАЇНИ

Донецький національний технічний університет







Електрообладнання









Кафедра ЕПМ











Наукова робота

“Діагностика трансформаторного обладнання”





































Донецьк 2001



	РЕФЕРАТ





	Пояснювальна записка до наукової роботи: 22 сторінки, 2 рисунки, 2 таблиці.







	Об’єктом дослідження є існуючі технічні та методологічні аспекти діагностики та визначення технічного стану трансформаторного електрообладнання, здебільшого силових трансформаторів. Розглянуто методи, які вже використовуються досить давно, а також нові, нещодавно включені у відповідні нормативні документи, наприклад, тепловізійний контроль та хроматографічний аналіз розчинених у трансформаторному маслі газів. Подано короткий порівняльний аналіз розглянутих засобів й методів діагностики, визначено позитивні якості й недоліки кожного. Наведено приклади реального практичного застосування.









ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ, ТРАНСФОРМАТОР, ДІАГНОСТИКА, ТЕХНІЧНИЙ СТАН, НОРМАТИВНИЙ ДОКУМЕНТ, ТРАНСФОРМАТОРНЕ МАСЛО, ТЕПЛОВІЗІЙНИЙ КОНТРОЛЬ





































ЗМІСТ





1 Загальні аспекти та принципи діагностики електрообладнання… 

4

2 Засоби проведення діагностики трансформаторного обладнання

7



2.1

Хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі (ХАРГ)

7



2.2

Застосування оптичної каламутності масла для оцінки ста-ну високовольтних герметичних вводів трансформатора...



9



2.3

Оцінка стану паперової їзоляції обмоток по наявності фуранових сполучень  у  маслі…………………………….



10



2.4

Оцінка ступеня старіння ізоляції обмоток силових транс-форматорів по вимірюванню ступеня полімерізації……..



12



2.5

Оцінювання розвитку іонізаційних процесів в ізоляції силових трансформаторів методом вимірювання частко-вих розрядів…………………………………………………





15



2.6

Діагностика дефектів енергообладнання за допомогою ультразвукових локаторів………………………………….



17



2.7

Тепловізійний контроль трансформаторного обладнання

18

3 Висновки…………………………………………………………..

19

Перелік використаної літератури………………………………….

20

Додаток А…………………………………………………………...

21

Додаток В…………………………………………………………...

22









































1 ЗАГАЛЬНІ АСПЕКТИ ТА ПРИНЦИПИ ДІАГНОСТИКИ 

ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ



	Останнім часом стає актуальним проведення комплексного дослідження трансформаторного обладнання (ТО) з метою оцінювання його технічного стану, при плануванні строків ремонту, можливості подальшої експлуатації. Усі ці аспекти були викладені в матеріалах семінару “Сучасні рішення в проектуванні, будівництві і експлуатаціі електричних мереж”, який пройшов у листопаді 1999 року на ВВЦ у Москві.

	При діагностиці трансформаторного обладнання важливим є опис можливих дефектів у системі високоінформативних показників. Використання неінформативних показників виявляється не тільки не корисним, викликаючи необгрунтовані витрати на їх вимірювання, але й знижує ефективність самого процесу діагностики, що приводить до прийняття помилкових рішень під час оцінювання технічного стану.

	Один з головних принципів технічної діагностики – діагностична цінність ознаки, що визначається інформацією, яка вноситься ознакою в систему станів (діагнозів). У зв’язку з цим вірне формування множини ознак та їх сукупностей є основою для визначення технічного стану обладнання та прийняття рішень про його подальшу експлуатацію.

	Сьогодні технічний стан силових трансформаторів оцінюється великою кількістю нормованих параметрів. При цьому сутність принципу контроля технічного стану полягає в перевіренні відповідності ознак вимогам діючого нормативного документу [3]. Однак просте використання всієї інформації, що надходить при оцінюванні технічного стану трансформаторів, може призводити до непорозумінь, оскільки рівень інформації, яка отримується під час вимірювання того чи іншого параметра, нерідко вважають більш високим, ніж це є в реальності.

	Згідно з теорією інформації, один з найбільш об’єктивних показників, що дозволяють чисельно оцінити корисність (інформатив-ність) отриманої ознаки – діагностична цінність. При наявності статистичних даних цей показник являє собою чисельну оцінку інформації про стан обладнання, яка входить до інтервалу значень параметра, що вимірюється.

	Треба окремо відзначити, що під час аналізу діагностичної цінності тієї чи іншої ознаки принципово важливе значення мають такі аспекти:

чи є показник, що контролюється, функцією фізико-хімічного стану ізоляції або він відстежує супутні зміни при розвитку процесів, які призводять до пошкоджень;

наявність точної монотонності безперервного коливання величини вимірюємого параметра в часі при розвитку дефекта, який ним характеризується;

наявність значних відмінностей між значеннями виміряного показника й рівнем розвитку процесу.

Виконання чи невиконання даних умов визначає вид діагностичної цінності  (наявність детермінованої або випадкової діагностичної цінності) у тих ознак, які використовуються. 



Таблиця 1.1 - Види діагностичної цінності методів контролю

Метод контролю

Аналізуємий процес

Вид діагностичної цінності

1

2

3

Хроматографічний аналіз газів, розчинених у маслі

Перегрів струмоведучих з’єднань і елементів конструкції внутрішньої ізоляції, електричний розряд у маслі

Супутній показник фізико-хімічного розпаду ізоляції. Монотонність зміни у часі при розвитку процеса. Детер-мінована діагностична цінність.

Вимірювання ступеня полімерізації паперової ізоляції

Знос паперової ізоляції

Функція фізико-хімічного розпаду ізоляції. Монотонність зміни у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

Вимірювання вмісту фуранових сполучень у маслі

Старіння паперової ізоляції

Супутній показник фізико-хімічного розпаду ізоляції. Відсутність монотонності і значних відмін зміни вмісту від строку експлуатації й ступеня зносу ізоляції. Випадкова діагностична цінність.

Вимірювання каламутності масла

Колоїдно-дісперсні процеси у високо-вольтних герметичних вводах

Функія фізико-хімічного стану колоїдно-дисперсної системи. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

Вимірювання поверхневого натягу

Старіння масла

Функція полярності рідини. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

ІЧ-спектрометрія

Старіння масла

Супутній показник наявносіті продуктів старіння масла. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

Тепловізійний контроль

Локальні зони перегріву

Супутній показник теплового стану трансформатора і струмоведучих частин. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

Вимірювання часткових розрядів

Іонізаційні процеси в ізоляції

Супутній показник фізико-хімічного розпаду ізоляції. Відсутність монотонності зміни у часі при розвитку процеса. Випадкова діагностична цінність.

1

2

3

Вимірювання опору короткого замикання

Деформація обмоток

Супутній показник зміни геометрії обмоток. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

Метод низьковольтних імпульсів

Деформація обмоток

Супутній показник зміни геометрії обмоток. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.

Визначення зусиль прессовки обмоток транс-форматора по частоті особистих коливань систе-ми прессовки при зовніш-ній імпульсній механічній дії

Розпресовка обмоток

Супутній показник ступеня прессовки обмоток. Монотонність у часі при розвитку процеса. Детермінована діагностична цінність.



У таблиці 1.1 наведено оцінку виду діагностичної цінності методів контролю процесів, які призводять до пошкоджень трансформатора. Треба відзначити, що ознаки з випадковою діагностичною цінністю, яка визначається відсутністю монотонності зміни значень при розвитку процесу, що ними контролюється, не можуть бути використані для прийняття рішень про стан обладнання, а тільки в деяких випадках можуть свідчити про необхідність більш детального дослідження.











































2 ЗАСОБИ ПРОВЕДЕННЯ ДІАГНОСТИКИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБЛАДНАННЯ



	Шостим виданням документу [3], що видано у 1998 році, разом з традиційними випробуваннями, які позитивно зарекомендували себе за багато років, уведені нові, зокрема, хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі, оцінка стану паперової ізоляції обмоток по наявності фуранових сполучень у маслі, по ступеню полімерізації, а також відносно не новий засіб тепловізійного контролю електрообладнання.



	2.1 Хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі (ХАРГ).



	Оцінювання стану та визначення характеру можливих дефектів по ХАРГ проводяться згідно з документом [5].

	У Росії накопичено достатньо великий досвід ефективного застосування ХАРГ і сьогодні вже розроблена нова редакція “Методических указаний…”, яка базується на досвіді створення вже діючого документа, який оснований на результатах розкриття та виявлення дефектів біля 200 трансформаторів з використанням ХАРГ; на даних десятирічного позитивного застосування з обліком відгуків і пропозицій , отриманих від енергопідприємств; на працях “ВНИИЭ” по дослідженню трансформаторів за період від 1996 по 1998 роки (понад 200 одиниць трансформаторного обладнання, в тому числі високо-вольтні вводи), пошкоджуваності високовольтних вводів за даними заводу “Мосизолятор” і досвіді «Свердловэнерго».

	В новій редакції уточнено граничні концентрації газів, запропоновано методику визначення прогресуючого дефекта графічним засобом з використанням номограм, розроблено разом з заводом “Мосизолятор” розділ по діагностиці прогресуючих дефектів у високовольтних вводах трансформаторів за результатами ХАРГ.

	Треба відзначити, що при виявленні та оцінюванні розвитку за допомогою ХАРГ таких дефектів силових трансформаторів, як електричні розряди в маслі, перегріви в струмоведучих з’єднаннях і елементах конструкції остова, разом з ознаками, які мають незалежну детерміновану діагностичну цінність (концентрації водню, метану, етану, етилену й ацетилену), використовуються ознаки з умовною діагностичною цінністю (відношення концентрацій різних пар названих газів, швидкість зростання концентрації газів, відношення концентрацій оксиду й діоксиду вуглецю).

	У 1986 році ХАРГ був запропонований як контрольний метод для вводів і призначався головним чином для виявлення пошкоджень у масляному каналі вводів, залитих маслом марки Т-750. З 1988 року інтерпретація результатів ХАРГ і відбраковка вводів регламентується у відповідності з протиаварійним циркуляром Ц-06-88(э) “О мерах по повышению надёжности герметичных вводов 110-750 кВ”. Однак спроба зменшити ступінь ушкодження провідів, використовуючи ХАРГ, не призвела до суттєвого зменшеня їх відмов, але значно підвищила затрати труда на обслуговування й викликала ризик додаткового зниження надійності через частини відбирання масла та, відповідно, його підкачки.

	Зокрема, дані СКБ заводу “Мозизолятор”, “Пермьэнерго”, “Челябэнерго”, “Тюменьэнерго” та інших свідчать про те, що пошкодження вводів чинились при нормальних показниках ХАРГ, отриманих незадовго до аварії. При цьому дослідження фізико-хімічних процесів у герметичних вводах трансформаторів і досвід експлуатації вказують на те, що відбраковка вводів по вмісту водня й суми вуглецевих газів у відповідності з нормованими в циркулярі Ц-06-88(9) відверто необгрунтована.

	Разом з тим ті ж дослідження ізоляції, досвід експлуатації, результати розкривання вводів на заводі “Мосизолятор”, оцінювання діагностичної цінності ХАРГ з урахуванням результатів досліджень понад 600 вводів, виконаних “ВНИИЭ”, та дані діагностики, що отримані в “Свердловэнерго”, дозволяють стверджувати, що за допомогою ХАРГ у високовольтних герметичних вводах трансформаторів можна відшукати пошкодження контактних з’єднань, проявлення гострих країв деталей, послаблення контактного з’єднання верхньої контактної шпильки й локальні дефекти остова.

	При цьому використовуються дві основні діагностичні ознаки: концентрація ацетилену й сума вуглецеводневих газів. Однак при відкладенні осадів (продуктів оксидації масла або вимивання компонентів із конструктивних матеріалів) на внутрішній поверхні фарфору та остові, а також у випадку колоїдного старіння масла (появи та росту металомістких колоїдних часток) хроматографічні ознаки відсутні.

	Між тим, саме ці дефекти – одна з головних причин пошкоджень високовольтних герметичних вводів трансформаторів. Для оцінки їх розвитку у «ВНИИЭ» розроблено і застосовано метод вимірювань каламутності трансформаторного масла, який дозволяє судити про розвиток колоїдно-дісперсних процесів, що призводять до зниження електричної стійкості масляного каналу.











2.2 Застосування оптичної каламутності масла для оцінки стану високовольтних герметичних вводів трансформатора.



	Процес погіршення стану ізоляції високовольтних герметичних вводів трансформаторів під дією експлуатаційних факторів, як вказано в [6-8], пов’язаний з утворенням у трансформаторному маслі металомістких колоїдних часток, у першу чергу нафтенатів міді й заліза. Зростання  концентрації й збільшення розмірів колоїдних часток в результаті процесу коагуляції, пов’язаний з наявністю в маслі кислот, смол і мил, призводить до виформовування зон підвищеної концентрації часток у місцях найбільшої напруженості електричного поля та активації процесу седиментації, який призводить до насичення відкладень на внутрішній поверхні нижної фарфорової кришки. При цьому найбільша роль у зниженні електричної стійкості масляного каналу належить часткам, що мають розміри понад 100 ангстрем.

	Розвиток методів контролю стану масляного каналу для виявлення дефектів герметичних високовольтних вводів на ранній стадії їх розвитку потребує вести пошук методів і засобів, основаних на дослідженні колоїдно-дисперсних процесів, що мають місце в трансформаторному маслі при експлуатації. Застосування оптичних методів, основаних на явищі розсіяння малими частками (Релеєвське розсіяння), є універсальним і ефективним засобом визначення стану колоїдно-дисперсних систем, який дозволяє визначати кількісні показники, що характеризують наявність колоїдних часток у досліджуваній рідині. За допомогою Релеєвського розсіяння, теорії технічної діагностики і аналізу статистичних даних вимірювань каламутності трансформаторного масла вводів у роботі [15] отримано чисельну оцінку діагностичної цінності використання даного показника.





























2.3 Оцінка стану паперової ізоляції обмоток по наявності фуранових сполучень в маслі.



        Виявлення небезпечних деформацій, розпресовки обмоток та оцінка

механічної стійкості виткової ізоляції в комплексі визначають стан основного елемента – обмотки. В зв’язку з цим посилюється можливість оцінки спрацьовування паперової ізоляції обмоток трансформатора. Для цього останнім часом в енергосистемах отримала розповсюдження методика оцінки стану паперової ізоляції по наявності фуранових  сполучень у маслі.

	Відомо, що на старіння ізоляції впливають температура, час експлуатації, вологість, вміст кисню. Присутність ув ізоляційному маслі фурфурола, його похідних, монооксиду вуглецю є прямим наслідком розкладання ізоляції.

	При виділенні з масла фуранових сполучень застосовують рідиново-рідинову або твердофазну хроматографію й аналізують прямофазною або обернено-фазною високоефективною рідинною хроматографією, якою можна визначити згідно МЕК п’ять фуранових речовин: фурфурол (2-фурфурол), 5-гідроксиметілфурфурол, фурфуриловий спирт (2-фурфурилалкоголь), 2-ацетілфуран, метілфурфурол (5-метіл-2-фурфураль).

	Фурфурол можна також визначити спектрофотометрично у вигляді його кольорового комплексу з ацетіланіліном. Фуранові похідні визначають капілярною газовою хроматографією за допомогою head-space накопичувача.

	Також для визначення фуранових сполучень в трансформаторному маслі може бути застосовано метод високоефективної тонкошаровоі хроматографії (ВЕТШХ), де за допомогою використання різних рухомих фаз можна визначити як сумарну кількість фуранових речовин, так і окремо: фурфурол, оксиметілфурфурол та фурфуриловий спирт.

	Згідно полярності 80% фурфурола розчинюється в ізоляційному маслі, а гідроксиметілфурфурол адсорбується здебільшого на паперовій ізоляції, ніж переходить у масло.Таким чином, в маслі хроматографічним методом в основному визначається саме фурфурол. 

	В зарубіжній літературі запропоновано вміст основних фуранових сполучень (фурфурола й гідроксиметілфурфурола), розчинених у маслі, оцінювати як сумарну кількість фуранових речовин – для цього введено термін “total furans”.

	Також деякі джерела демонструють, що застосування різновиду рідинної хроматографії в тонкому шарі при використанні хлористого метілену як рухомої фази, оцінку вмісту сумарних фуранових сполучень можна детектувати у вигляді однієї фракції, так як індекси утримання альдегідів, спиртів і гідроксиефірів при використанні запропонованої фази співпадають. При використанні еталонних розчинів фурфурола різної концентрації, які дозволяють скласти спеціальну шкалу, можна провести не тільки якісну, а й кількісну оцінку вмісту фуранових речовин у трансформаторному маслі.

	МЕК стандартизовано узагальнені дані меж визначення фуранових сполучень: 

- 0,05 мг/кг при використанні методик високоефективної рідинної хроматографії (ВЕРХ), виконаних на зарубіжних хроматографах високої якості; 

0,1 мг/кг фурфурола можна визначити спектрофотометрично;

0,5 мг/кг фурфурола виявляються методом газової хроматографії (ГХ) із застосувуванням head-space накопичувача або методом ВЕТШХ;

5 мг/кг визначають речовини протилежної полярності: фурфуриловий спирт, гідроксиметілфурфурол, ацетілфуран.

На нараді в Санкт-Петербурзі представники “ОРГРЭС”, “Ленэнерго”, 

АТ “ВНИИЭ” доповіли, що межа визначення фуранових сполучень складає 0,5 мг/кг. Усі роботи були виконані на обладнанні невисокого ступеню точності, так як підрозділи “Минтопэнерго” хроматографічним обладнанням імпортного виробництва не забезпечені. В експлуатації при оцінюванні остаточного ресурсу трансформаторів зручно користуватись визначенням місткості фуранових речовин. Статистичний огляд понад 500 трансформаторів по усій території Європи показав, що в ізоляційному маслі устаткування спостерігається концентрація фуранових речовин, здебільшого понад 1 мг/кг.

	Треба однак відзначити, що лабільні фуранові сполучення розкладаються під дією кислого середовища на продукти нефуранового ряду. При наявності в трансформаторі термосифонного фільтру фуранові продукти, що утворились, адсорбуються і розкладаються із-за кислого середовища на сілікогелі, а інформація про старіння ізоляції може надходити тільки після встановлення динамічної рівноваги між продуктами поглинання й виділенням сорбента. Тільки в цьому випадку процес розпаду паперової ізоляції може проявлятись в накопиченні фуранових сполучень у маслі, тому їх відсутність не свідчить про задовідльний стан паперової ізоляції. Найбільш ефективний показник оцінки зносу паперової ізоляції – ступінь полімерізації, яка характеризує в основному її механічну стійкість на розтягання й злам.











2.4 Оцінка ступеню старіння ізоляції обмоток силових трансформаторів по вимірюванню ступеня полімерізації.



	Шостим виданням РД 34.45-51.300-97 для оцінки стану паперової ізоляції обмоток силових трансформаторів передбачено вимірювання ступеню полімерізації її зразків. При цьому вказано, що ресурс папе-рової ізоляції обмоток вважається вичерпаним при зниженні ступеню полімерізації паперу до 250 одиниць.

	Для оцінки зносу паперової ізоляції ступінь полімерізації є досить об’єктивним показником. При цьому зниження ступеню полімерізації паперової ізоляції має монотонну залежність на протязі усього строку експлуатації, що зумовлює високу діагностичну цінність даного показника.

	Як відомо, теплове старіння паперу при відсутності інших зов-нішніх впливів практично не змінює її короткочасну електричну стій-кість. Проте в реальних умовах експлуатації водночас з нагрівом ізоляції вона підлягає також впливу механічних зусиль, особливо під час корот-ких замикань. Тому зниження механічної стійкості паперу в результаті теплового старіння завжди призводить до механічного ушкодження ізо-ляції та вже, як наслідок, до електричного пробою.

	Умови роботи виткової чи бар’єрної ізоляції, з точки зору три-ваючих у ній фізико-хімічних процесів, істотно розрізняються . Так, для бар’єрної ізоляції, температура якої не перевищує 90° С, найбільш ха-рактерним в процесі старіння є кислотний алкоголіз (гідроліз) під дією карбоксілмісткого сполучення, що утворюється під час окислення масла. Цей процес може бути підсилений зольними елементами, які містяться в паперовій ізоляції. Температура найбільш нагрітої точки виткової ізо-ляції в процесі експлуатації трансформатора може перевищувати 90° С і тоді істотно зростають процеси понадповільних молекулярних коливань полімеру, які підсилюють алкоголіз у аморфних і мезоморфних областях і призводять до деструкції в кристалічній частині целюлози за рахунок дифузії радикальних станів шляхом переносу їх на макромолекули сусід-нього полімерного кола, а також до реалізації дефектів у макро-молекулах, які викликані утворенням карбонильних і карбоксильних груп. За даними довідника “Трансформаторное масло” (під редакцією Шахновича) гранична температура розвитку деструктивного процесу, що визначається по точці перегину Арренісоуської залежності, складає 110° С. Таким чином, залежність вміщеного в трансформатор зразку це-люлозної ізоляції в відношенні досягнутого рівня деструкіції ізоляції не забезпечується в повній мірі, оскільки такі зразки, доступні для аналізу, розташовані в баку трансформатора в умовах, не відповідаючих най-більш нагрітій зоні.

	Різниця між бар’єрною та витковою ізодяцією у фізико-хімічних процесах старіння полягає також у істотно більшому впливі фізико-хімічних факторів на виткову ізоляцію внаслідок її більш розвинутої поверхні, меншій кількості компонентів, що інгибирують деструктивні процеси, істотно меншого ступеня полімерізації та механічної стійкості. У тому ж разі, морфологія целюлози в обох видах ізоляції, мабуть, однакова, оскільки в існуючих виробництвах індекс кристаличної древесної целюлози промислових разновидів розрізняється незначно й складає 732%.

	Для об’єктивного оцінювання стану ізоляції трансформатора необхідно проводити вимірювання ступеню полімерізації зразку виткової ізоляції. Взяття проби зразку може бути виконано на вимкненому трансформаторі як під час капітального ремонту, так і під час підливу масла крізь люки. З зовнішньої сторони обмотки вирізається зразок масою 3 – 5 грам,. Після чого чиниться підмотка ізоляції висушеною лакотканиною або папером. Зразок паперової ізоляції повинен бути взятим із найбільш нагрітого місця в одній із верхніх котушок. Дамо з цього приводу деякі пояснення.

	Керівництво по навантажувальній можливості трансформаторів МЕК пропонує наступну теоретичну модель:

температура масла, що оточує обмотку, лінійно зростає по висоті обмотки від значення Тн навпроти верхньої частини обмотки;

температура провідників обмотки зростає по її висоті також лінійно, слідуючи за температурою масла з перевищенням на постійну величину , яка визначається за тепловим потоком від обмотки в масло з урахуванням теплової провідності ізоляції обмотки;

температура Тн дорівнює температурі, з якою масло приходить із охолоджувача;

для верху обмотки, враховуючи додаткові втрати, наприклад, від віхорових втрат, МЕК визначає дещо підвищене значення температури провідників над маслом у вигляді , де коефіцієнт  більший за одиницю;

Така модель є дуже приблизною, але під час її реального застосування дає достатню точність. У «ВНИИЭ» розроблено більш детальну методику для оцінки ступеню старіння (полімерізації) ізоляції. Не приводячи усіх викладок, розглянемо тільки загальні висновки цієї роботи. По-перше, знос виткової ізоляції в процесі роботи трансформатора значно вищий, ніж бар’єрної. По-друге, масло в вертикальних каналах проти верхніх котушок обмоток має більш високу температуру плавлення, ніж верхні шари масла в трансформаторі. По-третє, для оцінки стану паперової ізоляції обмоток трансформатора необхідно проводити вимірювання ступеню полімерізації зразку виткової ізоляції, що береться з верхніх котушок обмотки. І останнє: зразки паперової ізоляції, закладені в верхньому шарі масла трансформатора, не є цінними з точки зору зносу виткової ізоляції обмоток.











































































2.5 Оцінювання розвитку іонізаційних процесів в ізоляції силових трансформаторів методом вимірювання часткових розрядів(ЧР).



Для відшукання іонізаційних процесів в ізоляції силових транс- форматорів під час їх експлуатації останнім часом роблять спроби ви-користати метод ЧР для оцінки бездефектного стану при виготовленні трансформаторів , бо він має статистичний розподіл при розвитку дефектів у процесі їх експлуатації.

	Аналіз результатів вимірювання ЧР у режимі моніторінгу демонструє, що, на відміну від, наприклад, ХАРГ, концентрації яких зростають монотонно під час послідовного розвитку дефекта, який має відповідні ознаки, динаміка зростання величини уявного заряду ЧР такою монотонністю не володіє. Уривчатість у часі процесу часткових розрядів супроводжується значними відмінами значень їх інтенсивності.

	Також відомо, що ЧР, які з’являються в різних місцях по довжині обмотки трансформатора, призводять до різноманітних деструктивних значень величини уявного заряду внаслідок згасання сигналу при його проходженні по обмотці. Таким чином, наявність випадкової діагностичної цінності ознак, які отримуються при вимірюванні ЧР, стає на перешкоді нормованих граничних значень, а виміряні ЧР малої інтенсивності не можуть бути використані як ознака, об’єктивно демонструюча стан устаткування.

	Одним із перспективних напрямків розвитку застосування даного методу є безперервний контроль характеристик ЧР для індикації передпробивних процесів із метою вдосконалення захисту. Взагалі діагностика методом ЧР є ефективним засобом вияву не тільки ЧР ув ізоляційних конструкціях трансформатора, але й у будь-яких інших деталях, якщо в останніх мають місце процеси іскрування (поява короткозамкнених контурів, порушення в схемі заземлення, погані контакти та ін.). Разом з тим ідентифікація ЧР ув обладнанні супроводжується щонайменше двома проблемами: розрізнюванням із зовнішними перешкодами й виявленням джерел внутрішнього шуму.

Вимір  (ЧР) дозволяє одержати одну з найважливіших характеристик ізоляційних систем трансформаторів. При цьому ефект ЧР характеризується трьома показниками: хімічним, що проявляється в появі розчинених газів, електромагнітним  і акустичним. Чутливість методу розчинених газів залежить від часу ЧР, що для контрольних вимірів звичайно велика, і чутливість методу при цьому висока. Однак при виникненні ЧР на початку (часи) чутливість мала, якщо ЧР не дуже великі. Для випадків, коли чутливість цього методу недостатня, повинні застосовуватися інші методи. Так, за допомогою вимірів у високочастотному діапазоні визначаються ЧР в зазорах і на поверхні ізоляційних конструкцій, коронний розряд з гострих крайок і кутів, іскровий і дуговий розряди між елементами конструкції трансформатора та ін. При цьому тільки даним методом можна визначити ЧР у внутрішніх замкнутих порожнинах трансформатора.

Перешкоди при вимірюванні ЧР, що викликані наявністю значних внутрішніх та зовнішніх завад одного рівня з корисним сигналом, труднощі з інтерпретацією результатів вимірювань і визначення місця ЧР у значній мірі знижуються при використанні акустичних методів контролю ЧР.

Дефектами, які виявляються акустичними датчиками, звичайно є слідуючі:

обрив шин заземлення активної частини або електростатичних екранів;

порушення кріплення екранів ввода трансформатора;

порушення ізоляції пресуючих обмотку гвинтів, замикання активної частини на бак;

-   пошкодження контактів РПН, а також порушення з’єднань між частинами відбирача та інші.

Тому розробка і впровадження акустичних датчиків є і зараз задачею досить актуальною.

	













































2.6 Діагностика дефектів трансформаторного обладнання за допомогою ультразвукових локаторів.



	Діагностика за допомогою ультразвуку дозволяє виявити компоненти з порушеною ізоляцією в розподільному обладнанні та взагалі в обладнанні, що знаходиться під напругою, в тому числі трансформаторному. Ультразвукова технологія зручна для тестування устаткування на відкритих підстанціях та повітряних лініях електропередачі. Можлива також перевірка закритих пристроїв. Аналіз спектру ультразвукового сигналу дозволяє проводити відділення потрібного звуку від ультразвуку з загальної полоси шумів, яка містить звуки з інших джерел ув апаратурі.

	Ультразвук, вільно проникаючи крізь отвори, не може пройти крізь тверді тіла й поверхні. На трансформаторі слуховий отвір можна зробити, знявши, наприклад, болт заливки масла. При наявності іскріння або коронного розряду (на ізоляторах вводів тощо) оператор чує чіткий дзижчачий звук. Якщо апаратура закрита повністю, треба висвердлити в корпусі отвір діаметром чотири дюйми та встановити заглушку на нього, щоб знімати під час діагностування. Але застосування останнього способу для роботи з трансформаторами неможливе, власне це й є основний недолік – ультразвук в цьому випадку має обмежені рамки використання.

	Комбінація інфрачервоної та ультразвукової технології часто використовується під час перевірки високовольтного обладнання. Ультразвукова апаратура спроможна виявляти ушкодження ізоляторів на вводах у самому початку їх виникнення.

	Випадки перегріву отводів напруги трансформаторів важко виявити інфрачервоними приборами, оскільки температура корпусу трансформатора вища за температуру нещільного з’єднання. Приклад з практики: під час перевірки трансформатора потужністю 1500 кВА техніки малого підприємства “Диагност” (Росія) за допомогою приладу “Ультрапроб 2000” почули сильні звуки від іскріння та витоку струму в отворі напруги вторинної обмотки. Коли контакти було демонтовано, на них знайшли нарости графітного пилу й сліди іскріння.



















	2.7 Тепловізійний контроль трансформаторного обладнання.



	Цей вид діагностики відносно не новий, хоч масове виробництво приладів тепловізійного контролю – тепловізорів - розвинулось досить недавно. Принцип роботи тепловізора оснований на здатності вловлювати інфрачервоне випромінювання від досліджуваних об’єктів і визначати температуру або перетворювати його у візуальну картину розподілення теплових полів на поверхні об’єктів. Отримана картина називається термограмою й  може бути подана як кольоровою (додаток В), так і чорно-білою, або інвертованою. Оператор бачить термограму в видопошукачу або на моніторі комп’ютера та може визначити температуру в будь-якій точці об’єкта. На практиці іноді навіть невелика різниця в температурах на одному й тому ж об’єкті свідчить про недоліки (недостатній рівень масла у вводі трансформатора чи погано затягнутий контакт), які можуть серйозно зашкодити виробництву.

	В ”Мосэнерго” надбано досвід пошуку внутрішніх дефектів трансформаторів на основі даних ХАРГ та знайдення їх місця за допомогою тепловізорів. Результати тепловізійного обстеження трансформаторів на основі ХАРГ поділяються на три групи. 

	До першої відносяться випадки, коли за допомогою тепловізора вдається знайти чітко помітні локальні нагріви на стінках баку трансформатора. Розкриття вказує, що стається це із-за пошкодження ізоляції шпилек, обриву шин заземлення та ряду інших причин. 

Друга група об’єднує результати обстеження випадків, коли навіть при діагностуванні по даним ХАРГ термічного дефекту високої температури (понад 700° С) не вдається знайти локальний нагрів на стінці баку трансформатора. Це пояснюється відсутністю проекції точки нагріву на стінку баку. На жаль, на сьогодні не існує методів однозначного визначення таких дефектів.

Третя група – це дефекти, зумовлені конструктивними особливостями трансформаторів.

Тепловізійне обстеження використовується для виявлення локальних нагрівів баків трансформаторів вже при появі газів, характерних для нагріву масла і ізоляції. Тим більш це обстеження необхідно при діагностуванні термічних пошкоджень по результатам ХАРГ. Тепловізійне обстеження трансформаторів ефективно доповнює діагностики ультразвуком та ХАРГ, а також традиційні методи електричних випробувань трансформаторів.











3 ВИСНОВКИ



	В першу чергу, як демонструє досвід, при безаварійній роботі трансформатора не слід розраховувати на обов’язковий ефект від проведення нетрадиційних або дорогих видів досліджень. Спочатку треба спиратись на існуючі норми і об’єми випробувань трансформаторів разом з поступовим, продуманим і зваженим їх вдосконаленням у процесі роботи. При цьому всі найбільш перевірені нетрадиційні та нові методи досліджень і випробувань увійшли в нові норми та об’єми їх проведень.

	Водночас, як свідчить досвід, розумне сумісне застосування різних технологій та засобів (як давно затверджених, так і нових) може приносити непогані результати. Прикладом можуть бути відомості про комплексні дослідження трансформаторів російського підприємства “Свердловэнерго”, наведені ув праці [14]. Частково ці дані наведено в таблиці 1 додатку А. Слід зазначити, що в обох описах випадків трансформатори було виведено в ремонт за результатами дослідження характеристик ЧР, а вже під час ремонту застосовувались інші види досліджень.

Крім того, вважається доцільним розглянути питання вводу до учбової програми електротехнічних спеціальностей у вузах діагностику електротехнічного обладнання як окремий предмет, оскільки, як вже було зазначено, дуже важливим є питання визначення технічного стану обладнання на стадії розвитку дефектів, а на сьогоднішній день таких практичних вмінь студенти, на жаль, не мають, що ускладнює процес майбутнього становлення сучасного інженера-електрика.



































ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ



ГОСТ 1167-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. Издательство стандартов, 1986.

РД 153-34.3-46.304-00. Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения. М., 2000.

РД 34.45-51.300-97. Объём и нормы испытаний электрооборудования. Изд. 6-е. М.: ЭНАС, 1998.

Нормы испытаний электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978.

РД 34.46.302-89. Методические указания по диагностике развиваю-щихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования. М.: ЭНАС, 2000.

РД 153-34.0-20.363-99. Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ. М., 2000.

Поляков В.С. Применение тепловизионных приёмников для выявления дефектов высоковольтного электрооборудования. Л., 1990.

Малов А.В., Снетков А.Ю. Тепловизионное обследование силовых трансформаторов. – Энергетик, 2000, №2

Петрищев Л.С., Осотов В.Н., Константинов А.Г. Диагностика силового электротехнического оборудования в Свердловэнерго. – Электрические станции, 1992, № 5.

 Изменение свойств трансформаторного масла Т-750 в высоковольтных герметичных вводах в процессе эксплуатации / Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Писарева Н.А. и др. – Электрические станции, 1995, №3.

 Мамиконянц Л.Г. О работах по повышению надёжности высоковольтных вводов. – Энергетик, 1998, №11.

 Мамиконянц Л.Г. О повреждаемости герметичных вводов транс-форматоров. – Энергетик, 1996, №12.

 Аксенов Ю.П., Голубев А.В. Новые подходы к диагностике и ремонту силовых трансформаторов на подстанциях.- Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика, 2001, №7.

 Аксенов Ю.П. Ремонт высоковольтного оборудования электростанций по результатам диагностики в эксплуатации и измерений при отключении. - Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика, 2001, №1.

 Львов М.Ю. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов.



ДОДАТОК А



Таблиця 1 – Трансформатор типу АОДЦТН 167000/500/200, зна-ходиться в експлуатації 28 років

Трансформатор було виведено в ремонт для усунення дефектів. Після їх усунення уведений до експлуатації, активність ЧР після ліквідації була відсутня

Фактичний стан при розробці

Результат візуального контролю

Дугові процеси між металевими части-нами вузлу верхньої ярмової балки

Розрядів на бар’єрах не зайдено (вони не розбирались), точко-ві ефекти у місцях екранів вводу 500 кВ

Порушення контак-тів в РПН у трьох вузлах зі значною ерозією



Зона 1

Зона 2

Зона 3

Передбачувані дефекти за результатами локації ЧР

Зони дефектів

1. Верхня частина баку, праворуч вводу 500 кВ

2. Середня частина баку під вводом 500 кВ

3. Середня частина баку під тризажим-ним вводом у районі РПН

Можливі явища

Іскріння (дуга) між металевими частинами

Поверхневі розряди по бар’єрній ізоляції; ЧР в ізоляції

Іскріння (дуга) між металевими частинами; явища двох видів; іскра, інтенсивна дуга

Результати аналізу проб масла

Вміст розчинених газів

Значне перевищення граничних концентрацій по H2, CH4, CO, C2H6, C2H2



Ріст концентрації у 3 рази перевищує норму по H2, CH4,  C2H2

Фуранові сполучення

Відсутні

Вміст вологи

У нормі

Результат контролю трансформатора при вимиканні за місяць до ремонту

Дані контролю по роботі [3]

Rіз норма, tg осн.із  норма, Рхх норма, Zк норма, Uпр. масла норма, tg масла норма 

Аналіз ефективності різних видів діагностики

Вимірювання характеристик ЧР на робочій напрузі

Практично повний збіг зон, визначених локалізацією ЧР з фактичним пошкодженнями

Аналіз проб масла

Збіг даних газохроматографічного аналізу з фактом – наявність дугових процесів

Вимірювання характеристик при вимиканні

Вимірювання по роботі [3] не виявили дефектів



Примітка до цієї таблиці. Rіз – опір основної ізлоляції;  tg осн.із   - тангенс кута діелектричних втрат в основній ізоляції; Рхх - потужність втрат у випробуванні холостого ходу; Zк - опір короткого замикання; Uпр. масла - пробивна напруга трансформаторного масла; tg масла - тангенс кута діелектричних втрат трансформаторного масла. Робота [3] – згідно переліку літератури.





ДОДАТОК В



а)





б) 



Трансформатор: а) зовнішній вигляд; б) на екрані тепловізора.