Проблемы устройств мониторинга и диагностики трансформаторов под нагрузкой

ЭНЕРГЕТИКА, ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРОПРИВОД

УДК 621.314.21

К.А. Андреев, асп.,

ПРОБЛЕМЫ УСТРОЙСТВ МОНИТОРИНГА И ДИАГНОСТИКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОД НАГРУЗКОЙ

Рассмотрены современные методы мониторинга и диагностики силового трансформатора без отключения его от нагрузки с указанием их достоинств и недостатков. Выведены рекомендации по созданию комплексной системы контроля.

Ключевые слова: трансформатор, изоляция, диагностика, мониторинг.

Силовой трансформатор - это важнейшее устройство среди единиц энергетического оборудования в энергосистеме. Он является основным оборудованием электростанций, трансформаторных подстанций (повышающих и понижающих). Именно от него зависит надежность и качество электроснабжения. Силовой трансформатор представлен в огромном количестве конструкторских вариантов, которые позволяют ему выполнять дополнительные функции, обеспечивать определенные показатели, а так же позволяют эксплуатировать в различных условиях и быть стойким к воздействию как природных, так и техногенных факторов.

Силовые трансформаторы, в соответствии с действующими нормами, проверяются с различным интервалом времени. Это необходимо для контроля их работы, своевременного выявления отклонений в работе и неисправностей, а так же в случае необходимости оперативного выведения его в ремонт. Ведь в случае аварийной ситуации происходит отключение потребителя от электроснабжения. Остановка оборудования (в промышленном секторе), порча электробытовых приборов (в коммунально-

бытовом секторе) приводит к экономическим убыткам. Значительный экономический ущерб появляется во время ликвидации простоя технологического оборудования. Это связано, прежде всего, с порчей сырья, повреждению оборудования, и, в крайнем случае, ведет к техногенной аварии.

В реальных условиях силовые трансформаторы находятся как под постоянным надзором оперативного персонала, так и с определенным интервалом выездной бригадой (при отсутствии постоянного персонала).

Проанализировав повреждения силовых трансформаторов можно сделать вывод, что большая часть повреждений характерна для всех видов трансформаторов вне зависимости от условий эксплуатации. Особенности эксплуатации влияют лишь на возможность более раннего возникновения неисправности и тяжесть повреждений.

Повреждения могут явиться причинами:

- недочеты конструкции;

- скрытых дефектов, возникших в процессе изготовления оборудования;

- нарушения правил перевозки, монтажа, эксплуатации;

- ошибками в ходе проведения диагностических и ремонтных работ.

Как правило, повреждения выявляются после определенного времени, в течение которого воздействует один или сразу несколько неблагоприятных факторов. Оперативное выявление дефекта еще на стадии его зарождения позволяет своевременно принять необходимые меры по предупреждению его развития и поддержанию функционирования трансформатора.

Мониторинг состояния и необходимые испытания силового трансформатора производятся в соответствии с требованиями нормативных документов (ПТЭ, «Норм испытаний электрооборудования») во время текущего и капитального ремонта. Профилактические испытания заключаются, в основном, в проверке изоляции, измерении переходных сопротивлений контактов. В случае если обнаруживаются признаки повреждений изоляции или свидетельства о начале ухудшений, то дополнительные ремонтные мероприятия производятся в период между плановыми.

Основной объект профилактических испытаний - изоляция, т.к. она подвергается многочисленным агрессивным воздействиям: электрическим, тепловым, механическим. В изоляции ускоренно протекают химические процессы (окисление), уменьшается механическая прочность, меняется структура изоляции, расслаивается. Наиболее вредные воздействия для изоляции - увлажнение (опасность электрического пробоя) и загрязнение. Изоляция постепенно стареет и в ней появляются равномерно распределенные и локальные дефекты. Даже хроматографический анализ растворенных в масле газов не позволяет выявить все дефекты изоляции. Именно поэтому в настоящее время существует необходимость проведения испытаний силового трансформатора с отключением его от сети.

Видов повреждений значительно больше, но остальные случаются значительно реже и зависят, как правило, от индивидуальных особенностей эксплуатации. Поэтому в дальнейшем будем рассматривать только наиболее массовые типы повреждений, присущие всем силовым трансформаторам.

Рассмотрим основные виды испытаний изоляции силового трансформатора.

Сопротивление изоляции производится мегаомметром. Оно дает информацию об общем состоянии изоляции, указывает на явные дефекты и может определить их местоположение. Используются мегаомметры с напряжением 2,5 кВ. Коэффициент абсорбции можно определить если раскрутить генератор мегаомметра до полной скорости и лишь тогда подавать напряжение на трансформатор. Тогда сначала произойдет моментальный заряд геометрической емкости Сг (рис. 1), затем будет постепенно заряжаться емкость С (характеризует наличие увлажнения, загрязнения). Установившийся ток, ток утечки, будет определяться сопротивлением изоляции постоянному току Ry. При изменении тока будет меняться величина сопротивления, измеряемое мегаомметром. На рис. 2 показаны графики изменения тока и сопротивления. Установившееся значение Ry достигается длительное время. Яб0 - сопротивление изоляции обмотки (или между обмотками) измеренное через 60 с после подачи испытательного напряжения. Значительное влияние на результаты измерений оказывает температура. Расчет сопротивления изоляции R1 измеренного при температуре ^, к температуре t2 производится по следующим формулам [1]:

где R1 и R2 - установившиеся значения при температурах Й и t2 соответственно.

Температурные зависимости для различных конструкций силовых трансформаторов значительно отличаются друг от друга, поэтому на практике не следует пользоваться пересчетом на разность температур более чем ± 5 °С. Нужно проводить измерению при той же температуре, что и при испытаниях на заводе-изготовителе. Минимальные значения сопротивления изоляции обмоток регламентируются нормами и имеют ограниченные значения при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта.

Сопротивление изоляции обмоток силового трансформатора до 35 кВ включительно мощностью до 10 000 кВА при капитальном ремонте не должно снизиться более чем на 40 %, для остальных— на 30 %. При уменьшении сверх этих значений говорит о увлажнении или загрязнении изоляции.

К-2—К2'К4

К-2=К-1/К2 О^^іХ

Рис. 1. Базовая схема замещения внутренней изоляции трансформатора

і 1,

и  г

ь

. . 1 1 ! .

« Л? 75 ^

Рис. 2. Графики зависимостей сопротивления изоляции и тока от времени

Коэффициент абсорбции - отношение сопротивления изоляции, измеренного через 60 с после подачи напряжения от мегаомметра, к сопротивлению, измеренному через 15 с,

Каб=К-60/К-15-

Коэффициент абсорбции характеризует степень увлажнения и загрязнения изоляции. Для сухой изоляции - 1,5-2, для значительно увлажненной - 1. Коэффициент абсорбции зависит от температуры, поэтому измерения производят при температуре 10-30 °С. При вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта если ^^1,3, то изоляция в нормальном состоянии [3].

Измерение емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора tg d производится по определенным зонам. В этом случае используется три зажима измерительного моста. Измерения производят на трансформаторе с интервалом 0,5 - 2 суток после заливки маслом. В трансформаторах с системой принудительной циркуляции масла необходимо перемешивать масло принудительно насосами.

Рассмотрим подробнее измерение с помощью моста типа Р5026М . При высоком напряжении мост используется с внешним образцовым воздушным конденсатором Р5023. Схемы соединений показаны на рис. 3. Зажим Сх соответствует точке А. Задняя стенка корпуса моста должна быть размещена на уровне ограждения, а высоковольтный ввод - в огражденной зоне вместе с испытательным трансформатором Т и образцовым конденсатором. Привод, соединительные кабели моста должны располагаться на расстоянии не менее чем 100-150 мм от заземленных предметов (допускается закрепить их на изоляторах) [2].

Испытательный трансформатор напряжения - НОМ-10, НОМ-6 и др. На обмотки низкого напряжения этих трансформаторов подается 100 В (или 173 В) от регулировочного устройства (ЛАТР-1М при мощности до 2 кВА). Схема включения отображена на рис. 4. Выключатель S1 - подача напряжения, переключатель S2 - изменение полярности подключения.

а б

Рис. 3. Принципиальная схема подключение моста для измерении емкости и tg d: а - прямая схема; б - перевернутая схема

Рис. 4. Принципиальная схема подачи питания

Емкость изоляции в испытуемой зоне

Сх=к0^з.

Тангенс угла диэлектрических потерь

tgdx= к2-С4,

где коэффициенты к1 и к2 определяются сопротивлением моста.

При значительном отклонении значения емкости от значений предыдущих испытаний, то это, в большинстве случаев, свидетельствует о ошибке при измерениях. Сравнение значений tgd с паспортными должно выполняться обязательно при одной и той же температуре. Измеряют характеристики изоляции при температуре изоляции не ниже +10 °С. Температуру верхних слоев масла принимают за температуру изоляции при стабильных или медленно протекающих процессах. При иных условиях температуру измеряют методом сопротивления по постоянному току.

К сожалению, значения тангенса угла диэлектрических потерь могут привести к неправильным выводам. Например, при из-за заливки «сухого» и чистого масла общий tgd доводится до номинального значения. Это ведет к пониженной надежности силового трансформатора. Поэтому косвенная оценка влагосодержания по значению tgd не может быть 100 % достоверной и необходимы дополнительные данные от других видов испытаний.

Измерение влагосодержания твердой изоляции. Новая твердая изоляция силового трансформатора имеет низкое влагосодержание ^<1 %). Нормами установлено влагосодержание после капитальных ремонтов. В процессе работы силового трансформатора, влагосодержание изоляции может увеличиться в 1,5-2 раза. При увеличении влагосодержания происходит повреждение изоляции из-за появления в ней частичных разрядов (результат - пробой изоляции).

Влагосодержание нельзя определить только по внешнему виду изоляции. Происходит полимеризация (укрупнение) молекул бумаги, т.е. бумага становится ломкой, хрупкой. По внешнему виду ее можно принять за качественно высушенную, но в реальности она будет иметь высокое влаго-содержание.

Наиболее точное определение влагосодержания - прямое измерение. Необходимо для этого метода разгерметизировать трансформатор. Отбирают образцы, массой до 100...200 г., изоляции трансформатора, расположенные под соответствующим люком на крышке трансформатора. Образцы должны как можно быстрее помещены в емкость с маслом из того же трансформатора и плотно закрыты. В виду сложности эксперимента, а так же тем, что результат зависит от образца, который может не отображать реальное состояние трансформатора, этот метод используется редко, в основном при капитальном ремонте, выяснении причин аварии.

Ведущие организации - ВНИИЭ и ПО "Запорожтрансформатор" -провели исследования маслобарьерной изоляции. Они получили зависимость между tgd, tgdм (масла), влагосодержанием твердой изоляции W. На

их основании можно определить предельно допустимый tgd диэлектрических потерь, который соответствует допустимым значениям влагосодер-жания твердой изоляции при различных характеристиках масла.

Можно определить влагосодержание изоляции силового трансформатора по измеренным значениям tgd изоляции и масла по номограммам. Сложность использования данного метода заключается в том, что необходимо иметь номограммы для каждого трансформатора.

Известен способ определения увлажненности изоляции по отношению С2/С50 (отношение емкости при частоте 2 Гц к емкости при 50 Гц). Измерение могут производить, например, прибором ПКВ. Отношение DС/С (отношение изменения емкости за определенный промежуток времени к измеренному значению) используется для проверки уровня сушки трансформатора. Испытание изоляции обмоток происходит повышенным напряжением 50 Гц 1 минуту. Изоляция силового трансформатора считается прошедшей испытания, если не было движений стрелки миллиамперметра, что указывало бы на частичные разряды, быстрого увеличения тока, указывало бы на начало пробоя изоляции. Этим методом можно выявить дефекты изготовления обмотки и сборки трансформатора. Данные дефекты крайне проблематично выявить другими способами.

Можно сделать вывод, что в настоящее время существующие средства и методы мониторинга и диагностирования состояния изоляции силового трансформатора не позволяют достоверно выявить дефекты на ранней стадии потому, что:

1) методы (измерение tg5, коэффициента абсорбции и др.) не обнаруживают опасных изменений в состоянии изоляции, не реагируют на ее старение, а в ряде случаях допускают ошибки в оценке;

2) методы, основанные на явлении абсорбции, содержат большую ошибку в измерениях из-за того, что но на абсорбционные зависимости изоляции влияют температура, погрешность измерительной аппаратуры и т.д.;

3) существующие методы определяют состояние только определенных частей изоляции и не могут определить ее состояние по всему объему трансформатора;

4) зависимость результатов измерений от физико-химических показателей масла несет в себе погрешность из-за продуктов разложения масла и твердой изоляции;

5) результаты на отключенном от сети силовом трансформаторе сильно отличаются от результатов, полученных в рабочем режиме. Это происходит из-за температурного режима, изменения увлажненности в бумаге и масле, напряженности электрического поля и др.

Наиболее эффективный путь повышения надежности функционирования силовых трансформаторов является внедрение систем мониторин-

га и диагностики. Оборудование, оснащенное данными системами, позволит получать следующую информацию:

-текущее состояние элементов трансформатора;

- дефекты и их причины;

- остаточный ресурс оборудования;

- необходимость проведения срочных работ;

- сроки проведения ремонтных работ.

Основная задача здесь является - оперативность, своевременность, получения всех необходимых сведений. Для решения данных основополагающих задач необходимо применение систем мониторинга и диагностики силовых трансформаторов.

Систему контроля и диагностики можно условно разделить на стационарную и мобильную. Стационарную систему следует поставлять комплектно с новыми трансформаторами или монтироваться в процессе модернизации системы защиты и диагностики. Стационарная система рекомендуется для наиболее мощных и ответственных трансформаторов, обслуживающих потребителей 1 и 2 категории электроснабжения (по ПУЭ), имеющих высокую стоимость. Наличие расширенной стационарной системы мониторинга позволит увеличить период между капремонтами или своевременно вывести его в ремонт, не допуская аварии. Мобильная система мониторинга и диагностики должна иметься в наличии у оперативных бригад и организаций, осуществляющих плановые осмотры. Наличие мобильного варианта позволит не только снизить стоимость трансформаторов, но и достаточно точно и быстро диагностировать состояние силового трансформатора.

По данным экономического расчета обоснования системы мониторинга и диагностики, в течение 10 лет ее использования она позволяет сэкономить 4,2% от стоимости нового трансформатора. Причем это не зависит от важности трансформатора (категории надежности питаемых электроприемников). Если добавить побочный ущерб (от простоя заводов, порчи материалов и оборудования) и экономию в результате своевременных ремонтов, то финансовая выгода окажется значительно выше и может быть значительно больше стоимости силового трансформатора.

Анализируя данные по стоимости системы мониторинга и диагностирования технического состояния трансформаторов, средняя стоимость составляет около 400 тыс. руб. (без учета доплат за привязку к оборудованию, монтажа и пуско-наладочных работ). Стоимость трансформатора напряжением 10 кВ и мощностью 2500 кВА составляет 800 тыс. руб. Что подтверждает о необходимости использования мобильного устройства для группы трансформаторов. Трансформатор 25000 кВА 110 кВ стоит порядка 15 млн. руб., т.е. затраты на обеспечение силового трансформатора стационарной системой мониторинга составляют 2,6 %, что является экономически выгодным.

На данный момент по данным «МРСК Центра», более 50 % силовых трансформаторов отработали нормативный срок службы. Для продолжения их эксплуатации необходимо предоставить соответствующее обоснование. Для оценки состояния изоляции необходимо привлечь очень большое количество специалистов, средства измерений, транспортные средства. Это требует больших финансовых и временных затрат. Но если это не будет осуществлено, то это может привести к аварийному отказу оборудования в любое время.

Отсюда следует, что выявление дефектов на начальной стадии у «нормальных» и силовых трансформаторов находящихся на гране или отработавших свой ресурс является насущной и важной проблемой. Можно выделить следующие требования к системе мониторинга и диагностирования состояния изоляции силовых трансформаторов:

1) универсальность (учет старение, увлажнение);

2) простота в использовании;

3) высокая чувствительность и низкая погрешность;

4) однозначность результата;

5) работать без отключения силового трансформатора от сети.

Это позволит наиболее полно и достоверно выполнить все задачи, предъявляемые к системе мониторинга и диагностики. Своевременное и корректное проведение контроля состояния трансформаторов позволит выявить и устранить многие дефекты, предупредить возникновение аварии и продлить срок службы трансформаторов.

Список литературы

1. Гиберт Д.П. Надежность электрической изоляции. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2006. 61 с.

2. Диагностика электрооборудования // Главный энергетик. 2004.

№ 1.

3. Объем и нормы испытаний электрооборудования / под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана. М.: НЦ ЭНАС, 2002.

K.A. Andreev

PROBLEMS OF DEVICES OF MONITORING AND DIAGNOSTICS OF TRANSFORMERS ON-LOADING

The modern methods of monitoring and diagnostics of power transformer are considered without disconnecting of him from loading with pointing of their dignities and defects. Shown out to recommendation on creation of the complex system of control.

Key words: transformer, isolation, diagnostics, monitoring.

Получено 11.01.12