Современное состояние вопроса диагностики силовых трансформаторов

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Тюрюмина Анастасия Владимировна, аспирант Секацкий Виктор Степанович, научный руководитель, к.т.н., заведующий кафедрой СМиУК, доцент Батрак Андрей Петрович, научный руководитель, к.т.н., доцент Сибирский федеральный университет

Рассматриваемая статья направлена на совершенствование методов диагностики состояния маслонаполненного электрооборудования как элемента системы диагностического мониторинга посредством применения метода акустической эмиссии.

На сегодняшний день в России по разным статистическим данным около 70% силовых трансформаторов выработали свой ресурс. При этом опыт эксплуатации показывает, что примерно 70-80% всех отказов связаны не с выработкой ресурса трансформатора, а с образованием и развитием различных дефектов внутри трансформатора. Поэтому остро стоит вопрос диагностики состояния силового энергетического оборудования и его своевременного ремонта.

Диагностика энергооборудования тесно связано с понятием электроремонт т.е системы вещественного, энергетического и информационного обеспечения комплекса организационно-технических мероприятий системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), которая включает уход, диагностика и ремонт оборудования.

Всего известны четыре основные стратегии технического обслуживания диагностики и ремонта техники:

- регламентная стратегия (стратегия I);

- смешанная стратегия (стратегия II);

- по техническому состоянию (стратегия III);

- стратегия по отказам/по потребности

Регламентная стратегия основана на том, что ремонт выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в эксплуатационной документации независимо от технического состояния составных частей оборудования в момента начала ремонта. Данная стратегия применяется для обеспечения ремонта оборудования, эксплуатация которого связана с повышенной опасностью для обслуживающего персонала.

Смешанная стратегия: ремонт и диагностика выполняется с периодичностью, установленной в нормативно-технической документации, а объем операций восстановления формируется на основе требований эксплуатационной документации с учетом технического состояния основных частей оборудования. На основании стратегии II обеспечивается ремонт всего остального основного и неосновного оборудования предприятия.

Стратегия по отказам заключается в том, что ремонт оборудования и его

диагностика производится только в случае отказа или повреждения составных частей оборудования. Этот вид стратегии рекомендуется к применению для оборудования первой амортизационной группы; она частично реализуется в форме внеплановых ремонтов после отказов.

В последние годы в энергетике наиболее развитых стран наметилась тенденция к последовательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по диагностики технического состояния. [1]

Сущность данной стратегии заключается в том, что диагностика технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в нормативно-технической документации, а момент начала ремонта и объем восстановления определяется техническим состоянием составных частей оборудования. Это позволяет продлить сроки эксплуатации электрооборудования с невыработанным ресурсом и уменьшить количество аварийных ситуаций и снизить затраты на их устранение, увеличить вероятность обнаружения аварийного или предаварийного состояния энергооборудования.

Реализацию стратегии обеспечивают методы и средства технической диагностики, мониторинг и прогноз технического состояния электрооборудования. В настоящее время в эксплуатации используются различные системы мониторинга, отличающиеся по своему исполнению, назначению, стоимости. Их можно разбить на три основные группы:

- системы технологического и эксплуатационного мониторинга, то есть системы диспетчерского и местного управления режимами работы энергетического оборудования, целью таких систем является реализация технологического назначения оборудования;

- системы автоматической защиты и блокировки - системы аварийного отключения и защиты, предназначенные для снижения ущерба от аварийных режимов работы;

- системы диагностического мониторинга, целью которых является предотвращение возможности возникновения аварийных режимов.

Первые две из перечисленных систем предназначены для локализации или устранения аварийных режимов путём отключения проблемных элементов энергосистемы. Следовательно, эти методы не позволяют избежать не планового отключения потребителя. Системы диагностического мониторинга такого недостатка лишены и являются перспективными, так как позволяют оценить изменение состояния оборудования. Посредством их использования решается задача эффективного управления эксплуатацией и ремонтом. [1]

Перечень наиболее дефектоносных элементов силовых трансформаторов представлен в международном обзоре Международного Совета по большим электрическим системам высокого напряжения (рисунок 1).

Рисунок 1 - Наиболее дефектоносные элементы силовых трансформаторов

Развитие дефекта маслонаполненного энергооборудования может характеризоваться одним или несколькими параметрами, позволяющими проследить динамику развития дефекта и идентифицировать аварийное (пре-даварийное) состояние трансформатора.

Из рисунка 1 следует, что именно изоляционные материалы претерпевают наибольшие изменения в процессе эксплуатации. Такие изменения, обычно называемые старением, являются комплексными и необратимыми, а также непосредственно определяют надежность работы трансформатора и его ресурс.

Параметры старения изоляции трансформатора приведены на рисунке 2.

\ Факторы старения 1

| Электрические Температурные Механические Окружающая среда

1 Изоляция трансформатора л (

1 Внутренние/внешние механизмы старения 1

| _Электрические Температурные Механические Окружающая среда

Прямые/косвенные взаимодействия

Дефект/повреждение

Рисунок 2 - Старение изоляции трансформатора

Температурное старение включает процессы химических и физических изменений, как следствие, ухудшение химических реакций, полимеризацию, деполимеризацию, диффузию и другие. На скорость температурного старения влияет температура при эксплуатации.

Электрическое старение включает процессы появления частичных разрядов, электролиза, увеличения температуры ввиду высоких диэлектрических потерь и др.

Механическое старение зависит от возникновения повторяющихся механических напряжений и величинынерегулярных напряжений.

Факторы окружающей среды различными способами влияют на скорость и степень ухудшения характеристик системы изоляции трансформатора, способствуя увеличению уже существующих напряжений в трансформаторе. Особенно примечательно перераспределение напряжений от влияния пыли и других загрязнений на электрические характеристики.

Пример возможных механизмов старения, как функции от времени, приведен на рисунке 3.

Стадии Преобладающие Преобладающие

Старения факторы старения механизмы старения

Рисунок 3 - Возможные механизмы старения изоляции, как функции от времени [2]

Исследования показывают, что ранняя диагностики трансформаторов и автотрансформаторов снижает расходы на ремонт на 75%, потери от недо-отпуска электроэнергии на 63%, а ежегодная экономия составляет 2% от стоимости нового трансформатора. [1]

РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» 6-е издание содержат требования к двадцати трем испытаниям при вводе силовых трансформаторов работу и в процессе их эксплуатации (таблица 1).

Таблица 1 - Перечень испытаний силовых трансформаторов

№ Перечень испытаний

1 Определение условий включения трансформаторов

2 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

3 Оценка влажности твердой изоляции

4 Измерениесопротивления изоляции

5 Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток

6 Оценка состояния бумажной изоляции обмоток

7 Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

8 Измерение сопротивления обмоток постоянному току

9 Проверка коэффициента трансформации

10 Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярно-стивыводов однофазных трансформаторов

11 Измерение потерь холостого хода

12 Измерение сопротивления короткого замыкания (2к) трансформатора

13 Оценкасостояния переключающих устройств

14 Испытание бака на плотность

15 Проверка устройств охлаждения

16 Проверка предохранительных устройств

17 Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле

18 Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха

19 Тепловизионныйконтроль состояния трансформаторов

20 Испытаниетрансформаторного масла

21 Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение

22 Испытаниевводов

23 Испытаниевстроенных трансформаторов тока

Исходя из таблицы 1, испытания трансформаторного масла составляют только 13% от общего количество проводимых для трансформаторов испытаний, хотя согласно статистическим данным процент технологических нарушений, обусловленных ухудшением свойств трансформаторных масел составляет порядка 20 % от всех технологических нарушений: выделение газов в масло- 9,02 %; старение масла - 7,47 %; загрязнение масла - 2,18 %; окисление масла - 0,62 %.

Масло, как диагностическая среда, позволяет выявить до 70% возможных дефектов трансформатора, связанных со старением изоляции. [3]

К сожалению в настоящее время метод оценки состояния трансформатора по состоянию изолирующей среды представляет собой разрозненные методы контроля, зависящие в немалой степени от человека так как зачастую довольно сложно оценить влияние того или иного фактора на общее состояние энергооборудования. Это не позволяет включить данный метод в целевую диагностическую модель объекта. [1]

Перспективным методом исследования по состоянию трансформаторного масла является метод акустической эмиссии. В мировом масштабе исследованием применения метода акустической эмиссии для диагностики силовых маслонаполненных трансформаторов, в основном, занимаются в

Польше. Метод применяется для диагностики частичных электрических разрядов.

Испытательное оборудование содержит трансформаторное масло в резервуаре, два электромеханических (пьезоэлектрических) преобразователя, микроконтроллер, предусилитель, цифровой осциллограф с двумя измерительными вводами и одним генерирующим выходом, персональный компьютер.

Общая схема работыметода следующая: один из электромеханических (пьезоэлектрических) преобразователей искусает синосуидальный акустический сигнал определенной частоты. Форма сигнала определяется на установленном персональном компьютере и через USB-кабель передается на цифровой осциллограф, и далее через испытываемую среду ко второму преобразователю. Полученный сигнал направляется через предусилитель к цифровому осциллографу и далее на ПК, где формируется амплитудно-частотная характеристика. [4]

Перспективным направлением в развитии акустического метода является применение акустического метода для исследования влияния количественных показателей (влаги, целлюлозы, газовой фазы) на акустические характеристики трансформаторного масла как комплексного показателя его качества. [5]

Список литературы

1 Батрак А.П. Оценка состояния силовых трансформаторов методом акустической диагностики жидкой изоляции: дис. маг. / Батрак Андрей Петрович. - Красноярск, 2013. - 46 с.

2 J. P. van Bolhuis, E. Gulski, J. J. Smit. Monitoring and Diagnostic of Transformer Solid Insulation IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 17, NO. 2, APRIL 2002.

3 Батрак А.П., Тюрюмина А.В., Никитина А.В. Сравнение качественных характеристик трансформаторных масел. // Тяжелое машиностроение. - 2013. - № 3, С. 41-44.

4 D. WOTZKA, A. CICHON, Tomasz BOCZAR Modeling and Experimental Verification of Ultrasound Transmissionin Electro Insulation Oil ARCHIVES OF ACOUSTICS Vol. 37, No. 1, pp. 19-22 (2012).

5 Батрак А.П., Чупак Т.М., Тюрюмина А.В., Никитина А.В. Акустический анализ свойств трансформаторных масел // Тяжелое машиностроение. - 2014. - № 4-5. С. 4546.