Диагностика трансформаторов: что нового?

Услуги по диагностике силовых и измерительных трансформаторов предлагают различные сервисные компании, как аффилированные с производителями оборудования, так и независимые. По мнению специалистов, нередко диагностику затрудняет отсутствие максимально полной информации об условиях эксплуатации: характеристики нагрузок, количество близких коротких замыканий; температурные режимы; данные испытаний в процессе текущих и капитальных ремонтов.

Стандартный набор обследования трансформаторов под номинальным напряжением, как правило, включает: анализ данных технических архивов, эксплуатационной документации, результатов испытаний и измерений; хроматографический и физико-химический анализ масла; тепловизионное обследование оборудования; определение уровня частичных разрядов в оборудовании двумя методами – электрическим и акустическим; определение вибрационных характеристик оборудования; диагностика маслонасосов и системы охлаждения; диагностика переключающего устройства трансформатора (РПН).

Оценка состояния силовых масляных трансформаторов в режиме on- и off-line

Для повышения точности и достоверности оценки технического состояния оборудования требуются интегрированные системы диагностики (СД), которые могли бы использовать как данные мониторинга, так и данные, полученные при всех измерениях на протяжении жизненного цикла объекта: под нагрузкой, на отключенном оборудовании, при комплексных обследованиях, в процессе ТОиР и т.д. В Центре по проектированию и повышению надежности электрооборудования Ивановского государственного энергетического университета сделана попытка объединения таких систем в единый программно-технический комплекс оценки технического состояния трансформаторного оборудования. Разработана система мониторинга силовых трансформаторов (рис. 1), которая, как и достаточно широко известная система Диагностика+, может работать автономно, но в комплексе эти две системы дополняют друг друга и переходят на более высокий уровень.

Рис. 1. Связь системы Диагностика+ с системой мониторинга.

Система мониторинга оперативно реагирует на недопустимые изменения значений контролируемых параметров, но, получая дополнительные сведения от системы Диагностика+ сервер мониторинга может более точно вычислять граничные и предельно-допустимые значения, а также, при необходимости, оперативно проводить углубленный анализ состояния объекта и квалифицированно выдавать рекомендации по действиям оперативного персонала. И, наоборот, при работе системы Диагностика+ для более точной оценки технического состояния трансформатрного оборудования из БД мониторинга берется: график нагрузки, количество коротких замыканий и значения токов короткого замыкания (по фазам), сведения о перенапряжениях, число переключений РПН, графики температуры воздуха и верхних слоев масла. Для планирования регламентных работ важным параметром будет фактическая наработка двигателей обдува и маслонасосов. В качестве сервера БД обе системы используют СУБД FireBird (клон известной СУБД Interbase). Это позволяет системам беспрепятственно использовать данные друг друга. Часто на предприятии система мониторинга работает в отдельной «технологической» сети, поэтому между сетями необходим шлюзовой компьютер.

Мониторинг состояния изоляции силового трансформаторного оборудования

По мнению Е. Львова, начальника отдела диагностики филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири, один из наиболее информативных приборов для контроля состояния трансформаторного оборудования – прибор газового анализа трансформаторного масла, устанавливаемый на трансформаторное оборудование и измеряющий содержание растворенных газов и влаги в масле. На рынке представлены анализаторы, определяющие 1-2 газа и влагосодержание в масле, а также промышленные хроматографы, обеспечивающие полноценный хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) и измерение влагосодержания. Использование промышленных хроматографов в системах мониторинга (СМ) позволяет на основании РД 153- 34.0-46.302-00 контролировать появление и развитие быстроразвивающихся дефектов, обеспечивая постоянный контроль за трансформаторным оборудованием. Промышленными хроматографами целесообразнее оснащать старое трансформаторное оборудование, находящееся на учащенном контроле; новое целесообразнее оснащать анализаторами. Е. Львов также полагает, что для эффективного внедрения и дальнейшего развития СМ необходимо менять идеологию их построения и требований, предъявляемых к данным системам. Большинство производителей СМ разработали свои системы с учетом того, что оперативный персонал имеет квалификацию эксперта-диагноста и способен по текущей диагностической информации от СМ делать какие-то заключения о состоянии эксплуатируемого оборудования для последующего принятия решения. В действительности получается так, что на оперативный персонал ложится дополнительная нагрузка по непрерывному контролю текущих параметров состояния трансформатора, не представляющих для него диагностическую ценность в связи с отсутствием соответствующей квалификации. Предпочтительное решение – передача диагностической информации от СМ непосредственно к экспертам-диагностам на ПМЭС (МЭС), однако не всегда такая возможность технически реализуется.

Тепловизионное обследование измерительных трансформаторов тока 110-330 кВ

Опытом тепловизионных исследований делится М. Сидоренко, ведущий эксперт службы эксплуатации высоковольтного оборудования и распредсетей Департамента эксплуатации и ремонтов электрических сетей ОАО «Новгородэнерго» (тепловизионная диагностика здесь применяется с 1996 г.).

Тепловизор позволяет увидеть распределение тепла по поверхности трансформаторов тока (ТТ), не прикасаясь к нему. ТТ «здоров», если все подобные ему ТТ на этой же подстанции, а также в базе данных, нагреваются также или нагреты с минимальной разницей в температуре ≤0,3°С. ТТ «болен», если на его поверхности обнаруживаются нагревы, которых нет в «здоровых» ТТ или с разницей в температуре >0,3°С (рис. 2, 3).

Рис. 2. Тепловизионное обследование ПС «Сн-о»: одна вторичная обмотка не была заземлена.

Рис. 3. Тепловизионное обследование ПС «Сн-о» после устранения неисправности: норма.

Тепловизионное обследование позволяет выявлять дефекты в ТТ на самой ранней стадии развития, тем самым минимизируя финансовые затраты на ремонт оборудования или его новую покупку. Это дают возможность перехода на ремонт оборудования не по графику, а по его состоянию. Оборудование (ТТ) обследуется под рабочим напряжением, результаты диагностики в таком состоянии более достоверны, чем при снятом напряжении или при напряжении 10 кВ, которое подается на ТТ по рекомендациям завода-изготовителя в высоковольтной лаборатории. При тепловизионном обследовании оборудования нет необходимости его отключать, т.е. предприятие продолжает выполнять свою основную задачу бесперебойного электроснабжения потребителей. Непосредственно после проведения тепловизионного обследования необходимо предупреждать дежурный и оперативный персонал об аварийных ситуациях на конкретной ПС, тем самым, исключая приближения к оборудованию в опасном состоянии до его ремонта или выводу из работы.

Диагностика изоляции вводов и трансформаторов тока высокого напряжения

Группой специалистов филиала ОДО «Электросетьсервис ЕНЭС» — Новосибирская специализированная производственная база и ПВФ «Вибро-Центр» предлагается опыт применения подсистемы мониторинга (ПСМ) типа R-1500 производства НПФ «Вибро-Центр», реализующей неравновесно-компенсационный метод измерения токов утечки. Определение тангенса угла потерь и емкости изоляции производится в двух режимах. Если на специальные входы подключить опорные напряжения, то R-1500 производит расчет истинных значений емкостей, С, и тангенсов углов вводов, tg δ. Если опорные напряжения отсутствуют, то прибор рассчитывает отклонения величины вводов tg δ относительно друг друга. Если до установки системы величины тангенсов и емкостей были определены каким- либо другим методом, то они или заводские значения вводятся в память прибора, и в дальнейшем все расчеты опираются на эти значения. ПСМ R-1500 состоит из трех или шести датчиков, устанавливаемых на измерительных выводах (ИВ) вводов, микропроцессорного модуля в защитном корпусе и соединительных кабелей. При монтаже прибора производится уравновешивание входных сигналов подстроенными сопротивлениями. Точность определения напряжения смещения составляет 0,1 % по амплитуде и 0,02° по фазе. Благодаря применению фильтров прибор не чувствителен к высшим гармоническим составляющим в сигналах. Точность расчета тангенса угла потерь не хуже 5 % истинного значения. Опыт пока зал, что диапазон изменения тока небаланса должен находиться в пределах: 3 % — уровень сигнала тревоги, 5 % — уровень отключения.

По опыту эксплуатации, на результаты измерений оказывают влияние два вида помех. Во-первых, погрешность вносит разность потенциалов двух заземленных точек измерительной цепи. Измерительную цель необходимо заземлять в двух местах по двум причинам. Одна точка заземления – корпус прибора и защитного шкафа для обеспечения необходимы для обеспечения безопасности персонала. Вторая точка заземления – ИВ ввода. Заземление в ней производится на случай, если будут оборваны линии связи датчиков с прибором. Установка и заземление прибора рядом с баком трансформатора приводит к весьма небольшой разнице потенциалов в точке подсоединения датчиков и точке измерения, обусловленной протеканием небольшого тока через бак трансформатора. Более высокие погрешности возникали при подключении ПСМ к вводам группы однофазных трансформаторов, даже при хорошем соединении баков с контуром заземления ПС и отсутствии повреждений самого контура приводит к разности потенциалов между баками в пределах 0,2 В и току помехи на уровне 0,1 % от измеряемой величины, что, впрочем, вполне приемлемо, но требует учета.

Колебания фазных напряжений – второй и главный источник погрешности измерений. Изменение напряжения на шинах (амплитуды или угла между фазами) создает небаланс в СМ и может быть интерпретировано устройством как изменение параметров изоляции: амплитуда – как изменение емкости изоляции, а угол – как изменение tg δ. Колебания напряжения на шинах наблюдались практически везде, где ПСМ был установлен.

При этом симметричные изменения взаимно компенсируются, не влияя на ток небаланса. Следовательно, точность метода зависит от статистики асимметричного изменения напряжения на шинах в данной точке и статистической обработки полученных данных. По многочисленным наблюдениям, перекос фаз на подстанциях напряжений 110 кВ и более может достигать в среднем 0,40, со стандартным отклонением 0,120. Однако асимметричные колебания напряжения на системах шин носили кратковременный характер, не превышая одних суток. Хорошая визуализация измерительной информации и программное обеспечение позволили различать изменения, связанные с колебаниями напряжения на системах шин от процессов, происходящих в изоляции вводов и отсеивать ложные отсчеты.

Модификация R1500/6 позволяет одновременно регистрировать данные с двух трехфазных трансформаторов. Если эти трансформаторы соединены с одной системой шин, то дополнительная обработка данных обеспечивает автоматическое отсеивание ошибочных результатов, отнесенных к колебаниям амплитуды фазного напряжения или межфазового угла. Такая обработка также позволяет повысить точность метода и избежать ложных срабатываний ПСМ при долговременных возмущениях в сети.

К.Литвиненко

Ссылки по теме:
Инновационные технические решения в трансформаторостроении
Кризис их не замочит
Рынок трансформаторов: три фазы кризиса?