Стартовая >> Архив >> Подстанции >> Методы и средства диагностики оборудования ВН

Обнаружение увлажнения изоляции трансформаторов - Методы и средства диагностики оборудования ВН

Оглавление
Методы и средства диагностики оборудования ВН
Токи влияния
Исключение токов влияния
Организация измерений при рабочем напряжении
Контроль устройств для ограничения перенапряжений
Измерение характеристик частичных разрядов
Электрические методы измерений частичных разрядов
Способы повышения чувствительности методов измерений частичных разрядов
Измерения частичных разрядов в условиях эксплуатации
Акустические методы контроля частичных разрядов
Физико-химические характеристики изоляционного масла
Методы контроля изоляционного масла
Радиометрические методы теплового контроля
Измерительные устройства теплового контроля
Браковочные критерии контроля
Система диагностики силового трансформатора
Индикация частичных разрядов в трансформаторах
Обнаружение увлажнения изоляции трансформаторов
Выявление деформаций обмоток трансформаторов
Диагностика изоляции аппаратов
Индикация частичных разрядов в аппаратах
Контроль выключателей
Средства контроля диэлектрических характеристик изоляции
Мостовые измерительные устройства диэлектрических характеристик изоляции
Устройства и приспособления для измерения частичных разрядов
Измерительные приборы диэлектрических характеристик изоляции  с простыми фильтрами
Градуировочные устройства контроля диэлектрических характеристик изоляции
Средства автоматизации контроля
Список литературы

Допускаемое в эксплуатации влагосодержание твердой изоляции по условиям сохранения запасов электрической прочности не должно превышать 1,5-2,0%. Прямое определение влагосодержания твердой изоляции без вскрытия трансформатора невозможно. Необходимы косвенные методы контроля.
Между твердой изоляцией и маслом, а в негерметизированных конструкциях еще и между маслом и воздухом постоянно происходит перемещение влаги, определяемое их температурой и влагосодержанием. При равновесном состоянии имеется однозначная связь влагосодержания твердой изоляции и масла (см. рис. 5.2). Однако равновесное влагосодержание изоляции достигается только при постоянных нагрузке и температуре окружающей среды, что редко встречается в реальных условиях эксплуатации. Неравномерное распределение температуры вызывает неравномерное распределение влаги, причем небольшое уменьшение количества влаги в твердой изоляции дает значительное увеличение влагосодержания масла. Все это не позволяет по влагосодержанию масла оценить влагосодержание твердой изоляции.
Наиболее простым выходом является установление жесткой нормы на содержание влаги в масле, что должно предотвратить недопустимое увлажнение твердой изоляции. Из данных рис. 5.2 следует, что допустимое влагосодержание твердой изоляции может быть обеспечено в случае, если влагосодержание масла находится в пределах 5-10 г/т. Контроль влагосодержания масла производится путем анализа проб.
Следует учитывать, что случайно взятая проба масла не гарантирует получение достаточной информации. При уменьшении нагрузки трансформатора и понижении температуры обмотки значительная часть воды абсорбируется твердой изоляцией и влагосодержание масла падает. При повышении нагрузки вода будет частично переходить в масло. Для выявления начальных стадий увлажнения изоляции пробы масла следует отбирать при длительной работе трансформатора с большими нагрузками.                                               

Увлажнение масла может быть обнаружено также при помощи зонда, встроенного в систему циркуляции масла [41]. Зонд (модель участка твердой изоляции) имеет электроды с выводами для присоединения измерительных устройств. Контроль ведется без отключения трансформатора по изменению сопротивления изоляции зонда. Ввиду различия температурных режимов зонда и изоляции обмотки данные, полученные при измерении характеристик зонда, не могут характеризовать состояние твердой изоляции. Однако факт увлажнения масла этим методом может быть установлен с достаточной степенью надежности. Такой зонд, используемый в автоматизированной системе контроля, может обеспечить своевременное получение сигнала о недопустимом влагосодержании масла.
Количественной оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора рассмотренные методы контроля не дают. Информацию об увлажнении изоляции трансформатора, полученную при контроле под рабочим напряжением, необходимо уточнить путем измерений на отключенном от сети трансформаторе. Обычно для этого используются результаты измерений tgδ обмоток.
Оценка степени увлажнения твердой изоляции по результатам этих измерений невозможна без исключения влияния масла. В качестве примера укажем, что при неизменном влагосодержании твердой изоляции в диапазоне допускаемых нормами значений масла измерен ное значение tgδ обмоток может изменяться в 5-7 раз.
Для учета влияния tgδ масла предложен расчетный метод, основанный на представлении значения tgδ обмотки в виде суммы двух составляющих, одна из которых определяется характеристиками твердой изоляции, а вторая - характеристиками масла [42].
Используется соотношение вида

где Кк и Км- конструктивные коэффициенты, отражающие степень влияния диэлектрических потерь в картоне и масле на измеренное значение tgδ; tgδK0 - начальное значение tgδ картона, соответствующее влагосодержанию w0 высушенной изоляции; tgδ - измеренное значение tgδ масла.
Изменение состояния твердой изоляции учитывается экспоненциальным множителем, в показателе которого коэффициент а определяется температурой, а разность w - w0 характеризует степень увлажнения.

Рис. 7.9. Зависимость tg δ изоляции обмоток трансформаторов от влажности и tg δм [42]. Температура изоляции 60 °С; температура пробы масла при контроле 70 °С: а - 220 кВ; б - 330-500 кВ; в - 750 кВ

Из предыдущего соотношения следует, что

Это выражение может быть использовано для оценки влагосодержания твердой изоляции по результатам измерений tgδ изоляции обмоток и масла при известной температуре изоляции.
На рис. 7.9 приведены графики, позволяющие произвести такую оценку. Классифицировать дефекты можно также по характерным газам, т.е. газам, содержание которых в данной пробе наибольшее. Характерным газом при дуге и частичных разрядах является Н2, а при повышенных нагревах - СН4 и С2Н4.

Классифицировать дефекты можно также по характерным газам, т.е. газам, содержание которых в данной пробе наибольшее. Характерным газом при дуге и частичных разрядах является Н2, а при повышенных нагревах - СН4 и С2Н4. Погрешность измерения диэлектрических потерь tgδ = 2 · 10~3 даже при температуре изоляции 60°С дает погрешность определения влагосодержания обмоток трансформатора 750 кВ, близкую к 100%. Выявление же предельных значений влагосодержания рассмотренным методом, особенно для трансформаторов на напряжения 220- 500 кВ, может быть произведено с достаточной для эксплуатационных нужд точностью. Это позволяет использовать значения tgδ обмоток и масла в качестве диагностических параметров.
Для оценки влажности твердой изоляции используются также результаты измерения абсорбционных характеристик. Предложен расчетный метод оценки влажности по значению коэффициента состояния Кс, определенного по скорости спада тока абсорбции в диапазоне времени 0,06-0,1 с с начала его протекания [43]. Влагосодержание твердой изоляции рассчитывается по измеренному значению Кс с учетом tgδ масла, температуры изоляции и ряда коэффициентов, определяемых конструктивными размерами трансформатора.
Ранее для оценки увлажнения изоляции применялся коэффициент абсорбции - отношение значений сопротивления изоляции, измеренных через 60 и 15 с после приложения к объекту напряжения. Однако при хорошо высушенной изоляции, залитой маслом с низкими диэлектрическими потерями, этот коэффициент близок к единице. Поэтому использование его для целей контроля также возможно лишь при учете влияния масла.



 
« Кварценаполненные взрывобезопасные шахтные трансформаторы и подстанции   Напряженности на контактах и экранах ВДК при пробоях после отключения тока »
электрические сети