Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Статьи >> Методы диагностики состояния трансформаторного оборудования

Методы диагностики состояния трансформаторного оборудования

диагностика трансформаторов

Маяков В.П., Соколов В.В. (НИЦ «ЗТЗ-СЕРВИС», Запорожье)

Вступление

В последние годы наблюдается интенсивное развитие методов диагностики трансформаторного оборудования с выраженной тенденцией выбора эффективных методов оценки состояния без отключения оборудования от сети.
НИЦ ЗТЗ-Сервис, выполняя работы по диагностике оборудования, установленного в энергосистемах разных стран, стремится при этом решать следующие задачи:

  1. Выполнять испытания в соответствии с основными международными стандартами (МЭК, IEEE, СИГРЭ, ASTM).
  2. Анализировать и использовать по возможности новейшие методы диагностики.
  3. Оценивать состояние оборудование в соответствие с национальными нормативными документами и международными стандартами.
  4. Выявлять дефектное состояние, используя методологию, разработанную непосредственно НИЦ.

В ряде случаев методическая и нормативная база в международных документах существенно отличается от принятых в нормах России, а некоторые эффективные методы и диагностические оценки остаются практически неизвестными специалистам энергосистем. В настоящем докладе делается попытка представить характерные методы, применяемые при диагностике силовых трансформаторов, а также эффективность некоторых методов.
Традиционная система диагностических испытаний.
Наиболее систематизированным и цельным документом, представляющим традиционную систему диагностических испытаний и оценки технического состояния трансформаторов, регуляторов и реакторов является Руководство IEEE Std 62-1995 по диагностическим испытаниям электрических силовых аппаратов в полевых условиях. Система испытаний представлена в таблице 1 с выделением методов, допускающих испытания под напряжением. Трансформатор традиционно представляется состоящим из нескольких компонентов и состояние каждого из компонентов оценивается по результатам нормированных испытаний. Методы испытания в Руководстве IEEE в значительной степени похожи на методы «Норм России» но в ряде случаев существенно отличаются.
Таблица 1.
Схема диагностических испытаний Руководства IEEE Std 62-1995.


Компоненты

Методы испытании под напряжением

Методы испытании после отключения оборудования

ОБМОТКИ,
ВКЛЮЧАЯ
ИЗОЛЯЦИЮ

Частичные разряды

  1. Радиопомехи (RTV)
  2. Акустические Содержание влаги (интерпретация по относительной влажности масла)

Сопротивление постоянному току Коэффициент трансформации Ток намагничивания (холостого хода)
Сопротивление КЗ Сопротивление изоляции Емкость
Коэффициент потерь (TAN S)

ИЗОЛЯЦИОН­НОЕ МАСЛО

Содержание влаги Растворенные газы Пробивное напряжение Частицы (число) Коэффициент потерь (Tan дельта) Поверхностное натяжение Кислотное число Цвет
РСВ содержание Стабильность Сопротивление изоляции Потенциальный шлам Плотность

 

вводы

Визуальная
инспекция/уровень масла

Коэффициент потерь/емкость участков С1 и С2 Измерение ЧР (ввод отдельно)

ПЕРЕКЛЮ­ЧАЮЩЕЕ
УСТРОЙСТВО

Температура
Ток двигателя привода

Непрерывность контактов Коэффициент трансформации Временные характеристики Программа специальной инспекции

МАГНИТО­ПРОВОД

 

Сопротивление изоляции Проверка и испытание схемы заземления

СИСТЕМА
ОХЛАЖДЕНИЯ

Поток воздуха. Чистота поверхности Вращение
Ток в обмотках двигателей
Подшипники (вибрации, шум, визуальный контроль)

Тенденции развития методов испытаний.

На основе анализа материалов СИГРЭ, комитетов DOBLE, а также работ, представленных в последние годы на конференциях IEEE и EPRI можно определить следующие основные тенденции:

  1. Интенсивное развитие методов контроля под напряжением, а также методов непрерывного контроля с предложениями на уровне коммерческих поставок (после полноценных испытаний опытных образцов в эксплуатации).
  2. Расширение методов контроля продуктов деградации в масле.
  3. Развитие методов, основанных на оценке частотных характеристик (переходных функций).
  4. Развитие методов контроля температуры и экспертных программ контроля температурно-нагрузочного режима и расчета износа целлюлозы.
  5. Развитие портативной техники диагностики.

Методы непрерывного контроля

  1. Контроль растворенных газов. Распространены две типичных модификации:
  2. измерение суммы характерных горючих газов (Н2+СО+С2Н4+С2Н2) типа HYDRAN-установлены более, чем на 15000 ед. оборудования;
  3. индивидуальный контроль 7 типичных газов;
  4. контроль влажности (относительной влажности масла), сопровождающийся экспертной системой оценки влажности твердой изоляции. Широкое развитие датчиков влажности. Значительный интерес вызывает метод "Water Heat Run Test", разработанный ЗТЗ-Сервис.
  5. Измерение частичных разрядов акустическими датчиками.
  6. Измерение частичных разрядов с помощью электрических датчиков как с целью выявления и идентификации проблем, связанных с внутренними разрядами, так и для оценки ухудшения состояния изоляции. Имеются предложения по комбинированной системе с дополнительным использованием акустических датчиков.
  7. Измерение диэлектрических характеристик вводов, в том числе основанного на анализе амплитудно-фазового спектра тока небаланса в трехфазной системе.
  8. Анализ вибро-акустических спектров для оценки распрессовки обмоток и магнитопровода.
  9. Контроль состояния РПН с помощью измерения тока и мощности в двигателе привода, измерения момента сопротивления на валу привода, измерения акустических сигналов.

Масло как диагностическая среда.

Анализ продуктов деградации материалов является наиболее благодарным средством для выявления аномалий в маслонаполненном оборудовании.
Кроме измерения влаги, идентификации количества и видов механических примесей, анализа растворенных газов, анализа фурановых компонентов, широкое распространение находят методы идентификации продуктов старения масла    инфракрасной                                   спектрометрией,
определение фенолов и крезолов, в частности, m-крезола (жидкостная хроматография), а также определение растворенных металлов, особенно меди (молекулярная абсорбция).
Детальный анализ масла является ключевым методом предварительной оценки состояния оборудования. По данным НИЦ более 70 % дефектов выявляется посредством анализа проб масла.
Так, например, исследование проб масла из 127 трансформаторов, установленных в энергосистеме Боготы (Колумбия) в лаборатории Doble Eng., где регулярно проводились традиционные испытания, выявил 45 % дефектных трансформаторов (таблица 2).
Таблица 2.
Результаты обследования трансформаторов в сети Колумбии.


ПРОБЛЕМЫ

ЧИСЛО
ТРАНСФОРМА­
ТОРОВ

КЛЮЧЕВОЙ МЕТОД ВЫЯВЛЕНИЯ ДЕФЕКТА

Не обнаружено

70

 

Состаренная
/перегретая
изоляция

21

Содержание фурфурола (16), АРГ (5)

Повышенная
влажность

13

Равновесное содержание воды при температуре >60 °С

Состаренное
масло

25

Продукты старения в ИК- спектре (1700-1720 см-1). Поверхностное натяжение.

Разряды в масле

9

АРГ

Разные

17

 

Оценка старения изоляции и масла.

Для оценки степени старения изоляции применяются в основном три метода:

  1. Измерение степени полимеризации (микропробы витковой изоляции, отводов).
  2. Окислы углерода СО, СО2.
  3. Фурановые компоненты (5), особенно наиболее  устойчивый фурфурол.

Отмечается, что повышенное содержание СО, СО2 характеризует главным образом перегретую изоляцию, но также и другие перегретые
материала, в частности масло в присутствии достаточного количества кислорода. Имеется слабая корреляция между концентрацией газов и значениями СП.
Следует отметить существенную разницу в трактовке оценки результатов анализа фурановых соединений в РД «Объемы и нормы..» и в международных документах
На основании многочисленных лабораторных экспериментов и данных обследования большого числа трансформаторах, преимущественно с открытым дыханием, предложен следующий критерий вероятно состаренной или перегретой изоляции:

  1. Содержание фурфурола -более 1000 ppb (I ppm);
  2. Скорость нарастания - более 50 ppb в год;

Ведущая США сервисная организация S.D.Myers Inc на базе статистических исследований (более 15000 результатов испытаний) предложила 4 уровня состояния изоляции (Табл. 3).
Измеряются 5 компонентов: 5H2F, 2FOL, 2FAL, 2FCF, 5M2F
Анализируется сумма всех составляющих.
Таблица 3


Граничные
уровни

Фактическое распределение (выше чем), %

Оценка и действия

100ppb

24.4

Первый сигнал, ожидаемое снижение СП от 1200 до 444. Повторение испытаний через год.

250ppb

13.3

Испытания каждые три месяца, ожидаемое снижение СП 443-333, повторение испытаний через 6 мес.

1,000ppb

3.7

Риск повреждения, ожидаемая СП 332-237, регенерация масла необходима для уменьшения скорости старения. Рекомендуется анализ кислот, альдегидов, кетонов, мыл металлов. Испытания ежемесячно.

2,500ppb

1.7

Ожидаемая СП-менее 217, необратимое повреждение изоляции. Целесообразно планировать замену.

Температурная vиграция фуранов.

При изменении температуры в пределах 22-45°С.
Влажность менялась от 10 до 26.
Сумма фуранов - от о 12921 до 1722 ppb.
Отмечается значительное снижение фуранов при регенерации масла.
Однако большая их часть концентрируется в бумаге и после регенерации содержание фуранов восстанавливается в течение нескольких месяцев.
Рабочая группа СИГРЭ 12.18 «Life Management» рекомендует обращать особое внимание на роль кислых и полярных продуктов старения масла в ускоренном старении целлюлозы. К сожалению, традиционные характеристики старения (кислотное число, тангенс угла потерь, водо­растворимые кислоты и даже содержание ионола) недостаточно отражают состояние масла, особенно принимая во внимание активное адсорбирование продуктов старения целлюлозой.
НИЦ успешно применяет такие дополнительные показатели как: цвет (по ASTM). Поверхностное натяжение, число омыления, шлам, наличие продуктов старения по ИК-спектру, коэффициент полярности (увеличение диэлектрической проницаемости).

Методы оценки состояния изоляционной системы трансформатора

Главной задачей при диагностике состояния изоляционной системы является оценка возможности снижения ее электрической прочности под действием влаги, примесей, продуктов старения масла и загрязнения поверхности изоляции. Отдельной задачей является оценка возможной степени увлажнения и загрязнения.
Наиболее эффективным средством является оценка состояния изоляции непосредственно при рабочем напряжении.
Опыт НИЦ показывает, что наиболее эффективными методами являются:
Water Heat Run Test оценка уровня увлажнения по выделению влаги в масло при относительном повышении концентрации влаги в поверхностных слоях изоляции с повышением температуры, и сопутствующее снижение пробивного напряжения масла. При этом учитывается содержание примесей в масле и наличие активных продуктов старения и, в частности, снижение поверхностного натяжения масла.

Измерение величин кажущегося заряда ЧР, частоты их повторения и энергии.

Характеристики ЧР позволяют идентифицировать дефектное состояние изоляции, определить источник разрядов в масле, предполагаемый по данным АРГ, а также наличие развивающихся разрядов в маслобарьерной изоляции.
Классификация источников ЧР в электрооборудовании, находящемся в эксплуатации, основывается на многолетнем опыте. Имеются три основных источника возникновения ЧР в силовых трансформаторах: в изоляции активной части, вводах и ПУ.
ЧР, связанные с рабочим напряжением.
ЧР в маслобарьерной и бумажно-масляной изоляции.
Типичные дефекты:
ЧР вызванные изменением состояния изоляции.
Масло и поверхность, загрязнённые частицами, наличие газовых пузырьков, статическая электризация, увлажнение, сильное загрязнение.
ЧР, вызванные необратимым старением изоляционных материалов
Разрушающие ЧР в масле, поверхностные разряды, ползущий разряд
Различные электростатические экраны
Типичные дефекты: искрение, вызванное плохими контактами, плавающий потенциал.
Токоведущие части и проводники
Разряды между контактными частями, следы на деревянных опорных элементах отводов.
Вводы.
Типичные дефекты связаны с остовом: плохая пропитка, высокая влажность, замыкания между потенциальными поверхностями, разряды по поверхности.
Разряды в масле, поверхностные разряды по фарфору.
Переключающие устройства.
Типичные дефекты.
ЧР, связанные с рабочим напряжением на контактах;
ЧР, связанные с перемещением контактов.
ЧР, связанные с напряжением, индуктированным основным магнитным потоком.
Максимальное напряжение не превышает вольт на виток.
Типичные дефекты: нарушение изоляции прессующих устройств, магнитных шунтов, отсутствие контактов либо плохой контакт в схеме заземления элементов конструкции, плавающий потенциал.
ЧР, связанные с напряжением, индуктированным магнитным потоком рассеяния.
Американской фирмой Cutler-Hammer, IPDD (Integrated Partial Discharge Diagnostics Inc.) разработана методика, программное и аппаратное обеспечение специально для эксплуатационных измерений ЧР, позволяющее существенно снизить влияние помех, повысить достоверность и информативность результатов измерений ЧР. Эта система - Универсальный Анализатор Частичных Разрядов - успешно применяется в США и Канаде при измерениях на различных видах электрооборудования в эксплуатации.
НИЦ "ЗТЗ-Сервис" имеет такую систему, которая применяется, в основном для диагностики трансформаторного оборудования (силовые и измерительные трансформаторы 330-750 кВ). В Аргентине на ГЭС Ясирета и ряде подстанций испытано 24 силовых трансформаторов, 6 измерительных класса напряжения 500 кВ.
На Украине испытано 5 силовых трансформаторов, в основном 750 кВ. Достигнута чувствительность измерений при рабочем напряжении 30^-50 пКл, а на блочных трансформаторах 20 пКл.
Метод измерений соответствует стандарту МЭК, Публикация 270 (1981г., издание второе) и ГОСТ 20074-83 (Метод измерения частичных разрядов).
Универсальный Анализатор ЧР - UPDA (Universal Partial Discharge Analyzer) включает в себя:

  1. Мощный портативный компьютер для управления процессом измерений, сбора данных, обработки, документирования и хранения информации;
  2. Два цифровых четырёхканальных осциллографа для визуальной оценки явлений ЧР и передачи данных в компьютер;
  3. Комплекта датчиков, индуктивных (высокочастотные трансформаторы тока) и ёмкостных;
  4. Измерительные радиочастотные кабели связи;
  5. Фильтры верхних частот.

Применяется метод регистрации ЧР, основанный на измерении параметров импульсов тока, возникающих в изоляции трансформатора и передающихся во внешнюю цепь заземления.
При измерении регистрируются следующие параметры:

  1. Осциллограммы импульсов ЧР;
  2. Амплитуды импульсов ЧР;
  3. Значения кажущегося заряда;
  4. Частота следования импульсов;
  5. амплитудно-фазовое распределение импульсов;
  6. мощность разрядов.

В процессе измерений производится идентификация импульсов ЧР и помех, отстройка от помех и выделение ЧР, статистическая обработка сигналов. Обработка результатов выполняется модулем MS EXCEL 7.0, в котором генерируется отчет со всеми выходными данными.
Протокол с заключением по результатам испытаний и рекомендациями передается заказчику.
В программном обеспечении и в аппаратной реализации Универсального Анализатора ЧР - UPDA сконцентрирован более чем тридцатилетний опыт эксплуатационных измерений ЧР в оборудовании высокого напряжения как в СССР (странах СНГ) так и в мире.
На основе опыта заводских и эксплуатационных испытаний, анализа повреждений изоляции частичными разрядами в НИЦ «ЗТЗ-Сервис»
приняты ориентировочные предварительные критерии оценки интенсивности ЧР, измеренные в условиях эксплуатации. Возможные варианты заключения и рекомендаций приведены в таблице 4.
Таблица4.


Интенсивность
ЧР

Заключение

Рекомендации

q < 300пКл

Интенсивность ЧР меньше нормированной по стандартам или ТУ для заводских испытаний, меньше ожидаемых для подобного типа изоляции и возраста.

Периодический контроль по графику 1-2 раза в год.

300пКл<q 3пКл

Умеренная интенсивность ЧР. Регулярные ЧР для данного возраста, типа изоляции и номинального напряжения.

Периодический контроль по графику 2-4 раза в год.

3нКл<q 10нКл

Повышенная интенсивность ЧР. Признаки хорошо развитого одного или нескольких дефектов в изоляции. Должна быть выполнена локализация электрической зоны источника ЧР методом градуировочной матрицы.

Нет оснований полагать, что для трансформатора существует опасность выхода из строя в пределах нескольких месяцев. Рекомендуется установка на трансформаторе системы непрерывного мониторинга типа "PHASAN" (Cutler- Hammer, USA) по парамет­рам изоляции: характерис­тики ЧР, tg8, СХз изменение тока комплексной проводимости.

10 нКл < q

Интенсивность ЧР классифицируется, как критическая. Немедленно должны быть выполнены дополнительные измерения для определения причин и местоположения источника ЧР

Непрерывный мониторинг системой "PHASAN" Локализация источника ЧР электрическим (градуиро­вочная матрица) и акусти­ческим методами. Если место источника ЧР определенно установлено, может быть принято решение по осмотру активной части и ремонту трансформатора

Приведенными в таблице мероприятиями не исчерпываются все многообразие ситуаций, связанных с измерениями ЧР. Кроме определения количественных характеристик ЧР и процедур по локализации места ЧР, необходимо на каждом этапе оценивать степень влияния помех на результаты измерений, связь интенсивности ЧР с другими параметрами изоляции, динамику изменения ЧР во времени, в опасном или не в опасном для изоляции находятся источники ЧР и другие факторы.
Для более надежных выводов необходимо рассмотреть результаты комплексной диагностики изоляции и результаты периодического контроля при профилактических испытаниях.

Имеются предпосылки для скорого внедрения методов непрерывного контроля ЧР.

Оценка степени увлажнения и загрязнения изоляции и масла по температурной зависимости тангенса угла потерь и сопротивления изоляции с учетом конструктивных размеров и удельного соотношения масла и целлюлозы в изоляционном промежутке.
Следует подчеркнуть существенное различие между нормированием допустимого влагосодержания изоляции в «Объемах и нормах..» и Руководстве IEEE. (см. таблицу 5).
Таблица 5.


Состояние изоляции

IEEE Std 62 -1995

Объем и нормы

Влажность
бумаги

Относительная
влажность
масла

испытания
электрооборудования

Сухое: при

0.5- 1.0%

<5%

2%

включении

 

 

 

В эксплуатации

<2%

 

<4%

(нормальное)

 

 

 

Влажное

2-4%

6-20

>4%

Чрезмерно влажное

>4,5 %

> 30 %

 

EPRI считает, что при повышении влажности витковой изоляции более 1 % существует опасность выделения пузырьков пара при перегрузке трансформатора.
Выявление деформаций обмоток.
Методы идентификации деформаций обмоток:

  1. Относительное изменение реактанса рассеяния как следствие изменения диаметра обмоток и канала рассеяния при радиальной деформации (по опыту НИЦ - это наиболее эффективный метод выявления радиальных деформаций);
  2. Относительное изменение емкости между обмотками, как следствие изменения канала рассеяния при радиальной деформации;
  3. Метод низковольтных импульсов;
  4. Частотный анализ переходных функций (по мнению рабочей, группы 12.19 СИГРЭ, это наиболее чувствительный метод);
  5. Частотный анализ импеданса рассеяния;
  6. Частотный анализ добавочных потерь от потока рассеяния (метод IKEQ, Канада).

Развитие методологи диагностики.

Концепция обслуживания по техническому состоянию

  1. Трансформатор представляется в виде ряда функциональных (под) систем, включающих соответствующие компоненты.
  2. Основой системы контроля и диагностики является функциональная модель дефектов, определяющая вероятные дефекты или чувствительные зоны в данной конструкции при данных условиях эксплуатации на базе анализа особенностей конструкции и анализа отказов в эксплуатации, и, соответственно, цели и задачи диагностики: что искать.
  3. Оценка состояния оборудования представляется в форме вопросника о состоянии его функциональных подсистем и возможности развития дефектного состояния в отказ.
  4. Программа технического обследования концентрируется на выявлении вероятных дефектов путем использования групп методов, характеризующих конкретный дефект. По меньшей мере, две диагностические процедуры требуются для того, чтобы подтвердить наличие дефекта и оценить его количественно. Следует учитывать взаимосвязь между различными методами, характеризующими дефект.
  5. В настоящее время указанная концепция и соответствующим образом разработанная программа обследования состояния силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов внедряется в энергосистемах Украины.
 
« Координация изоляции трансформаторов со сниженным ее уровнем   Надежность работы электрооборудования и показатель MTBF »
электрические сети