Совершенствование конструкции трансформаторов и системы ТОиР в эксплуатации является важным фактором повышения надежности электроснабжения потребителей и снижения дополнительных потерь мощности в сети. Поэтому все более широко применяемая в настоящее время стратегия проведения капитальных ремонтов по результатам испытаний и измерений, т. е. по диагностике состояния трансформаторов, требует более детального рассмотрения.
В рассмотренной выше модели вывода трансформаторов в ремонт по результатам испытаний и измерений через промежуток времени tи (9.11) затраты на диагностику являются одной из составляющих общих затрат на ТОиР. Таким образом, применение тех или иных методов и способов оценки состояния трансформаторов должно базироваться на технико-экономическом анализе эффективности диагностики.
В практике эксплуатации трансформаторов в России и за рубежом [171, 172] находят применение различные способы, виды и средства контроля. Представление о них дает табл. 9.1 по материалам [171].
Различают три способа контроля состояния трансформаторов: непрерывный без отключения трансформаторов; периодический без отключения трансформаторов; периодический с отключением трансформаторов.
В соответствии с рекомендациями [171] при поступлении сигнала от датчиков непрерывного контроля на трансформаторе необходимо провести комплекс испытаний и измерений различными средствами контроля для определения вида дефекта (табл. 9.2). В этот комплекс мероприятий входят испытания и измерения как без отключения, так и с отключением трансформатора. По результатам расширенного контроля принимается решение о выводе трансформатора в ремонт или он остается в работе и за ним устанавливается более частое наблюдение.
Для описанной системы ТОиР можно составить целевую функцию, минимизирующую все затраты эксплуатации, однако получить ее решение практически невозможно. Все контролируемые параметры имеют случайную природу, нет до настоящего времени однозначного толкования по многим параметрам их связи с развитием дефектов, недостаточно разработано метрологическое обеспечение непрерывного контроля состояния трансформаторов.
Таблица 9.2
Примечания: 1. При срабатывании датчика контроля в первую очередь следует выполнять его проверку, чтобы убедиться в достоверности сигнала.
2. Обозначения средств контроля приведены в табл. 9.1.
По данным СИГРЭ [172] в настоящее время большое внимание уделяется методам и средствам определения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора, измерению и установлению места частичных разрядов и анализу растворенных в масле газов.
Прямые измерения температуры наиболее нагретой точки обмотки позволяют оценить состояние бумажной изоляции и способствуют совершенствованию методов теплового расчета. Успешные результаты получены с применением в качестве датчиков оптических волокон и устройств, которые преобразуют тепло в давление пара. Эти датчики устанавливаются при изготовлении или в готовую обмотку, но они пока ненадежны и дороги.
Разрабатываются датчики на основе оптического кабеля, вмотанного в обмотку. Они позволяют с достаточной точностью определять не только температуру, но и место нахождения наиболее нагретой точки.
На эксплуатируемых трансформаторах широко применяются различные способы измерения частичных разрядов. Делаются попытки автоматизировать процесс измерения. Более сложной и трудоемкой задачей является определение места, т. е. локация частичных разрядов. Опыт совместного применения акустических и электромагнитных датчиков показал возможность получения ложной информации из-за помех при наличии сигналов от обоих датчиков. Поэтому до настоящего времени наиболее достоверным способом определения наличия частичных разрядов остается периодический анализ растворенных в масле газов.
Анализ растворенных в масле газов является косвенным методом определения развития различных дефектов. Этому методу продолжает уделяться большое внимание. По мере накопления данных более точными становятся анализ результатов и прогноз состояния трансформаторов. Совершенствуются методы, способы и устройства отбора проб и проведения анализа, в том числе непрерывного автоматического контроля концентрации растворенных в масле газов. Разработка мембранных устройств отбора газов раскрывает новые возможности перед автоматизацией процесса.
Система непрерывного контроля до конца не отработана, используется на отдельных трансформаторах, ее надежность на данном этапе низкая.
Для управления работой наиболее ответственных и крупных трансформаторов начинают применяться микропроцессоры. С их помощью управляют загрузкой трансформатора, режимом работы охладительной системы и контролируют состояние изоляции по анализу газов и наличию частичных разрядов.
Оценить эффективность применения новых средств диагностики можно численным методом по [92].
Выполненный в [171] ориентировочный расчет эффективности предложенной системы контроля (табл. 9.1) показал, что для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше мощностью от 20 000 кВ-А целесообразна установка датчиков непрерывного контроля состояния и режима, которые могут быть составной частью АСУТП.
