По опыте многолетней эксплуатации трансформаторов установлены типичные виды повреждений, их признаки, возможные причины и способы выявления.
Магнитопровод.
При наличии дефекта в межлистовой изоляции возможны перегревы, вызываемые вихревыми токами или токами в короткозамкнутых контурах, образованных в результате нарушения изоляции массивных деталей остова от активной стали. В случае конденсации влаги на поверхности масла она попадает на верхнее ярмо, проникает между пластинами активной стали в виде масляной эмульсии, разрушает межлистовую изоляцию и вызывает коррозию стали. По этим причинам ухудшается состояние масла (понижается температура вспышки, повышается кислотность) и увеличиваются потери холостого хода.
Обмотки.
Наиболее характерным видом повреждений в обмотках является витковое замыкание. Причиной его может быть разрушение изоляции из-за старения вследствие ее естественного износа или из-за продолжительных перегрузок трансформатора при недостаточном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может произойти также вследствие механических повреждений при коротких замыканиях. Признаками витковых замыканий является срабатывание газовой защиты, повышенный нагрев, различие в сопротивлениях фаз постоянному току и т.д.
На трансформаторах мощностью от 1000 кВ* А устанавливается газовое реле, срабатывание которого происходит в результате выделения внутри трансформатора газов из-за разложения масла, вызванного указанными повреждениями. О причинах срабатывания газовой защиты и о характере повреждения можно судить по результатам химического анализа скопившегося в реле газа, который позволяет выявить повреждения на ранней стадии их возникновения и в ряде случаев оперативно устранить их.
Описанные методы контроля интегрального состояния изоляции трансформаторов (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции, tg 5, С2/С50 и др.) не позволяют обнаружить частичные повреждения изоляции в начальной стадии их развития и указать характер и степень имеющегося повреждения. Поэтому одним из наиболее перспективных направлений в исследовании повреждений работающих трансформаторов является периодический анализ содержания растворенных в масле газов, определяемых хроматографическим метолом.
В настоящее время установлены связи между выделяемыми в масло газами и причинами их появления. Так выделение водорода (Н2) свидетельствует о наличии в трансформаторе искровых и дуговых частичных разрядов, ацетилена (С2Н4) — о наличии электрической дуги и искрения, этилена (С2Н4) — о местных нагревах масла и бумажно-масляной изоляции выше 873 К, метана (СН4) - о местных нагревах изоляции в диапазоне 673 ...873 К или о сопровождающих нагрев частичных разрядах, этана (С2Н6) — о местных нагревах масла и изоляции в диапазоне 573 ...673 К, оксида и диоксида углерода (СО. С02) — о старении и увлажнении масла и твердой изоляции, диоксида углерода — о нагреве твердой изоляции.
Кроме указанных газов в масле может содержаться кислород (воздух), наличие которого свидетельствует о нарушении герметичности трансформаторов, и вода, наличие которой приводит к ухудшению изоляционных свойств трансформаторного масла.
Методы отбора проб масла для анализа содержания в ней воды и растворенных газов, а также их хроматографический анализ изложены в гл. 5. Отметим, что в настоящее время в мире выпускается большой спектр хроматографических установок, позволяющих проводить анализ содержания воды и растворенных газов. Основной недостаток этих установок — невозможность получать информацию в режиме «on-line», поскольку между отбором пробы масла и получением результатов анализа проходит длительное время (в основном на транспортирование проб), а сам анализ с подготовкой установки занимает 2 ...3 ч.
Отечественные установки, содержащие хроматограф, пробоотборники, программное обеспечение результатов анализа и различное вспомогательное оборудование, разработаны во ВНИИЭ (НПФ «Электра»). Эти установки позволяют обнаруживать вредные компоненты при следующей нижней концентрации: вода — 2,0 г/т, воздух — 0,03 %, водород — 0,0005 %, метан, этан, этилен — 0,0001 %, ацетилен — 0,00005 %, оксид и диоксид углерода — 0,002 %.
Принцип действия существующих установок непрерывной диагностики основан на измерении объема всех растворенных в масле газов или на определении его объемного сопротивления. Для герметичных трансформаторов и высоковольтных маслонаполненных вводов используются установки, работающие по принципу изменения давления и температуры масла.
В ВЭИ была создана и внедрена дистанционная система диагностики ССГ-1, предназначенная для работы в составе АСУ1 непрерывного контроля и прогнозирования состояния трансформаторов. Шкаф ССГ-1 устанавливается у трансформатора и подключается к его заземленной системе охлаждения в двух точках с разным давлением масла, чтобы обеспечить его естественную циркуляцию через установку. Установка в автоматическом режиме осуществляет периодический контроль концентрации всех горючих газов и температуры масла в месте присоединения. Длительность цикла измерений составляет 4 ч. Если суммарная объемная концентрация горючих газов не превышает 500 ррт, то состояние изоляции трансформатора не вызывает подозрений, если концентрация находится в диапазоне 500 ...1500 ррт, то хроматографический анализ масла должен проводиться не реже планового, если концентрация превышает 1500 ррт, то следует внимательно следить за скоростью нарастания концентрации горючих газов и провести внеочередной хроматографический анализ. Концентрация свыше 3000 ррт свидетельствует о развитии серьезного дефекта и требует принятия срочных мер для предотвращения аварии.
- За рубежом получили распространение установки непрерывного действия HYDRAN фирмы «Syprotec Согр» (США) различных модификаций, которые также подключаются непосредственно к трансформатору. Они измеряют суммарную концентрацию горючих газов и пересчитывают ее в водородный эквивалент. Математическое обеспечение установок позволяет анализировать поступающие данные и прогнозировать развитие дефектов, которые могут привести к аварии трансформатора.
- В Для контроля состояния герметичных трансформаторов и вводов в ВЭИ были разработаны микропроцессорные датчики давления и температуры, устанавливаемые с помощью штуцеров непосредственно на баке или вводах. Они измеряют температуру и давление масла в месте установки и соединяются с системой диагностики. Снижение давления ниже нормы свидетельствует о наличии течи масла, а повышение давления и (или) температуры — о внутреннем повреждении в трансформаторе или вводах. Скорость изменения контролируемых параметров свидетельствует о степени серьезности повреждения.
- Там же была создана установка для непрерывного контроля изоляционных свойств масла путем измерения его объемного сопротивления ру. Испытательная ячейка подключается к заземленному маслопроводу трансформатора и периодически передает данные о величине рг в систему контроля параметров. По величине Рг, на которую влияют продукты старения масла, можно судить о величине его tgS. В совокупности с другими датчиками эта установка может входить в состав диагностической системы трансформатора.
Одной из составляющих диагностической системы может служить подсистема, построенная на базе математической модели нагрузочной способности трансформатора, которая для своей работы не требует установки датчиков внутри трансформатора. Для ее функционирования необходимы данные о текущей нагрузке трансформатора (обычно существующая измерительная система содержит датчики мощности трансформатора по фазам), о его напряжении и температуре окружающей среды. Кроме того должны быть известны потери холостого хода и короткого замыкания, а также расчетные (номинальные) значения
превышений температуры обмотки и масла в верхних слоях. Такая подсистема оценки интегрального износа изоляции позволяет в режиме «on-line» получать данные о степени износа изоляции и прогнозировать срок службы трансформатора. Эта информация в сочетании с плановыми проверками характеристик изоляции (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции и др.) позволяет проводить ремонт по мере необходимости в зависимости от степени реального износа изоляции трансформатора.
