Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

transform.ru ::Системы диагностирования высоковольтного маслонаполненного силового электрооборудования: Учебное пособие / И.В. Давиденко, В.Н. Осотов. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2003, 117 с.
 

Системы диагностирования высоковольтного маслонаполненного силового электрооборудования

И.В. Давиденко, В.Н. Осотов


 

 

ВВЕДЕНИЕ

К маслонаполненному высоковольтному силовому электротехническому оборудованию относятся: силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы измерительные трансформаторы тока и напряжения, высоковольтные вводы кабели, выключатели и силовые конденсаторы, если в качестве основной высоковольтной изоляции в них используется изоляционное (трансформаторное, конденсаторное, кабельное) масло в сочетании с другими изоляционными материалами (чаще всего на основе целлюлозы), в зависимости от особенностей изоляционной конструкции конкретного вила оборудования такая изоляция называется бумажно-масляной или маслобарьерной. Являясь маловязкой жидкостью, изоляционное масло выполняет также функции охлаждающей среды. Благодаря хорошим дугогасящим свойствам изоляционное масло нашло широкое применение в высоковольтных масляных баковых и маломасляных выключателях. Хотя в настоящее время изоляционное масло все больше заменяется другими изоляционными материалами, маслонаполненное электрооборудование еще Долго будет самым распространённым видом электрооборудования.

В результате процессов старения и различных внешних воздействий при Длительной эксплуатации в оборудовании возникают дефекты, которые могут привести к его повреждению. Для своевременного обнаружения и устранения дефектов применяются различные системы диагностирования и ремонтов электрооборудования.

Исторически первыми начали применяться системы планово-предупредительных ремонтов, когда электрооборудование через заранее определенные промежутки времени, независимо от его состояния, отключалось от сети и выводилось в ремонт, во время которого проводились профилактические испытания всех узлов и устранялись выявленные дефекты. Поскольку дефекты в электрооборудовании появляются относительно редко и их появление носит зачастую случайный характер, то система планово-предупредительных ремонтов приводит как к снижению коэффициента полезного использования электрооборудования, так и к необоснованному увеличению затрат на его ремонт. По мере развития электроэнергетики и увеличения количества электрооборудования затраты на планово-предупредительные ремонты возросли до такой степени, что стали экономическим тормозом дальнейшего развития самой электроэнергетики. Особенно наглядно недостатки системы планово-предупредительных ремонтов проявились на современном этапе развития электроэнергетики, когда срок службы большей части электрооборудования превысил назначенный в нормативно-технической документации ресурс его работоспособности. По формальным признакам такое оборудование должно быть заменено, независимо от его состояния, что связано с чрезвычайно высокими единовременными затратами.

Альтернативой системе планово-предупредительных ремонтов является система ремонтов по техническому состоянию, при которых оборудование выводится в ремонт только на основании его диагностирования при наличии дефектов в такой стадии развития, когда они могут быть легко обнаружены и устранены в процессе ремонта. Замена оборудования в этом случае производится после выработки им фактического ресурса работоспособности и достижения предельного состояния, когда дальнейшая эксплуатация его становится экономически невыгодной либо невозможной по условиям технической или экологической безопасности.

При переходе к системе ремонтов но техническому состоянию качественно изменяются требования к системе диагностирования электрооборудования. Если при системе планово-предупредительных ремонтов главной задачей диагностирования была задача технического контроля (проверка соответствия контролируемых параметров заданным значениям), то при системе ремонтов по техническому состоянию главной задачей диагностирования становится прогноз технического состояния оборудования на относительно длительный период. Решение такой задачи не является тривиальным и возможно только при комплексном подходе к совершенствованию методов, средств, алгоритмов и организационно-технических форм диагностирования. Для сбора, обработки и хранения диагностической информации становится все более необходимым применение автоматизированных систем мониторинга и диагностирования. Ввиду отсутствия необходимого количества высококвалифицированных экспертов для быстрого и качественного диагностирования всё более широкое применение находят экспертно-диагностические системы.

В настоящем учебном пособии в краткой, практически конспективной, форме на примере силовых трансформаторов изложены основные методы диагностирования и принципы построения автоматизированных и экспертно-диагностических систем маслонаполненного электрооборудования, приведены примеры практической реализации таких систем как в России, так и за рубежом. Для более глубокого изучения проблем диагностирования силового электрооборудования необходимо изучение дополнительных материалов, по крайней мере, тех, что приведены в списке литературы настоящего пособия.

Авторы выражают признательность рецензентам за ряд ценных редакционных замечаний и пожеланий.

1. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1. Оценка состояния трансформаторного масла

В процессе эксплуатации маслонаполненного оборудования запитое в него масло под действием различных факторов изменяет свой химические и электрофизические свойства, что обычно определяют понятием "старение". В результате старения ухудшаются электроизоляционные свойства масла, продукты старения масла в виде осадка накапливаются на активных частях оборудования (обмотках и магнитопроводах), затрудняя отвод тепла от них, ускоряя старение целлюлозной изоляции и ухудшая ее электроизоляционные свойства. Главным фактором, обуславливающим старение масла, являются окислительные превращения входящих в его состав углеводородов, смолистых и сернистых продуктов. Комплекс показателей, характеризующих качество масла, в отечественной практике включает в себя "сокращенный" и "полный" анализ. В объем сокращенного анализа входит определение следующих показателей качества масла:

  • Электрическая прочность (пробивное напряжение в стандартном маслопробойнике) является важнейшей характеристикой для оценки работоспособности изоляции. Чистое трансформаторное масло, свободное от воды и других примесей, обладает очень высокой электрической прочностью. Наличие в масле очень небольших количеств влаги и различных примесей резко снижает его электрическую прочность.
  • Кислотное число – количество миллиграмм едкого калия, необходимого для нейтрализации всех свободных кислот, содержащихся в I грамме масла. Оно характеризует степень окисления масла под воздействием эксплуатационных факторов.
  • Содержание водорастворимых кислот (реакция водной вытяжки) – анализ проводится для определения наличия в масле низкомолекулярных кислот, наиболее агрессивных, вызывающих коррозию металлов и старение изоляции. Наличие низкомолекулярных кислот свидетельствует о достаточно глубоком разложении масла. Низкомолекулярные кислоты растворяются в воде и их определение проводят титрованием водной вытяжки из масла. (Количество мг едкого калия, необходимого для нейтрализации водорастворимых кислот, содержащихся в I грамме масла.)
  • Температура вспышки в закрытом тигле – температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом сосуде, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Температура вспышки характеризует наличие в масле летучих веществ и легких фракций нефти. При нормальной работе оборудования температура вспышки может постепенно возрастать из-за улетучивания легких фракций, а ее снижение обусловлено, как правило, попаданием в масло бензина или другого легковоспламеняющегося вещества вследствие ошибок персонала. Температура вспышки может снижаться при развитии внутри оборудования крекинг-процессов', обусловленных повреждениями, вызывающими местный нагрев и разложение масла (повреждение контактов, "пожар" в железе, короткозамкнутые витки и т.п.).
  • Наличие механических примесей и свободной воды (визуально). Появление примесей в столь больших количествах свидетельствует о грубых дефектах, связанных с наличием мест истираний внутри оборудования. Появление свободной воды указывает, как правило, на нарушение герметичности оборудования.
  • Цвет масла – свежее масло имеет, как правило, светло-желтый цвет, а его темный цвет указывает на недостаточно хорошую очистку или загрязнение масла при транспортировке. Потемнение масла в процессе эксплуатации может служить для ориентировочной оценки степени его старения или возможного перегрева.

Считается, что при нормальной работе оборудования, когда показатели качества масла далеки от предельно допустимых значений и нет ухудшения характеристик твердой изоляции, сокращенного анализа достаточно для оперативной оценки состояния масла и краткосрочного прогнозирования срока его службы.

Полный анализ масла, кроме определения показателей сокращенного анализа, включает определение следующих характеристик:

  • ·       Тангенс угла диэлектрических потерь масла. Как правило, измерения проводятся при температуре 90°С, а при необходимости при нескольких значениях температуры (например, 20, 50 и 70 °С). При частоте 50 Гц tgd масла практически определяется только проводимостью, т.е. на изменение tgδ масла главным образом влияют те виды загрязнения, которые повышают его электропроводность. К таким загрязнениям относятся коллоидные образования, растворимые металлоорганические соединения (мыла), смолистые вещества, которые образуются при старении масла в результате реакций окислительной конденсации и полимеризации. Определение tgδ позволяет выявлять изменения свойств масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не могут быть определены химическими методами. Кроме этого, по характеру температурной зависимости tgd можно оценить вид загрязнения.
  • Количественное содержание механических примесей. При анализе определяется количество частиц И распределение их по размерным диапазонам. Эти сведения позволяют более точно оценить степень опасности загрязнения масла.
  • Количественное содержание воды. Анализ позволяет более точно оценить и прогнозировать диэлектрические свойства масла. Вода в масле может находиться в следующих основных состояниях: связанная, растворенная, эмульгированная, свободная, осажденная. Связанная вода находится в масле в сольватированной форме. Содержание связанной воды определяется фракционным составом масла и примесей, которые остаются в масле при его изготовлении или образуются в результате старения масла. Растворенная вода представляет собой истинный раствор, т.е. молекулы воды располагаются между молекулами масла. Растворимость воды в масле очень мала и составляет при обычных условиях 15-30 г/т. Главными факторами, от которых зависит растворимость воды в масле, являются: температура масла, исходный химический состав масла. степень старения масла. Чем выше температура масла, тем больше воды растворяется в нем. При снижении температуры масла растворимость воды снижается и освободившиеся молекулы воды сливаются в мельчайшие (от единиц до десятков микрон) капли, образуя эмульсию. Появление эмульгированной воды приводит к резкому ухудшению диэлектрических свойств масла и, в первую очередь, к снижению электрической прочности изоляционной конструкции в целом. По мере увеличения количества водной эмульсии мелкие капли воды сливаются в более крупные, которые под действием силы тяжести опускаются на дно аппарата, так как удельный вес воды больше, чем удельный вес масла. Возможно также прямое попадание воды внутрь оборудования при нарушении герметичности, Свободная вода, осевшая на дне, не влияет на снижение электрической прочности масла, но при определенных условиях может перейти в растворимое и эмульгированное состояние либо в находящиеся по близости изоляционные материалы, что недопустимо.
  • Общее газосодержание масла. При анализе определяется количество растворенного в масле воздуха (кислород и азот), что актуально для герметизированного оборудования, которое заполняется дегазированным маслом для замедления процессов окисления масла и старения изоляции. Повышенное газосодержание свидетельствует о нарушении герметизирующих узлов системы защиты масла.
  • Наличие растворенного шлама (потенциального осадка). Определяется наличие растворенных в масле продуктов глубокого старения, которые в дальнейшем способны выпадать в виде осадка ни элементах активных частей электрооборудования. Обладая высокой агрессивностью и плохой теплопроводностью, продукты старения, выпадающие в осадок, в первую очередь оказывают истинное влияние на целлюлозную изоляцию.
  • Содержание антиокислительной присадки. Для резкого замедления окислительных процессов в масле при эксплуатации оборудования в масло на стадии изготовления вводится антиокислительная присадка (АГИДОЛ-1 или ИОНОЛ). Со временем под действием окислительных процессов содержание присадки в масле снижается, что характеризует остаточный срок службы масла. При снижении содержания присадки до критического уровня ее антиокислительные свойства утрачиваются и, более того, она может стать катализатором окислительных процессов в масле.
  • Стабильность против окисления. Проводятся ускоренные испытания масла на стойкость к окислению под действием комплекса факторов (повышенная температура, наличие катализаторов, повышенная концентрация окислителя). Поскольку при этих испытаниях определяется комплекс показателей, характеризующих степень старения масла, то этот метод дает наиболее полное представление о сроке службы масла.

Перечисленные методы оценки состояния масла в эксплуатации являются общепринятыми и рекомендованы основополагающими нормативными документами [2]. Наряду с ними в последнее время в отечественной и зарубежной практике для оценки степени старения масла используется ряд других методов:

  • Измерение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между маслом и водой с помощью платинового кольца. При этом измеряется сила, требующаяся для того, чтобы вытащить кольцо, находящееся на границе раздела масло-вода. Эта сила зависит от количества поверхностно-активных полярных веществ, которые появляются при старении масла из-за образования омыленных веществ (карбоидные группы, сложные эфиры и т.п.). Для свежих масел величина поверхностного натяжения превышает 40·10-3 н/м и уменьшается при старении до 10·10-3 н/м. При значениях величины поверхностного натяжения ниже 25·10-3 н/м резко возрастает вероятность выпадения шлама, а при значениях (12-10) ·10-3 н/м вероятность выпадения шлама близка к 100%.
  • ИК-спектрометрия масла. Заключается в измерении степени поглощения инфракрасного излучения при прохождении через слой масла. Установлено, что при наличии продуктов старения в масле возрастает поглощение на длине волны 1700 см-1. Сравнительные испытания показали, что результаты ИК-спектрометрии хорошо коррелируются с испытаниями масла на стабильность против окисления. • Измерение мутности масла. Используется эффект уменьшения светового потока, проходящего через коллоидно-дисперсную среду. Характеристикой способности системы к рассеянию света является мутность [3]. Измерения проводятся на длине волны 490 нм при температуре 20 ºС. Для свежих масел значения величины мутности нe превышают (10-12) м-1. Процесс старения масла в результате окислительных процессов сопровождается образованием коллоидных частиц и ростом их размеров. При достижении частицами размеров порядка 100 – значение величины мутности может составлять 40 м-1 и более.
  • Измерение удельного объемного сопротивления масла. Удельное объемное электрическое сопротивление масла является чувствительным индикатором, реагирующим на появление в нём продуктов старения (полярных соединений, мыл, смол, коллоидов, шлама, воды). Критерием оценки состояния масла являются как абсолютное значение удельного объемного сопротивления, так и характер температурной зависимости в интервале 20-90°С [4].

1.2. Трансформаторное масло как информационная среда

В результате взаимодействия масла с элементами активной части маслонаполненного оборудования в масле происходят те или иные изменения. Эти изменения характеризуют не только процесс старения самого масла, но и несут информацию о состоянии различных элементов активной части. Следовательно, на основании результатов анализа масла можно судить о наличии и развитии дефектов активной части оборудования. Среди таких методов можно выделить следующие:

  • Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ), является одним из наиболее информативных методов анализа, суть которого заключается в следующем. Развитие дефектов активной части чаще всего связано с возникновением очагов местного нагрева или очагов местных электрических разрядов, под воздействием которых масло и другие материалы начинают разлагаться с выделением различных газов. В начальной стадии развития дефектов количество выделяющихся газов невелико и не превышает уровня растворимости их в масле. Поэтому эти газы длительное время могут сохраняться в масле. Хроматографнческнй анализ заключается в принудительном извлечении этих газов из масла, определении их качественного состава и количественного анализа. Для целей диагностирования в настоящее время чаще всего по результатам ХАРГ определяются концентрации следующих газов, растворенных в масле:
  • водород (H2);
  • метан (СН4);
  • ацетилен (C2H2);
  • этилен (C2H4);
  • этап (С2Н6);
  • окись углерода (СО);
  • двуокись углерода (CO2).

Для дефектов электрического характера наиболее характерным является наличие следующих растворённых газов:

  • водород – частичные разряды, искровые и дуговые разряды;
  • ацетилен – электрическая дуга, искрение.

Для дефектов термического характера наиболее характерны следующие газы:

  • этилен – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 С;
  • метан – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 400-600 С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
  • этан – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур 300-400°С;
  • окись и двуокись углерода – старение и, как следствие, увлажнение масла и бумажной изоляции;
  • двуокись углерода – нагрев твердой изоляции.

В реальной практике чаще всего встречаются сочетания развивающихся дефектов различного характера, находящихся в разных стадиях развития. Поэтому даже для ориентировочной идентификации развивающихся дефектов используют комплекс различных методических приемов (определение абсолютных значений концентраций газов, скорость нарастания концентраций газов, соотношение концентраций различных газов ХАРГ и т.п.). Кроме этого, при анализе результатов ХАРГ необходимо учитывать различные эксплуатационные факторы, не связанные с развитием дефектов активной части, но вызывающие изменение концентраций растворенных в масле газов.

Среди таких эксплуатационных факторов можно назвать следующие: изменения нагрузки, доливка другим маслом, воздействие токов короткого замыкания, замена силикагеля, сезонные изменения интенсивности процессов старения и т.п. Наиболее распространенные методы диагностирования трансформаторного оборудования по результатам ХАРГ изложены в [5].

  • Температура вспышки в закрытом тигле. Снижение температуры вспышки может быть обусловлено сильно развившимися дефектами активной части, когда масло насыщено и пересыщено газами разложения.
  • Количественное содержание воды. Влажность твердых изоляционных материалов находится в состоянии динамического равновесия с влагосодержанием масла при данной температуре. Основными видами твердой изоляции в маслонаполненном оборудования являются бумага и картон и материалы целлюлозного происхождении. Зависимость, влажности твердой изоляции от влагосодержания масла может быть описана [6] выражением:

   (1)
 

где W – влажность целлюлозной изоляции, % к сухой массе;

       Т – температура бумаги, ºС ;

        – влагосодержаниемасла; г/т;

       А, В, К, b – табличные коэффициенты, зависящие от вида и марки бумажной изоляции.

Таким образом, зная температуру и влагосодержание масла, можно рассчитать влажность твердой изоляции – важнейшей характеристики для оценки состояния этого вида изоляции. Информативность такой оценки можно существенно повысить, сняв зависимость изменения влагосодержания масла от температуры при принудительном прогреве оборудования, когда влага из твердой изоляции мигрирует в масло.

  • Содержание фурановых соединений в масле. Термическое разложение твердой изоляции маслонаполнешюго оборудования (бумага и картон) приводит к образованию соединений фуранового ряда – фурфурола и его производных. Фурановые соединения образуются как вторичные продукты гидролитической и частично термической деструкции целлюлозы. Фурановые соединения растворяются в масле, что позволяет использовать анализ проб масла на содержание фурановых соединений для оценки степени деструкции (старения) целлюлозы. Старение изоляции при температуре до 105 ºС вызывает появление в масле фурановых соединений в относительно небольших концентрациях. Считается, что нормальному состоянию изоляции соответствует концентрация фурфурола менее 1 ррm (мг/кг). Концентрации фурановых соединений более 3-5 ррm являются свидетельством аномального перегрева изоляции при температуре выше 120–125 °С. Анализ содержания фурфурола в масле может быть выполнен газохроматографическим методом на той же аппаратуре, что и ХАРГ [7]. Следует отметить также, что фурановые соединения являются лабильными соединениями и разлагаются под действием кислой среды в сторону образования продуктов не фуранового ряда. Поэтому при наличии в оборудовании термосифонных фильтров, содержащих силикагель, адсорбирующий кислые продукты разложения масла, фурановые соединения распадаются из-за кислой среды на силикагеле, а информация о старении изоляции может быть получена только тогда, когда наступит динамическое равновесие между процессами выделения фурановых соединений и поглощения их сорбентом, Лишь в этом случае процесс разложения бумажной изоляции будет проявляться в накоплении фуражное соединений в масле [8, 9]. Поэтому отсутствие фурановых соединений в масле не всегда является свидетельством удовлетворительного состояния бумажной изоляции, но их заметное количество однозначно свидетельствует о существенном старения бумажной изоляции.
  • Количественное содержание механических примесей. Само по себе появление механических примесей в масле связано с механическим повреждением (истиранием) изоляции и других элементов активной части маслонаполненного оборудования. Возможно также появление механических примесей вследствие доливки в аппарат загрязненного маска из-за ошибочных действия персонала. Информативность метода существенно повышается, если наряду с количественным определением примесей изучить под микроскопом распределение их по размерным диапазонам и определить качественный состав примесей, а частности, ферромагнитных частиц, волокон целлюлозы, частиц селикагеля и т.д. [1]. Определение природы частиц является более важной информацией для диагностирования оборудования, чем часто количественные показатели загрязнения. Например, наличие металлических частиц представляет большую опасность, чем наличие волокон целлюлозы, наличие мелких частиц (менее 5 мкм) менее опасно, чем более крупных, и т.п. Кроме того, определение природы частиц указывает направление поиска источника загрязнения и характер корректирующих действий.
  • Тангенс угла диэлектрических потерь и удельное объемное сопротивление, масла. Ухудшение этих характеристик может быть обусловлено не только процессами старения самого масла, но и быть следствием растворения в масле различных лаков, эмалей и других веществ, используемых при изготовлении оборудования. Наличие таких примесей искажает также характер изменения этих характеристик от температуры, что может свидетельствовать о наличии их в масле.

1.3. Оценка состояния изоляционной системы

Основной задачей при диагностике изоляционной системы является возможность снижения ее электрической прочности под действием примесей, продуктов старения масла, загрязнения поверхности изоляции изоляционных промежутков, в также оценки степени увлажнения и загрязнения. Для достижения этих целей используют следующие методы контроля.

1.3.1. Оценка влажности твердой изолинии

Скорость старения бумажной изоляции в первом приближении пропорциональна количеству содержащейся в ней воды. Этот приближенный закон справедлив при содержании влаги в бумаге от 0,3 до 7% при относительно небольшой степени старения бумаге [10]. При более сильном старении бумаги влияние влаги на этот процесс становится более заметным. Кроме этого, изоляция с повышенным содержанием влаги подвергается опасности повреждения, прежде всего по следующим причинам:

  • увеличение диэлектрических потерь до величины, когда возникает тепловая нестабильность. При влажности целлюлозы 4,5%, тепловой пробой может наступить при температуре 90ºС;
  • образование пузырьков водорода и кислорода вследствие электролиза воды, ионизации пузырьков с последующим пробоем. Местное содержание воды около 4,5% опасно при напряженности электрического поля 90 кВ/см и температуре более 65 °С. Такой механизм пробоя чаше всего наблюдается в измерительных трансформаторах, где диэлектрик имеет большую толщину:
  • конденсация влаги я воздушном пространстве под крышкой в трансформаторах без расширителя.

Однако влияние воды на электрическую прочность изоляционной системы этим не ограничивается. В условиях эксплуатации влага может перемещаться и достигать критических значений в наиболее опасных местах. Например, при резком повышении температуры вследствие возрастания нагрузки происходит перераспределение воды, которая начнет переходить из бумага в масло. Далее возможны следующие варианты развития пробоя:

  • из бумажной изоляции вода не может быстро выделиться в масло, и бумага будет опасно перенасыщена влагой, что вызывает опасность теплового пробоя при высокой рабочей температуре;
  • в изоляции маслобарьерного типа при относительно малой толщине барьеров вода быстро переходит в масло, повышая его влагосодержание до предела растворимости. При уменьшении нагрузки и относительно быстром охлаждении масло пересыщается влагой, которая образует эмульсию, что приводит к резкому снижению электрической прочности. В этом случае возможно также местное увлажнение поверхности изоляционных барьеров, что также очень опасно.

Таким образом, оценка влажности твердой изоляции является одной из основных задач диагностирования изоляционной системы.

Абсолютным методом оценки влажности твердой изоляции является количественное определение содержания воды в бумаге и картоне. Однако отбор образцов изоляции связан с повреждением изоляции и разгерметизацией оборудования. В силовых трансформаторах для этих целей в верхней части обмоток на заводе закладываются специальные образцы электрокартона различной толщины. Это позволяет исключить повреждение изоляции при отборе образцов на анализ, но не исключает разгерметизации трансформатора, которая сама по себе представляет сложный процесс, так как требуется частичный слив масла из бака и вскрытие люков. У других видов оборудования отсутствует эта возможность отбора образцов без повреждения изоляции, так как образцы картона на заводе не закладываются. Таким образом, наиболее точный метод оценки влажности твердой изоляции является и наиболее трудоёмким. Более доступны методы косвенной оценки влажности бумажной изоляции. Наиболее простым методом косвенной оценки является расчет влагосодержания бумаги по влагосодержанию масла, используя выражение (1). Как уже отмечалось выше, информативность такой оценки может быть повышена путем прогрева оборудования до максимально допустимой температуры масла. Среднее влагосодержание твердой изоляции может быть также рассчитано по измеренным диэлектрическим характеристикам изоляции. Для расчета влагосодержания твердой изоляции (W) силовых трансформаторов по результатам измерения сопротивления изоляции (R60) могут быть использованы следующие выражения [11]:

           (2, 3, 4, 5)

где      W0 – начальное влагосодержание картона, %;

           W – изменение влагосодержания картона, %;

           γ– начальная удельная проводимость картона, 1/Ом·м;

           γk – удельная проводимость картона при измерениях, 1/Ом·м;

           α=1,4;

           R60 – измеренное сопротивление изоляции промежутка ВН-НН, Мом;

           H – средняя высота обмотки, м;

           n – число барьеров в промежутке ВН-НН;

           m – среднее число реек;

           а – ширина рейки, мм;

           b – ширина поля между рейками, мм;

           d – толщина картонного барьера, мм;

           t – толщина масляного барьера, мм;

           αм – коэффициент влияния масла;

           tgδм70 – значение tgd масла при температуре 70 °С, %.           

Для расчета изменения средней влажности картона по результатам измерения tgS изоляции можно воспользоваться выражением [11]:

                              (6)

где     tgδи     –      измеренное значение tgd изоляции промежутка ВН-НН, %;

           tgδм     –      значение tgd масла при температуре измерения tgdи, %;

           tgδ0     –      начальное значение tgd картона, %;

           kм        –      коэффициент влияния масла на величину tgd изоляции;

           tgδT     –      коэффициент влияния бумаги на величину tgd изоляции.

Другой алгоритм расчета влажности картона по результатам измерения tgδизоляции изложен в [12]. Точность оценки влажности твердой изоляции с помощью перечисленных косвенных методов несколько ниже, чем прямым измерением содержания влаги в образцах изоляции, но она вполне достаточна Для практических целей диагностирования изоляционной системы маслонаполненного оборудования.

1.3.2. Оценка степени загрязнения изоляции

В процессе старения изоляционной системы снижается ее электрическая прочность вследствие загрязнения изоляционных промежутков и поверхности изоляции, в первую очередь, из-за выделения из масла шлама и отложения его в масляных щелях, в стыках и но поверхности изоляционных деталей. Это может существенно снизить электрическую прочность при воздействиях коммутационных импульсов, а также при рабочем напряжении особенно, если шлам отлагается на лакированных деталях и дополнительно увлажняется. В полной мере оценить степень загрязнения можно лишь при визуальном осмотре. Это возможно лишь при разборке активной части или с помощью технических эндоскопов при слитом масле, что требует больших затрат.

Поэтому для оценки степени загрязнения изоляционной системы используются косвенные методы. Загрязнение изоляции приводит к увеличению tgd загрязненного участка, что можно условно объяснить увеличением tgd масла в изоляционном промежутке. Значение tgd масла в изоляционном промежутке можно определить расчетным путем, проводя измерения tgd изоляционного промежутка при двух температурах [13]. Расчетное значение tgdм масла в промежутке в этом случае можно определить из выражения:

где     tgδ1 – измеренный tgδ изоляционного промежутка при температуре T1 (высшей);

           tgδ2 – измеренный tgδ изоляционного промежутка при температуре T2 (низшей);

           Т=Т1–Т2;

           kм – коэффициент влияния масла.

Критерием загрязнения изоляции в этом случае будет существенное превышение расчетного значения tgdм1 масла над значением tgd масла, измеренного в пробе, взятой из бака.

При измерении tgδ изоляции силовых трансформаторов по зонам критерием наличия поверхностного загрязнения могут быть неправдоподобно малые значения tgδ межобмоточного участка изоляции, а также аномальная зависимость этого tgδ от температуры (убывание tgδ с ростом температуры вместо увеличения tgδ) [12]. О возможном загрязнении изоляции может свидетельствовать наличие значительного количества растворенного в масле шлама, а также другие показатели, свидетельствующие о старении масла (содержание антиокислительной присадки, стабильность против окисления, ИК-спектроскопия и др.). О степени загрязнения самого масла, а также о возможных источниках загрязнения можно судить по показателям качества масла, перечисленным в п. 1.1 и 1.2.

1.3.3. Оценка степени старения твердой изоляции

Процессы старения твердой (целлюлозной) изоляции оказывают относительно небольшое влияние на ее электрическую прочность и весьма существенное влияние на ее механическую прочность. Например, при длительном воздействии высоких, хотя и допустимых, температур изоляция остается сухой, tgδ и сопротивление изоляции не ухудшаются, а в некоторых случаях наблюдается даже улучшение, этих характеристик. Однако под воздействием высоких температур изоляция высыхает, теряет эластичность и становится хрупкой. Поэтому при воздействии механических усилий, особенно при коротких замыканиях, изоляция может разрушиться, что неминуемо приведет к электрическому пробою и повреждению оборудования. Определение механических характеристик изоляции (прочность на разрыв, относительное удлинение и т.п.) в эксплуатации не представляется возможным, так как проблемой является отбор образца необходимых размеров, а также значительный разброс механических характеристик из-за случайных дефектов на образцах, образующихся в процессе отбора. Поэтому оценка механической прочности изоляции осуществляется косвенными методами. Объективным показателем износа бумажной изоляции, характеризующим степень физико-химического разрушения, является степень полимеризации. Целлюлоза является натуральным полимером и в исходном состоянии ее молекулы образует цепь из 1200-1300 колец глюкозы. Степень полимеризации полимера -это среднее число одинаковых частей, образующих молекулу. Таким образом степень полимеризации целлюлозы в исходном состоянии составляет 1200-1300. При старении эти цепи распадаются на более мелкие части, т.е. степень полимеризации уменьшается. Полностью состаренная целлюлоза имеет степень полимеризации около 100, а се механическая прочность снижается до предельного уровня при степени полимеризации до 250-300. Степень полимеризации определяется по вязкости кадоксенового раствора целлюлозы. Для проведения анализа достаточно пробы изоляции массой в несколько грамм любой формы. Отбор образца изоляции осуществляется из верхней более нагретой части обмотки при ремонте оборудования со сливом масла. Это обстоятельство не позволяет вести контроль степени полимеризации достаточно часто, хотя сам по себе этот показатель имеет высокую диагностическую ценность, степень полимеризации изоляции имеет монотонную зависимость в течение всего срока эксплуатации оборудования. О степени полимеризации бумажной изоляции можно косвенно судить по количеству фурановых соединений в масле, о чем сказано выше (п. 1.2), хотя оценка износа изоляции по количеству фурановых соединений в масле менее точна, чем по степени полимеризации, она может осуществляться достаточно часто и служить сигналом для отбора проб на степень полимеризации.

По результатам ХАРГ также можно судить о динамике процесса старения бумажной изоляции (концентрации СО2 и СО, а также их соотношений). Поскольку ХАРГ для силовых трансформаторов проводится достаточно часто (не реже 2 раз в год), то по результатам анализа можно определить момент для проведения более точных и информативных анализов (содержание фурановых соединений и т.д.).

1.3.4. Оценка наличия частичных разрядов

Под частичными разрядами (ЧР) понимают пробой сколь угодно малой части изоляционного промежутка, не приводящей одновременно к пробою всего межэлектродного промежутка. При возникновении ЧР в месте его образования выделяется энергия, которая приводит к разрушению диэлектрика. Разрушение изоляции зависит от физико-химических свойств входящих в состав изоляционной системы материалов, от стойкости изоляции к воздействию ЧР и от количества выделяемой энергии ЧР. Возникновение ЧР сопровождается следующими явлениями;

  • образованием электромагнитного излучения;
  • образованием акустических волн;
  • протеканием разрядного тока по цепям, связанным с источником ЧР;
  • локальным нагревом.

Исходя из этого, для регистрации ЧР используют следующие методы:

  • электрический метод;
  • акустический метод;
  • ХАРГ.

По интенсивности разрушения изоляции ЧР подразделяют на начальные и критические. К начальным относятся ЧР, которые не создают необратимых процессов в изоляции и не разрушают изоляцию до опасного уровня в течение установленного срока эксплуатации оборудования. Начальные ЧР в той или иной мере всегда присутствуют в изоляции. Критические ЧР приводят к утрате диэлектрических свойств изоляции за время, которое менее установленного срока эксплуатации оборудования. Электрические методы регистрации ЧР позволяют фиксировать ЧР на любой стадии их развития и при организации непрерывного контроля могут служить индикатором не только появления опасных дефектов, но и характеризовать степень старения изоляционной конструкции в целом. Акустические методы позволяют обнаружить и уточнить место нахождения опасных критических ЧР. С помощью ХАРГ уверенно можно фиксировать появление ЧР, близких к критическим, и следить за динамикой их развития вплоть до пробоя изоляции.

1.3.5. Оценка состояния масла

Критерии оценки состояния масла, являющегося частью изоляционной системы, рассмотрены выше (п. 1.1 и 1.2).

1.4. Оценка состояния магнитной системы

Основные дефекты шихтованных магнитопроводов трансформаторов обусловлены ухудшением межлистовой изоляции вследствие старения или межлистового замыкания, приводящими к местным перегревам и увеличению потерь, что может быть зафиксировано по результатам ХАРГ масла либо измерением тока и потерь холостого хода.

Снижение усилия запрессовки магнитопровода приводит к повышению вибрации и ускоренному износу межлистовой изоляции. Поэтому оценка качества прессовки магнитопровода позволяет своевременно принять меры, предотвращающие ускоренный износ магнитной системы. Такая оценка возможна на основании анализа вибрационных процессов, о чем будет сказано ниже (п. 1.7). При значительном ослаблении прессовки магнитной системы возможно увеличение интенсивности акустического шума.

1.5. Оценка состоянии контактных соединений

Ухудшение контактных соединений связано с увеличением переходного электрического сопротивления и, как следствие, с повышением нагрева дефектного контактного соединения, что может быть зафиксировано по результатам ХАРГ масла и результатам измерения сопротивления токоведущей цепи постоянному току.

1.6. Оценка геометрического состояния обмоток

Срок службы силовых трансформаторов в значительной степени зависит от стабильности механических характеристик обмоток и способности их противостоять электродинамическим воздействиям, возникающим при протекании сквозных токов короткого замыкания. При снижении электродинамической стойкости обмоток но тем или иным причинам п процессе эксплуатации возникают деформации обмоток, которые, достигнув опасного предела, приводят к аварийному повреждению трансформатора. Для оценки наличия и степени опасности деформации обмоток применяются следующие методы:

  • измерение сопротивления короткого замыкания (Zk);
  • метод низковольтных импульсов (НВИ);
  • метод частотного анализа (МЧА).

Суть метода Zk заключается в фиксации изменения сопротивления короткого замыкания, которое меняется при появлении деформаций или смещении обмоток относительно друг друга, по сравнению со значениям измеренными на заводе, или значениями Zk соседних фаз. Метод позволяет зафиксировать появление опасных деформаций обмоток, при которых Zk меняется на 3-5%.

Суть метода НВИ [14] заключается в том, что на ввод одной из обмоток трансформатора подается короткий прямоугольный импульс низкого напряжения (100-500 В), а с ввода других обмоток записывается осциллограмма реакций обмоток на воздействие этого импульса. Первоначально снятая осциллограмма называется нормограммой и отражает особенности взаимного расположения и формы обмоток конкретного трансформатора. Изменения в Последующих осциллограммах, называемых дефектограммами, и их спектрах (получаемых в результате математической обработки) свидетельствуют о наличии или отсутствии деформации обмоток трансформаторов. В основе диагностирования по методу НВИ лежит принцип последовательного дефектографирования, когда результаты текущих измерений сравниваются с результатами предыдущих измерений, а состояние трансформатора оценивается -степенью отклонения нормограммы от дефектограммы. Метод НВИ позволяет фиксировать начальные деформации обмоток и следить за их развитием во времени.

Суть метода МЧА заключается в том, что от свипгенератора на ввод обмотки подается синусоидальный сигнал, изменяющийся по частоте от нескольких килогерц до нескольких мегагерц, и записываются амплитудно-частотные характеристики (АЧХ) и фазочастотные характеристики (ФЧХ) реакции обмоток на воздействие этого сигнала. Как и в методе НВИ, проводятся последовательно несколько измерений (например, до и после воздействия токов КЗ). Сравнение АЧХ и ФЧХ позволяет судить о наличии механических деформаций обмоток.

1.7. Оценка усилия запрессовки обмоток

Основной причиной деформации обмоток силовых трансформаторов при воздействии токов короткого замыкания является снижение усилий запрессовки обмоток вследствие усадки изоляционных деталей в процессе старения или ослабления узлов прессовки обмоток. Прямое измерение фактических усилий запрессовки обмоток возможно только в процессе ремонта со сливом масла и разгерметизацией активной части, что является весьма трудоемким и может быть оправдано только при наличии достаточно убедительных косвенных показателей распрессовки обмоток. В настоящее время для косвенной оценки усилий запрессовки обмоток и магнитопроводов силовых трансформаторов все шире применяются методы вибрационной диагностики [15,16].

Определение качества прессовки обмоток и магнитопровода выполняется на основании анализа спектрального состава вибрационных сигналов на поверхности бака трансформатора, находящегося под напряжением. Измерение вибрации проводится в двух режимах – холостого хода и нагрузки. Вибрации в режиме холостого хода вызываются в основном магнитострикцией в магнитопроводе, которая зависит от усилия прессовки последнего, поскольку вибрация обмоток существенно ниже, так как ток в режиме холостого хода мал. В режиме нагрузки вибрации обусловлены как магнитострикцией, так и обмотками, ток в которых уже значителен. Анализ вибрационных сигналов производится на основании сравнения частотных спектров полученных вибросигналов. Состояние магнитопровода определяется по вибрациям в режиме холостого хода. Совместный анализ вибрации в режиме холостого хода и нагрузки позволяет выделить вибрационные процессы в обмотках и оценить степень их запрессовки.

На отключенном трансформаторе определение усилия прессовки обмоток определяется по частоте собственных колебаний системы прессовки. Дня этого по баку трансформатора наносится ударное воздействие, которое вызывает вибрацию обмоток. Поскольку магнитопровод всегда имеет остаточную намагниченность, то при вибрации обмоток в них наводится ЭДС. частотные характеристики которой используются для оценки усилия запрессовки обмоток, а также оценки состояния магнитопровода.

1.8. Оценка состояния систем охлаждения

Контроль за состоянием систем охлаждения – одна из наиболее важных задач эксплуатации маслонаполненного оборудования. Наиболее ответственные виды оборудования (силовые трансформаторы) оснащаются штатными средствами, измеряющими температуру верхних слоев масла, которая нормирована независимо от нагрузки и температуры окружающей среды, поскольку именно она определяет скорость термического старения изоляции. При таком контроле эффективность системы охлаждения в полной мере может быть оценена только при максимальной нагрузке и максимальной температуре окружающей среды. Поскольку сочетание таких условий возникает крайне редко, то оценить эффективность системы охлаждения только по температуре верхних слоев масла не представляется возможным. Наиболее информативным методом оценки эффективности системы охлаждения является тепловнзионный контроль. Например, основные параметры, характеризующие работу охладителя с принудительной циркуляцией масла и охлаждающего воздуха, связаны выражением [ 17]:

                                    (6)

где      Тохл – разница температуры масла па входе и выходе охладителя;

           Тмв – превышение температуры масла на входе в охладитель над температурой охлаждающего воздуха.

Значение Тохл и Тмв могут быть измерены с помощью тепловизора и сопоставлены с расчетными паспортными значениями охладителя, что позволяет оценить эффективность системы охлаждения в любой удобный момент. Состояние других элементов системы охлаждения (маслонасосы, вентиляторы) могут быть оценены методами вибродиагностики, которые в настоящее время получили широкое распространение [15].

1.9. Оценка состояния переключающих устройств

Для оценки состояния устройств регулирования напряжения под нагрузкой чаще всего используют следующие методы:

  • измерение сопротивления постоянному току;
  • снятие круговой диаграммы;
  • осциллографирование работы контакторов;
  • анализ качества масла.

1.10. Оценка состояния средств защиты масла от окисления и увлажнения

Состояние средств защиты масла может быть оценено следующими методами:

  • внешний осмотр;
  • анализ качества масла.

При внешнем осмотре контролируется уровень масла по указателю, состояние силикагеля в воздухоосушительных фильтрах, давление масла в герметичных аппаратах, состояние других защитных устройств. Основными характеристиками масла, по которым судят о состоянии средств защиты масла, являются электрическая прочность, кислотное число и содержание водорастворимых кислот.

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Давиденко И.В., Осотов В.Н. Системы диагностирования высоковольтного маслонаполненного силового электрооборудования: Учебное пособие / Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2003, 117 с.
Материал размещен на www.transform.ru 3.04.2008 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????