Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

Аксенов Ю.П. Мониторинг технического состояния высоковольтной изоляции электрооборудования энергетического назначения в эксплуатации и при ремонтах.

7.ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОТРАБОТКИ ЭКСПЕРТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1. Состав работ и общие положения

7.2. Объем измерений в использованной многопараметрической диагностике

7.3. Особенности измерения характеристик ЧР и их локация на силовых трансформаторах

7.3.1. Характеристики ЧР для различных видов дефектов

7.3.2. Явления ЧР в изоляции трансформаторов

7.3.3. Комплекс диагностики трансформаторов, реакторов и их вводов (типа УКИ)

7.3.4. Переносные ИУ для контроля характеристик ЧР в изоляции трансформаторов и вводов

7.3.5. Определение технического состояния изоляции трансформатора по измерениям ЧР

7.4. Практические данные по диагностике силовых трансформаторов

7.4.1. Применение результатов диагностики для проведения ремонта

7.4.2. Эффективность диагностики для определения предпробойного состояния

7.5. Практические данные по диагностике изоляции шунтирующих реакторов на рабочем напряжении

7.5.1. Методика измерений ЧР

7.5.2. Результаты измерений

7.5.3. Классификация технического состояния изоляции реакторов

7.5.4. Оценка степени эффективности различных видов диагностики состояния изоляции шунтирующих реакторов

7.6. Анализ эффективности методов диагностики

7.7. Практические результаты многопараметрической диагностики силовых трансформаторов

ВЫВОДЫ
На большом числе объектов (более 500 единиц отечественного производства и зарубежных фирм АВВ, Вестингауз, Браун Бовери) обоснованы МПД и ее достаточность для определения технического состояния СТр. 7.1. Состав работ и общие положения Анализ статистики отказов по трансформаторам показывает, что основными причинами повреждений являются:
  • наличие локальных дефектов в изоляции активной части, приводящих к развитию электроразрядных процессов (ЧР, разряды по поверхности, ползущий разряд);
  • потеря динамической устойчивости обмоток в результате силовых электродинамических воздействий от протекания токов при к.з. на присоединениях;
  • повреждения изоляции в узлах крепления (шпилька, домкрат и т.д.);
  • ухудшение контактов РПН.
Их эксплуатационная надежность является важной для схем выдачи мощности, особенно на АЭС. Для сопоставления: повреждение изоляции статорной обмотки ТГ на станции можно устранить в течение одного-двух месяцев, в то время как повреждение изоляции трансформатора требует его полной замены. Методы диагностики для определения технического состояния трансформатора регламентированы утвержденными Концерном "РОСЭНЕРГОАТОМ" "Методическими рекомендациями по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении" РД ЭО-0189-00. Учитывая особенности явлений в различных узлах трансформатора, предусматривается контроль на рабочем напряжении (в эксплуатации) и после вывода из эксплуатации (измерения, контроль узлов с разборкой трансформатора или со сливом масла). Диагностика на рабочем напряжении. Этот вид диагностики и контроля основывается на анализе эксплуатации, проведении измерений температуры трансформатора, анализе проб масла, контроле и анализе разрядных явлений в трансформаторе. Основное внимание при анализе эксплуатации следует уделять: маслобарьерной изоляции ВН и СН, витковой изоляции обмоток; наличию тепловых (электрических) явлений в магнитной системе (повреждение изоляции шпилек полубандажей и т.д.); состоянию вводов; системе охлаждения; заземляющим устройствам; защитным системам и контактным узлам. На основе анализа эксплуатации можно определить техническое состояние отдельных узлов и агрегатов электрической машины. Критическое состояние по отдельным узлам может быть устранено во время ремонтных работ. Другие — маслобарьерная изоляция, магнитопровод требуют значительных и специальных усилий по ремонту. После проведения анализа эксплуатации и диагностики на рабочем напряжении, включая термографию, анализ масла, измерение характеристик ЧР, необходимо:
  • по всем узлам и агрегатам провести сопоставление диагнозов при использовании МПД;
  • если электрические методы измерений (ЧР) свидетельствуют о наличии процесса, в то же время другие методы (ГХ-анализ, термография) дают аналогичные показания, то сроки проведения корректирующих мероприятий должны быть значительно сокращены и трансформатор необходимо выводить в ремонт ;
  • при последующем выполнении комплексного обследования на отключенной машине требуется определить узлы, которые являются критическими и далее сформировать технологию восстановления технического состояния. При этом возможны следующие варианты:
- замена дефектных узлов на новые (вводы, охладители и т.д.); - ремонт со сливом масла без поднятия колокола; - ремонт с поднятием колокола. Определяется техническое состояние объекта диагностики (трансформатора, реактора) в целом путем сопоставления диагнозов по каждому виду диагностики. Итоговое заключение о техническом состоянии объекта проводится по узлу, являющемуся критическим, т.е. имеющему наихудшее состояние. Сопоставление состояний по отдельным узлам и системам позволяет определить объем последующих корректирующих мероприятий и сроков их выполнения. Рекомендации по результатам МПД для последующих этапов работ. Рекомендации МПД рассматриваются в аспекте полного объема работ по поддержанию эксплуатационной надежности ОИ. По результатам анализа сопоставляются результаты и выводы по различным методам диагностики. По окончании диагностических обследований последовательность операций с объектом будет состоять из следующих этапов. 1. До отключения за 1 ...2 месяца до останова.
  • неотложный ремонт внешних устройств, не связанных с отключением объекта (устранение течей, замена вентиляторов и т.д.);
  • дополнительные меры по диагностике до останова оборудования.
2. Перед отключением:
  • объем диагностических испытаний непосредственно перед отключением оборудования;
  • измерения ЧР на рабочем напряжении.
3. Объем комплексного обследования на отключенном оборудовании:
  • выполнение измерений характеристик, определенных объемом капитального ремонта;
  • замена и ремонт узлов по результатам диагностики на рабочем напряжении и комплексного обследования;
  • принятие решения о необходимости подъема колокола.
4. Результаты МПД и комплексного обследования:
  • заключение о техническом состоянии с принятием решения о сроках выполнения капитального ремонта.
5. После выполнения ремонтных работ:
  • выполнение диагностических измерений при пуске объекта после комплексного обследования;
  • установка специальных датчиков для измерений ЧР на рабочем напряжении.
При выполнении этих этапов исключительно важное значение имеет диагностика на рабочем напряжении, от результатов которой зависят эксплуатационная надежность трансформатора, объемы и сроки его ремонтов. Ниже будет проведена оценка степени эффективности различных методов диагностики для определения потенциальных дефектов. Сценарии повреждений СТр. Длительный опыт заводов (прежде всего ЗТЗ) по анализу повреждений (в ЗТЗ это по «300 единицам) позволяет указать на следующие варианты формирования, развития и наступления пробоя, которые приведены в табл.22.

Таблица 22

Вариант

Стадии развития дефекта и перехода в пробой

Развитие дефекта ускоряется при быстром изменении наружной температуры

Признаки дефектов

Рост ЧР

Газовыделение

1.

Критическое загрязнение масла (обычно присутствие воды в свободном состоянии) + быстрое изменение температуры => появление ЧР => пробой

+

+

2.

Загрязнение поверхности изоляционных конструкций + вода + быстрое изменение температуры, появление ЧР, к.з.

3.

Загрязнение масла + коммутационные перенапряжения => критические ЧР=> пробой.

-

4.

Вода + загрязнение масла (или присутствие в масле газовых пузырей)=> критические ЧР=> развитие ползущего разряда => пробой.

5.

Загрязнение поверхности изоляционных конструкций + грозовые перенапряжения => поверхностный разряд => к.з.

-

6.

Изменение геометрии обмотки=> появление ЧР=> развитие ползущего разряда => пробой

+

7.

Изменение геометрии обмотки + коммутационные перенапряжения => замыкание между витками обмотки (иногда с восстановлением витковой изоляции) => рост газосодержания

-

+

Как следует из данных этой таблицы, в большинстве этапов развития дефектов имеют место ЧР, только в одном случае выделяются газы. Указанные сценарии позволяют оптимальным образом использовать различные диагностические методы, наиболее важным из которых, по мнению специалистов ЗТЗ, являются измерения ЧР на рабочем напряжении. Эффективность методов диагностики на рабочем напряжении. В настоящий момент имеется подробная информация о 11 трансформаторах, на которых выполнялась диагностика с полным набором диагностических средств. И затем проводился ремонт этих трансформаторов с устранением дефектов или их полная разборка для анализа дефектов и причин их появления. Это позволяло обоснованно определять эффективность диагностики путем сопоставления ее данных с результатами визуального анализа. Из анализа данных компании Маnitоbа Нуdrо. Компания эксплуатирует «70 крупных блочных трансформаторов, к надежности которых предъявляются повышенные требования. Специалисты компании проводили анализ повреждений трансформаторов, для которых была выполнена диагностика наиболее совершенными и современными средствами. Прежде всего, использовались системы качественного анализа масла, в т.ч. совершенно новая техника, и системы непрерывного мониторинга для анализа масла нескольких типов, а также системы измерений tgδ и ЧР на рабочем напряжении. Кроме того, на указанных трансформаторах выполнялся даже более полный и более частый объем рутинных измерений при отключении, чем это рекомендует отечественный «Объем и нормы испытания электрооборудования». Информация о характере повреждений, характеристики результатов диагностики и оценка эффективности различных методов диагностики приведены в табл.23. Оценка степени эффективности методов диагностики. Энергокомпания вынесла на обсуждение специалистов результаты (табл.23) с целью выбора более радикальных способов, позволяющих предотвратить повреждения СТр. Мнение специалистов энергокомпании по использованным методам диагностики сводится к следующему:
  • анализ растворенных газов в масле эффективен для определения термических явлений;
  • во всех случаях повреждений из-за изоляции (витковые замыкания, поверхностные разряды) анализ масла дает упреждающие сигналы. Напоминаем, что при этом использовались: — система непрерывного мониторинга; — рутинный анализ масла с помощью шприцов.
  • анализ фурановых даже при повреждениях бумажного остова не дал полезной информации;
  • все повреждения трансформаторов, связанные с изоляцией, имели место в летнее время.

Таблица 23

Описание историй повреждений четырех блочных трансформаторов на гидростанциях "Nelson river", Северная Канада

Трансформатор #1

Трансформатор #2

Повреждение в феврале 1994 г., 250 кВ. Изготовлен в 1977 г.

Повреждение в мае 1998 г., 250 кВ, работал на полной мощности. Изготовлен в 1977 г.

Трансформатор отключился через 16 мин. после повреждения, когда сработало газовое реле

Трансформатор отключился земляной защитой, осциллограмма показала на перекрытие между соединительными перемычками двух фаз

в газовом реле, %

на дне бака, ррm

анализ за 10 месяцев до пробоя, ррm

в газовом реле, %

на дне бака, ррm

H2

45

1620

20

25 ,1

60

O 2

2,1

11900

-

3,7

18500

N2

8,8

49600

-

13,8

67200

CO

8,7

11600

отсутствовал

42,3

1230

C H 4

17,9

4140

15

12,3

90

CO2

4,6

1630

отсутствовал

6,37

17470

C2H 6

46

6056

52

3,71

220

C2H 4

0,59

291

9

0,318

33

C2H2

4,7

968

отсутствовал

0,868

33

После пробоя фиксировалось: 45 ррb -фурфурол дегид, фурфурол спирт -отсутствовал.

После пробоя фиксировалось 415 ррb - фурфурол дегид, фурфурол спирт - менее 10 ррb

Ремонт в 1979 г. из-за газообразования, 1988 г. - пробой двигателя насоса

Ремонт в 1979 г. на заводе из-за выделения этилена, были повреждения алюминиевых экранов

Рутинный анализ масла не дал информации о наличии дефектов в изоляции

На трансформаторе за неделю до пробоя были установлены двесистемы непрерывного контроля растворенных газов в масле типа "Syprotex TNV". Система не предотвратила повреждения

Причина пробоя: на соединительном конце на кукле обнаружены следы медных частиц, которые вызвали тепловой пробой. Осмотр обмотки после пробоя показал наличие частиц в обмотке и на магнитопровод

Причина пробоя: повреждения изоляции, витковое замыкание, наличие поверхностных разрядов на барьерах на обмотке ВН

Трансформатор #3

Трансформатор #4

Повреждение в августе 1998 г., 125 кВ, работал на 75% мощности. Изготовлен в 1977 г.

Повреждение в июле 1997 г., 230 кВ/127 кВ. Изготовлен в 1971 г.

Трансформатор отключился газовым реле

в газовом реле после пробоя, %

в масле после пробоя, ррm

анализ за 5 дней до пробоя, ррm

в масле газового реле после пробоя, ррm

на дне бака после пробоя, ppm

H2

4 4 ,3

7880

32

7130

118

O 2

2,2

13200

34600

26600

N2

8,02

38800

93600

60300

CO

30,5

6140

795

7270

506

C H 4

7,13

7550

42

3640

122

CO2

0,918

4270

-

2870

2360

C2H 6

3,21

4730

98

5250

130

C2H 4

0,16

300

24

357

20

C2H2

3,52

2970

1

6560

93

После пробоя фиксировалось 211 ррb - фурфурол дегид, фурфурол спирт - менее 1 ррb

После пробоя фиксировалось 23 ррb - фурфурол дегид, фурфурол спирт - менее 10 ррb

Ремонт в 1991 г. на заводе из-за появления этилена заменили магнитопровод, экраны и РПН

Трансформатор для ремонтов на завод не вывозился, профилактика выполнялась в условиях станции

Трансформатор был оборудован самым современным анализатором растворенных в масле газов типа « Atom » и, кроме того, анализатором водорода и суммы горючих газов из бака типа Нуdran 201 Т. Обе системы не предотвратили пробоя

Рутинный анализ масла не дал информации о наличии дефектов в изоляции

Причина пробоя Повреждения изоляции между катушками и витковой изоляцией.

Причины пробоя Имело место два повреждения: • трекинг между куклой ввода 230 кВ и заземляющим электростатическим экраном; • при полной разборке обнаружены дуговые витковые замыкания внутри обмотки ВН с переходом в к.з. на экран.

7.2. Объем измерений в использованной многопараметрической диагностике

Анализ литературы [44, 45], а также длительный опыт использования измерений характеристик ЧР, в т.ч. для трансформаторов, позволил развить его до практического применения. Наиболее надежная информация получается при выполнении локации электромагнитной активности по поверхности бака. Более подробно локация ЧР будет описана в разделе 7.3. Помимо этого основного метода применялись также термография и анализ проб масла. Работа проводится в соответствии с гл.5 Методических рекомендаций РД ЭО-0189-00. Тепловизионный контроль. Термографическое обследование трансформаторов производится при решении вопроса о наличии термических явлений внутри бака. Снимаются термограммы поверхностей бака трансформатора в местах расположения отводов обмоток, по высоте бака, периметру трансформатора, в верхней его части, в местах болтового крепления колокола бака, системы охлаждения и их элементов и т.п. При обработке термограмм сравниваются между собой нагревы крайних фаз, нагревы однотипных трансформаторов, динамика изменения нагревов во времени и в зависимости от нагрузки, определяются локальные нагревы, места их расположения, сопоставляются места нагрева с расположением элементов магнитопровода, обмоток, а также оценивается эффективность работы систем охлаждения. Проверка маслонаполненных вводов проводится на отсутствие короткозамкнутого контура в расширителе у маслонаполненных герметичных вводов серии ГБМТ-220/2000. Нагрев поверхности корпуса расширителя ввода не должен отличаться от такового у вводов других фаз. Проверка состояния внутренних контактных соединений ввода производится путем измерения температур по высоте ввода у маслобарьерных вводов 110 кВ (заводские чертежи № 669, 146 и др.), 220 кВ (заводской чертеж № 200-0-0), выпуска до 1968 г. конденсаторных негерметичных вводов 110 кВ (заводской чертеж № 132-0-0), 220 кВ (заводской чертеж № 133-0-0, 208-0-ОБ) и 500 кВ (заводской чертеж № 179-0-0, 206-0-0). Маслонаполненный ввод не должен иметь локальных нагревов в зоне расположения контактных соединений. Проверка состояния верхней части остова ввода производится у маслонаполненного ввода негерметичного исполнения. Маслонаполненный ввод не должен иметь резкого изменения температуры или локальных нагревов по высоте покрышки по сравнению с вводами других фаз. Сказанное может быть следствием опасного понижения уровня масла во вводе или увлажнения (зашламления) верхней части остова. Анализ растворенных в масле газов. Оценка состояния изоляции маслонаполненных трансформаторов по результатам ГХ-анализа растворенных в масле газов выполняется на основании рекомендаций МЭК (публикаций 599, 997), нормативов России РД 34.46.302-89, стандарта США А8ТМ 4059, методических рекомендаций РД ЭО-0 189-00. При этом используется пятиуровневая классификация дефектов как для термических, так и электрических явлений. Для обозначения каждого из пяти уровней используется кодификация по МЭК , состоящая из трех цифр. Определение указанного кода выполняется по данным ГХ-анализа по величинам отношений:

Формулы1

При наличии дополнительной информации по другим видам диагностики о возможном одновременном присутствии дефектов термического и электроразрядного характера данный факт может быть подтвержден по результатам газохроматографии трансформаторного масла одновременным выполнением условий: Формулы2 Анализ позволяет определить объем мероприятий для эксплуатирующей организации, которые необходимо выполнить по результатам проведенного контроля пробы масла. Заключение о техническом состоянии трансформатора выполняется на основе данных по локации ЧР, тепловизионного контроля, анализа масла.

7.3. Особенности измерения характеристик ЧР и их локация на силовых трансформаторах

Высокая информативность способа локации зон с электромагнитной активностью достигается при измерении на рабочем напряжении. При этом технология измерения ЧР в трансформаторе предусматривает измерения характеристик ЧР на рабочем напряжении с применением:
  • переносных датчиков и измерительной аппаратуры;
  • постоянно установленных датчиков и переносной аппаратуры;
  • систем мониторинга.
При измерении ЧР на возбужденном трансформаторе со стороны обмотки НН (опыт х.х.) могут быть применены переносные датчики и измерительная аппаратура.

7.3.1. Характеристики ЧР для различных видов дефектов

Контролируемые характеристики. Измерения ЧР регламентируются разработанными в рамках данной работы "Методическими рекомендациями по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении" РД Э0-0 189-00, гл.З. В данном разделе используются понятия, указанные в ГОСТ 20074-83 (измерение ЧР) и ГОСТ 21023-75 (измерение ЧР в трансформаторах). Кроме того, используется анализ амплитуд потока импульсов от ЧР, соответствующий IDEE Std. 1434-2000, т.е. подход, развитый в IDEE Н1434. Измеряемые характеристики. Частичные разряды количественно характеризуются кажущимися зарядами q единичных ЧР и частотой n следования разрядов (в соответствии с ГОСТ 20074-83). Методические Указания предусматривают измерения частоты следования импульсов от ЧР ni с амплитудами в интервале Umi ± Δ U. В результате измерений формируется ряд чисел Umi и ni , характеризующий амплитудный спектр ЧР (рис.116). Количественные соотношения между измеренными амплитудами напряжения и кажущимся зарядом ЧР устанавливаются с помощью градуировки: qi = Aq Umax , где Aq - градуировочный коэффициент, Кл/В; Umax - напряжение импульса ЧР, В.
Осциллограммы импульсов от ЧР

Рис.116. Примеры распределений числа импульсов ЧР на период промышленной частоты от амплитуды ЧР для различных дефектов: 1 -искрения в элементах конструкции магнитопровода; 2 -дуговой разряд; 3- ЧР в бумажной изоляции; 4 — поверхностный разряд; 5 — ползущий разряд.

Кроме распределения n(q), которое является основным видом информации, используется осциллографирование формы импульсов напряжения от ЧР, а также измеряются напряжения возникновения и погасания ЧР. Рассчитываемые характеристики. Для оценки состояния изоляции определяются: • Q - суммарный кажущийся заряд ЧР (по ГОСТ 20074-83) за период промышленной частоты; • Р - средняя мощность ЧР, определяемая как интеграл от ЧР-активности в заданном интервале q.

7.3.2. Явления ЧР в изоляции трансформаторов

Трансформатор (реактор) представляет сложную конструкцию, состоящую из нескольких обмоток с различными типами изоляции магнитной системы и вводов. Процессы в баках сопровождаются явлениями, указанными в таблицах 22 и 24, особенности осциллограмм импульсов от этих явлений приведены на рис. 117.
Осциллограммы импульсов от ЧР

Рис. 117. Осциллограммы импульсов от ЧР: а-в изоляции ввода; б — мощный ползущий разряд в изоляции обмотки; в - серии импульсов в БМИ; г - искровые или дуговые явления в магнитопроводе или контакте.

Таблица 24.

Повреждения в трансформаторах (в баках) с учетом газовыделения из масла

Сопровождающие электромагнитные процессы

Дуга в масле безучастия твердых изоляционных материалов В состав выделившегося газа входят: водород - 60...80% по объему, ацетилен - 10...25%, метан - 1,5...3,5%. Углекислый газ и окись водорода отсутствуют

Цуг электромагнитных высокочастотных колебаний Осциллограмма на рис.117, г. Распределение n(q) на рис.116, кривая 2.

Искровые разряды в маслобарьерной изоляции Газ также содержит большое количество водорода, ацетилена, метана и окиси углерода (15.. .25% по объему)

Серия электромагнитных колебаний, биений Осциллограмма на рис.117, б и в . Распределение n(q) на рис.116, кривая 3.

Слабые ЧР в маслобарьерной изоляции Образуется водород с добавками метана, окиси углерода и углекислого газа. Ацетилен отсутствует

Импульсы ЧР слабой интенсивности

Термическое разложение масла Образуются низкомолекулярные углеводороды, этан, этилен и водород

Отсутствуют высокочастотные электрические явления

Термическое разложение маслобарьерной изоляции Образуется в основном углекислый газ, в меньшем количестве - окись углерода и водород

Повреждения вводов определяются явлениями в бумажном остове (ЧР), а также ПЧР на нижней фарфоровой юбке [46]. Измерения характеристик ЧР на рабочем напряжении позволяют определить наличие дефектов в баке (кроме термических процессов) и во вводах, по этой причине являются универсальным и информативным методом диагностики [47]. ЧР в маслобарьерной изоляции (в баке) [48]. В изоляции СТр присутствуют следующие виды ЧР (осциллограммы на рис.117, распределения n(Q) на рис.116, описание развития дефектов в табл.22):
  • пробой масляного канала в маслобарьерной изоляции средней части обмотки;
  • пробой масляного канала в области края обмотки;
  • пробой масляного зазора в месте соприкосновения изолированного провода с электрокартоном или бумагой (изоляции отводов, перемычек, междуфазная изоляция);
  • ЧР в БМИ на отводах, перемычках и т.п.;
  • пробой масляного канала между катушками (в продольной изоляции);
  • частичный пробой витковой изоляции;
  • ползущий разряд по поверхности электрокартона;
  • пробой изоляции элементов крепления магнитопровода.
Степень опасности ЧР является различной и существенно зависит от места их возникновения. ЧР в виде стримерной короны в масляном промежутке (например, с фланца проходного изолятора) представляют меньшую опасность, чем аналогичные ЧР в маслобарьерной изоляции (например, пробой масляного канала). В последнем случае ЧР приводят к необратимым разрушениям твердой изоляции. ЧР одинаковой интенсивности, возникающие в различных местах по длине обмотки, приводят к различным регистрируемым значениям кажущегося разряда вследствие затухания сигнала при его прохождении по обмотке. Пробой масляного канала приводит к местным необратимым повреждениям твердой изоляции (обугленные следы на поверхности или в толще твердой изоляции - электрокартона или бумаги) и возможному дальнейшему развитию этих повреждений. Для изоляции трансформатора важно не только сохранение ее изолирующих свойств в момент пробоя масляного канала, но и сохранение ее длительной прочности в процессе дальнейшей эксплуатации. Разрушение маслобарьерной изоляции ЧР. При появлении начальных ЧР малой интенсивности происходит разложение масла, сопровождающееся выделением газа (главным образом, водорода) и образованием тяжелых смолистых веществ, оседающих в виде шлама на поверхности изоляционных деталей. Образование газа опасно тем, что он может скапливаться в изоляции. Пузырь может достичь таких размеров, что в нем начнутся ЧР, которые будут способствовать газовыделению и могут разрушить твердую изоляцию. Образование шлама опасно тем, что увеличивается tgδ изоляции в целом. Заряд начальных ЧР в маслобарьерной изоляции лежит в пределах 10-12 ... 10-10 Кл. Даже вблизи открытой поверхности бумаги и картона их воздействие на твердую изоляцию мало. В течение нескольких лет воздействие начальных ЧР на бумагу и картон приводит только к отложению на поверхности нерастворимого шлама (Х-воска). При этом изоляция остается вполне работоспособной. Однако такой же интенсивности ЧР в изоляции вводов являются нежелательными. Интенсивные ЧР на уровне 10-9 ... 10-8 Кл возникают при пробоях масляной прослойки, узкого масляного клина или газовых пузырей с диаметром более 1 мм. Такие повторяющиеся пробои (рис.117, в), вызывают газовыделение и развитие ЧР вдоль поверхности картона или в его толще. Появление разветвленного обугленного канала по поверхности или в толще электрокартона, захватывающего десятки квадратных дециметров, соответствует появлению ползущего разряда (рис. 117, б). Ползущий разряд развивается в узкой щели между поверхностями изоляции или в толще электрокартона между его слоями. Разрядный канал закорачивает масляный зазор, например, между выступающим переходом обмотанного изоляцией провода и картонным цилиндром. Разрядный канал имеет высокую температуру, при которой возникает обугливание картона вдоль канала. Канал - проводник, на конце которого увеличивается напряженность электрического поля и образуются новые пробои в масле, обугливание картона и т.д. Процесс имеет пульсирующий характер:
  • при пробое нового участка возрастает ток, с ростом тока увеличивается падение напряжения в канале и падает напряжение на продвигающемся конце канала;
  • при этом поле у конца ослабевает и пробои масла прекращаются;
  • уменьшается падение напряжения на обугленном картоне и вновь возрастает напряженность поля у конца канала разряда.
Для продвижения ползущего разряда большое значение имеют газовые пузыри, образовавшиеся у конца канала за счет разложения масла. Ползущий разряд характеризуется большой величиной q (см.рис.116, кривая 5, осциллограмма на рис.117, б ). Таким образом, измерения ЧР на рабочем напряжении позволяют зафиксировать большую часть ЧР и идентифицировать их. ЧР в изоляции высоковольтного ввода. Изменение характера явлений ЧР в изоляции остова будет иметь место, когда интенсивность газовыделения за счет ЧР будет превосходить газопоглощение (рис.117, а). Локальные ЧР будут присутствовать на краях алюминиевой фольги, используемой для градирования. Под действием указанных явлений будет иметь место старение масла и бумаги. В ряде случаев, при увлажнении остова может возрасти tgδ. Как показывает опыт одновременных измерений tgδ и ЧР, имеет место корреляция зависимостей tgδ и мощности ЧР от времени. ПЧР на поверхностях фарфоровой юбки ввода. Продукты разложения (бурый осадок) откладываются на внутренней поверхности, происходит искажение электрического поля, поле усиливается в некоторых участках. Это вызывает местные ПЧР, которые способствуют зауглероживанию поверхности и приводят к дальнейшему росту их интенсивности. Диагностика вводов по характеристикам ЧР позволяет фиксировать ПЧР на поверхности и определять динамику их развития.

7.3.3. Комплекс диагностики трансформаторов, реакторов и их вводов (типа УКИ)

Схема измерений ЧР и tgδ через ПИН-вывод ввода является традиционной, используется на заводах изготовителях, регламентирована ГОСТ 21023-75. Комплекс УКИ-2, в сочетании с дополнительным комплектом ИЭ УКИ-С, предназначен для диагностики изоляции трансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов (рис. 118, табл.25). Измеряемыми характеристиками являются интенсивность ЧР и величина tgδ во вводах.
Электрическая схема системы УКИ-2

Рис.118. Принципиальная электрическая схема системы УКИ-2 для измерений характеристик ЧР на рабочем напряжении: Тр -испытуемый трансформатор;

C1 , C2 - емкость ввода; ABC, abc- обмотка ВН и НН,
соответственно; 1 - ИЭ (ВЧТТ); 2 - блок присоединения; 3 - анализатор
ЧР типа PDPA; 4 -осциллограф; 5 -компьютер. Градуировка -ВЧТТ на выводе А с измерительным осциллографом (Осц.), градуировочным
генератором (Г)..

Таблица 25.

Основные параметры УКИ-2

Информация по позициям

Содержание

Контролируемые объекты

Силовые трансформаторы с классом изоляции 110 кВ и выше

Контролируемые параметры

ЧР-диагностика

- кажущийся заряд, точность измерений ± 50 пКл

Контроль тангенса диэлектрических потерь высоковольтных вводов

- tgδ вводов, точность измерений ± 0,01%

Условия по подключению средств измерений

ЧР-диагностика

Установка измерительных элементов СТ68/156/2НН/001 (ДИКС 407111.001), ПВИ-24 (ПФ8 121.005) в цепях заземления ПИН высоковольтных вводов.

Контроль tgδ высоковольтных вводов

Установка устройств присоединения УКИ в цепях заземления выводов ПИН высоковольтных вводов.

Способы съема сигналов

ЧР-диагностика

- подключение измерительной аппаратуры посредством радиочастотного кабеля.

Контроль tgδ высоковольтных вводов

- подключение к УКИ моста Р5026 посредством измерительного кабеля.

Измерительные средства Технические средства

ЧР-диагностика

- анализатор импульсов ЧР типа PDPA (ДИКС 41168.001); - радиочастотные кабели РК50, L= 15 м.

Контроль tgδ высоковольтных вводов

- мост Р5026; - барабаны с измерительным кабелем (2 шт. по 100 м в каждом).

Программные средства

ЧР-диагностика

- программный продукт "EXPERT 97".

Контрол tgδ высоковольтных вводов

Обработка результатов измерений не требует использования программных средств.

Результаты применения традиционной схемы измерения ЧР типа УКИ-2. Общие положения при измерениях - измерения проводятся с выводов ПИН-вводов, при этом фиксируются (рис.118): • характеристики ЧР; • величины tgδ . Следует указать на эффективность измерения tgδ во вводах. Измеренные на рабочем напряжении значения tgδ в сопоставлении с заводскими даны в табл.26. Измерения ЧР менее эффективны, так как сигнал из удаленных от ввода узлов распространяется со значительным затуханием или не доходит вообще. Таким образом, применение УКИ-2 эффективно для диагностики вводов и по tgδ , и по ЧР, и менее эффективно для диагностики изоляции активной части трансформатора.

Таблица 26

Сопоставление данных по величинам tgδ вводов 500 кВ при измерении на заводе и в эксплуатации, температура воздуха +15°С

Трансформатор #1

Трансформатор # 2

A

B

C

A

B

C

tgδ , измеренный на заводе

0,53

0,48

0,55

0,56

0,51

0,54

tgδ , измеренный системой УКИ ДИАКС на рабочем напряжении

0,54

0,603

0,505

Отклонение, %

2

0

10

0

1

0

Заключение

НОРМА

НОРМА

7.3.4. Переносные ИУ для контроля характеристик ЧР в изоляции трансформаторов и вводов

По данной методике измеряются электромагнитные явления, обусловленные ЧР и искрениями в трансформаторе. По результатам анализа делается предположение о возможном дефекте. Заключение о техническом состоянии трансформатора принимается по результатам многократных измерений ЧР, анализов масла и технической документации. Измерение высокочастотных импульсов в районе вводов трансформатора, а также путем установки ИЭ в различные точки бака при использовании широкополосной схемы измерений 0,5...50 МГц позволяет фиксировать импульсы от разрядных явлений в трансформаторе и вводе. При этом разряды могут быть разного происхождения: - в изоляции - ЧР; - искрения в контактах (незакрепленные узлы контактов, элементы магнитопровода, при этом может быть образование контура и т.д., что сопровождается искрой или дугой ). Средства измерений. Переносной диагностический комплекс для измерений ЧР типа ДКЧР, разработанный ДИАКС, состоит из следующих ИУ (гл.5): • анализатора PDPA, управляемого компьютером с программным продуктом Expert; • аналогового анализатора РDA-1B с ручным выводом информации; • цифрового осциллографа. ИЭ для диагностики трансформаторов являются: • ВИШ с датчиком ЧР типа RC - для измерений общего потока импульсов из ввода; • датчик ЧР типа ТМР-3D или ТМР-4 — для локации электромагнитной активности. Применение ВИШ. Принципиальная электрическая схема измерений дана на рис. 119.
 Схема измерений характеристик ЧР

Рис. 119. Схема измерений характеристик ЧР при локации с использованием датчиков ТМР-3D и ВИШ.

Для измерений устанавливается искусственный контур вывода высокочастотного сигнала от ЧР, который создается путем установки ВИШ между баком трансформатора и металлическими заземленными конструкциями, отстоящими от бака на расстоянии 10...20 м. Причем ВИШ (лента) проходит под высоковольтным проводом. (Варианты применения ВИШ даны на рисунках 119 и 120). Для измерений на участках бака около вводов делается гальванический контакт, от которого под шлейфом высоковольтного провода натягивается ВИШ. Другой конец ВИШ гальванически крепится к заземленным конструкциям. На ВИШ устанавливается RC-датчик, также может быть установлен и СТ68.
Установка ИЭ и ВИШ на трансформаторе

Рис. 120. Установка ИЭ и ВИШ на трансформаторе.

Применение датчика ТМР. Датчик ТМР-3D устанавливается на поверхности бака в соответствии с рис. 121.

Установка датчика ТМР-3D

Рис. 121. Установка датчика ТМР-3D на трансформаторе.

Таким же образом устанавливаются и датчики типа ТМР-4. Ориентация расположения контактов ТМР-3D показана на рис.119 для измерений вертикальной или горизонтальной составляющих от тока ЧР. Аналогично устанавливается и датчик ТМР-4. Датчики ТМР по схеме установки горизонтальной или вертикальной фиксации измеряют градиент волны заряда от ЧР. Применение комбинации ТМР-3D и ВИШ. Один контакт датчика ТМР может быть установлен в точке на поверхности бака, другой через ВИШ с заземлением. Этот способ позволяет определить потенциал точки относительно земли при протекании токов от ЧР. Технология измерений общего потока импульсов от ЧР. Схема измерений (рис.120) в случае установки ВИШ под высоковольтным вводом полностью соответствует схеме измерения ЧР в трансформаторах со съемом сигнала через ПИН на вводе. Длина ленты ВИШ должна быть:

- для уверенного измерения импульса не менее 3 м;

- для определения направления движения импульса не менее 10 м.

В последнем случае производится подача на осциллограф сигналов от двух датчиков на два луча. При такой длине ВИШ разность времени между импульсами, измеряемыми от двух датчиков, будет ≈ 10...20 нс. Тот импульс, который приходит раньше, показывает откуда поступил сигнал. Характеристики потока импульсов измеряются анализатором. Последующие измерения с помощью ТМР-3D. При наличии значимых сигналов под вводом, необходимо проводить более подробные измерения картины ЧР-активности на поверхности бака последовательной перестановкой датчика через 1,5...2 м для уверенной локации мест с наибольшей ЧР-активностью. В этом случае фиксируются n(Q), по виду которых (рис.116) можно определить особенности разрядного процесса, т.е. тип дефекта, а по точке на поверхности с максимальной величиной данного сигнала - его место. Оценка величины кажущегося заряда при использовании ВИШ и ТМР-3D. При использовании ВИШ контур измерений импульсов от ЧР может быть отградуирован в единицах кажущегося заряда после отключения трансформатора от сети. Если это невозможно, выполняется расчет величин кажущихся зарядов. Градуировка цепей измерений. Работа проводится на отключенном трансформаторе (подробности в разделе 5.5). На высоковольтный провод (шлейф), отходящий от высоковольтного ввода трансформатора, устанавливается СТ68. На ввод через его ПИН-вывод подается градуировочный сигнал от генератора. Измеряются импульсы на высоковольтном выводе и на датчике, установленном на ВИШ, из сопоставления которых определяется градуировочный коэффициент. Оценка величины кажущегося заряда. Оценка проводится по результатам опытов (см. раздел 5.5). При использовании ВИШ градуировочный коэффициент составляет k ≈ 5 пКл/мВ, для ТМР в точке максимального сигнала k ≈ 10 пКл/мВ.

7.3.5. Определение технического состояния изоляции трансформатора по измерениям ЧР

Процедура принятия решения о техническом состоянии (отдельно для изоляции бака и ввода) состоит из нескольких этапов. На первом этапе рассматривается критерий по активности и характеристикам ЧР : присутствуют или нет искровые или дуговые процессы, основываясь на измерениях общего потока и результатов локации ЧР-активности по поверхности бака. На этой основе устанавливается общая оценка ЧР-активности: отсутствие дефекта - точечный источник ЧР - многоочаговый ЧР - признаки деградации - дуговые явления , причем на наличие дуги указывается дополнительно. На следующих этапах для каждого вида ЧР-активности техническое состояние определяется индивидуально (таблицы 27 и 28). Анализ активности ЧР. Для анализа используются два вида измерений:
  • осциллографирование , при этом фиксируется форма отдельного импульса. Кроме того, осциллограф позволяет контролировать наличие очень редких импульсов (один в минуту и более), а также наличие дуговых явлений;
  • анализ потока импульсов , при этом измеряется распределение n(Q), которое дает картину общего потока регулярных импульсов с частотой не менее одного в секунду (см.рис.116). Наличие моды с числом импульсов 10 за период и более соответствует дуговым явлениям.
Таким образом, эти два вида измерений дают дополняющую друг друга информацию о дефекте, степени его развития и опасности при последующей эксплуатации. Для определения технического состояния изоляции трансформатора (табл.28) выполняются следующие операции: • определяются состояния всех вводов, а также ЧР в обмотках; • выявляется наличие или отсутствие искровых или дуговых разрядов; • определяется наиболее опасный дефект для оценки технического состояния трансформатора в целом. Для полученных характеристик, как правило, отсутствуют нормированные величины. Последнее зависит от конструкции, класса напряжения, типа масла, внешних воздействий и т.д. По этой причине основными способами определения состояния являются: • сопоставление фазы с фазой; • сопоставление характеристик данного объекта и аналогичных объектов; • динамика характеристик. На основании проведенного анализа технического состояния выдаются рекомендации.

Таблица 27

Условная классификация ЧР-активности в изоляции трансформаторов

Характеристики активности ЧP

Изоляция трансформаторов старых конструкций

Изоляция трансформаторов в уменьшенных габаритах с высоким градиентом электрического поля

Результаты локации

Отсутствие признаков дефекта

По осциллографу фиксируются только шумы, шумовая дорожка (белый шум) не более 20 пКл

Участки с ЧР отсутствуют

Точечный источник ЧР

Имеются несколько мест (участков) с ионизационными процессами, одна или две моды, два-три типа осциллограмм

Имеются редкие случайные импульсы от ЧР, которые фиксируются только по осциллографу

Определяется несколько участков с ЧР-активностью

Многоочаговые ЧР в изоляции

Имеются 5... 7 мест с источником ЧР в участках с наибольшим потенциалом. На кривой n ( q ) несколько мод

Сигналы фиксируются по осциллографу в режиме ждущей развертки. На кривой n ( q ) отмечается некоторый интервал с сигналом или модой

Признаки деградации изоляции

Число мест с ЧР более 10, n ( q ) является падающей, нет отчетливых максимумов для очагов ЧР на участках с наибольшим потенциалом

На кривой n ( q ) -наличие 3...5 пиков, соответствующих ЧР в обмотке (форма импульса - цуг волн).

Имеется протяженная зона с ЧР-активностью

Таблица 28

Классификация технического состояния изоляции трансформаторов и их вводов по результатам измерений характеристик ЧР и выдача рекомендаций по объемам организационно-технических мероприятий

Классификация технического состояния

Описание возможного дефекта и явлений в нем

Рекомендации персоналу эксплуатирующей организации

НОРМА

Дефекта изоляции нет. Явления ионизационного характера отсутствуют.

1) Эксплуатация без ограничений, профилактика согласно нормативно-технической документации, отнести сроки ремонтов на позднее время.

Норма с наличием отклонений

Имеются признаки возможной неисправности «Точечный источник ЧР», «Слабые дуговые явления» Стадия развития -начальная, без динамики увеличения. Разряды в газовых полостях, образующихся в масле при плохой пропитке или из-за перенасыщения газами.

1) Эксплуатация с выполнением контроля трансформаторного масла.

Норма с ростом отклонений

Начальная степень неисправности «Точечный источник ЧР», «Дуговые явления» Динамика роста величин характеристик ЧР. Разряды в газовых полостях, образующихся при перенасыщении масла газами или высокой влажности, тренинг или перфорация бумажной изоляции.

Вводить ограничения по эксплуатации. 1) Необходима дополнительная диагностика (ГХ-анализ проб масла, анализ фурановых соединений). 2) Провести дополнительно локацию ЧР-активности.

Ухудшенное состояние

Развивающийся дефект «Многоочаговые ЧР», «Дуга» Интенсивные частичные разряды в маслобарьерной изоляции с образованием ползущего разряда. Искрения в масляных каналах в местах контактов с «плавающим потенциалом» металлических деталей. Пробои масляных промежутков. Локация определяет наличие дефектов в наиболее ответственных изоляционных узлах.

Ограничение эксплуатационных воздействий, планирование ремонта. 1) Учащенный контроль состояния в эксплуатации несколькими методами (измерения ЧР, ГХ-анализ). 2) Локализация дефекта осциллографированием. 3) Планирование измерений на рабочем напряжении и профилактического ремонта.

Предаварийное состояние

Аварийный дефект «Признаки деградации», «Мощная дуга» Устойчивое формирование регулярных ползущих разрядов, искровые разряды в каналах, образование дуги между витками или деталями обмотки и магнитопровода.

1) Немедленный вывод из работы. 2) В случае отсутствия возможности останова (по ряду причин - социальных, экономических и т.д.) -создание системы непрерывного мониторинга или учащенного контроля проб масла (не реже одного раза в неделю).

7.4. Практические данные по диагностике силовых трансформаторов

На настоящий момент практические результаты использования подходов, указанных в разделе 7.2.2, которые обобщены рекомендациями РД ЭО-0189-00, заключаются в следующем:
  • под контролем находится 350 СТр, из них около 300 в течение нескольких лет не имеют замечаний, по ним нет пробоев;
  • по примерно 26 трансформаторам проводится учащенный контроль с использованием периодической локации ЧР-активности по поверхности бака;
  • в предаварийном состоянии 7 трансформаторов (3 пробились, по трем выполнен ремонт, на одном ремонт выполняется в настоящее время).

7.4.1. Применение результатов диагностики для проведения ремонта

По четырем трансформаторам была проведена подробная локация ЧР-активности. Подробно дефекты и места их расположения указаны в табл.29. При периодическом контроле выяснился факт роста дефектов. Причем, у трансформаторов имелись несколько дефектов или в изоляции, или искрения в элементах магнитопровода, либо в контактах избирателя РПН. Фотография дефектного контакта (табл.29, №2, поз. в ) показана на рис.122.

 Результат воздействия дуги

Рис.122. Результат воздействия дуги на контакты РПН.

Таблица 29

Характеристика трансформатора

Наличие ЧР при измерении по поверхности баков

Концентрация газов по результатам анализа проб масла

Обозначения зон повышенной электромагнитной активности на баке трансформатора

Витковая изоляция

Масляные каналы

Барьерная изоляция

Изоляция креплений магнитопровода

Искрения контактов РПН

Изоляция ввода

№1

6ГТ
ТД ТНГ 75МВА 110/35
40 лет блочный. Фото на рис.123


Развитие ЧР в зоне «а»


Мощные ЧР в зонах «б» и «в»


нет

Менее нормиро­ванных величин.

Дефект не определяется

№1
После ремонта ЧР отсутствовали

№2

АТ11 АОДЦТН 167 МВА 500/220/15 28 лет блочный. Фото на рис.124



нет

Начальные ЧР в зоне «а»

Мощная дуга в верхней части, зона «б»

Мощные искрения в контактах, зона «в», контакт показан на рис.122

нет

Превышение норм, динамика роста – ноябрь/декабрь: H 2 -525/1135 CH 4 - 109/ 144
C2H2 -420/793. Дефект определяется

№2

После ремонта ЧР отсутствовали

№3

1ТР ТРДЦН 63МВА 110/10 28 лет Резервный

нет

Развитие ЧР в изоляции шпилек, зоны «б» и «г», домкрата. зона «в»

Искрения контактов, зона «а»

Менее нормиро­ванных величин.

Дефект не определяется

№3
После ремонта ЧР отсутствовали

№4

5-6Т
фаза А ОРЦДТ 417 МВА 750/20
12 лет блочный

Начальные ЧР в нижней части ввода


нет

Развитие ЧР в нижней части ввода

В баке - Норма,
Во вводе превышение по сумме горючих газов.

Дефект определяется

№4
Находится в ремонте

Полезности тепловизионного контроля в указанных случаях зафиксировано не было. Относительно эффективности анализа масла только в одном случае (АТ11, табл.29 поз.2) результаты измерения ЧР и анализа содержания растворенных в масле газов совпали, обе характеристики имели динамику развития. Наблюдались интенсивные дуговые явления, т.е. процессы теплового характера.
По всем трансформаторам, указанным в табл.29, после проведения ремонтных работ и включения в эксплуатацию ЧР-активности не наблюдалось, т.е. все дефекты были устранены ремонтом.


Сопоставление результатов локации зон

Рис.123. Сопоставление результатов локации зон на поверхности бака с анализом фактического состояния изоляционной конструкции. Трансформатор типа ТДГНГ 75000/110/35/10, 38 лет в эксплуатации. После локации был выполнен ремонт, локация после включения показала отсутствие зон дефектов.

Диагностика

Зона дефектов

1

2

3

4

Явления

ЧР

Визуальный контроль

Загрязнения на витках

Измерения осциллограмм потока импульсов

Рис. 124. Измерения осциллограмм потока импульсов от электроразрядных процессов в автотрансформаторе: а- осциллограммы, соответствующие ЧР в изоляции (1 - из ввода 220 кВ, 2 - из ввода 500 кВ, мощный ползущий разряд); б - осциллограммы, соответствующие электромагнитным явлениям в остове трансформатора (1-в средней части под вводом 220 кВ, 2 -в районе ввода 500 кВ); в -фото трансформатора..

7.4.2. Эффективность диагностики для определения предпробойного состояния

Здесь рассматриваются трансформаторы, в которых имели место повреждения в эксплуатации. По трем трансформаторам (табл.30) так же, как и для ремонтов (табл.29), была проведена подробная диагностика с локацией ЧР-активности и определением динамики роста интенсивности дефекта. При этом следует отметить, что по всем трансформаторам анализ масла не дал информации о наличии дефектов. Очень важно, что на всех трансформаторах в Предаварийном состоянии имелось несколько различных дефектов в разных местах активной части (табл.30). Пробой наступал по одному из них. Но всегда это были участки с самыми мощными ЧР. После демонтажа, уже после пробоя трансформатора, имелась возможность определить характеристики дефектов в зонах, где не было пробоя, т.е. те участки, где были интенсивные ЧР.
Следует указать, что все пробои имели место в жаркий период или при резком возрастании температуры (табл.30, поз.2, 3). Это обстоятельство подтверждает информацию о пробоях трансформаторов в компании Манитоба Хайдро (Канада), (таблицы 22, 23). Фотографии поврежденных трансформаторов приведены на рисунках 125...127.

Поврежденная обмотка

Рис.125. Фотография поврежденной обмотки трансформатора в результате 2-фазного к.з. Трансформатор ТРДЦ 120000/110/10, 26 лет в эксплуатации. Зоны дефектов, которые были определены локацией за 3 недели до повреждения: а, б — поверхностные разряды на барьере; в - межвитковые ЧР в обмотке ВН.

Таблица 30

Сопоставление эффективности методов диагностики для прогнозирования предпробойного состояния изоляции

Характеристика трансформатора

Наличие ЧР при измерении по поверхности баков

Концентрация газов по результатам анализа проб масла

Обозначения зон повышенной электромагнитной активности на баке трансформатора

Витковая изоляция

Масляные каналы

Барьерная изоляция

Изоляция креплений магнито-провода

Искрения контактов РПН

Изоляция ввода

№1


ТРДЦ 120МВА 110/10
26 лет блочный. Фото на рис.125

Мощные ЧР, причины пробоя с переходов в 2-фазное к.з., зона «в»


нет

Показаны разряды, зауглероживание поверхности в зонах «а» и «в»


нет

Менее нормированных величин.

Дефект не определяется

№1
Витковые(рис.128,в), разряды на поверхности барьеров(рис.128, а,б)

№2

11АТ
фаза С
АОДЦТН 167 МВА 500/220
32 года автотрансформатор. Фото на рис.126


нет

Развитие разряда в обмотке ВН около ввода 500 кВ, зона «а»


нет

Мощные поверхностные разряды в верхней части ввода, зона «б», кроме пробоя

Менее нормиро­ванных в баке и во вводе

№2
Повреждение разрядника на трёхзажимном вводе(рис.126)

№3

58ТГ
фаза В АОРЦТ 135 МВА 500/220/10
15 лет Блочный. Фото на рис.127

Мощные ЧР в обмотке СН на перемычке обмотки ввод 220 кВ, зона «в» - причина пробоя

Развитие разряда в обмотке ВН около ввода 500 кВ, зона «а»

Мощные поверхностные разряды в верхней части ввода, зона «б», причина пробоя

Менее нормированных в баке и во вводе


№3
Повреждение обмотки (рис.129)


Повреждение автотрансформатора1
Рис. 126. Фотография поврежденного автотрансформатора АОДЦТН 167
МВА 500/220. в эксплуатации 32 года, апрель 2000 г. Причина повреждения - пробой защитного разрядника на трехзажимном вводе. Это привело к к. з. в обмотке СН. Повреждений изоляции внутри бака нет.


Повреждение автотрансформатора2
Рис. 127. Повреждение автотрансформатора АОДЦТН 167 МВА 500/220 из-за пробоя в обмотке СИ в апреле 2000 г., в эксплуатации 32 года. Ударной волной от пробоя был разрушен карман ввода 220 кВ, что привело к протеканию масла и последующему пожару.

На трансформаторе (табл.30, поз.1; рис.125) имели место три значительные зоны с дефектами выключателя - поверхностные разряды (зоны а и б ) и витковые разряды (зона в ). Наличие дефектов было установлено за 7 месяцев до повреждения. Станция провела ремонт с подъемом колокола, однако визуально обнаружить дефекты (зоны а, б и в ) не удалось. После включения трансформатора, за 3 недели после пробоя, разрядные явления имели критические характеристики. Фотографии повреждений изоляции в зонах дефектов даны на рис.128, где показаны:

- зауглероживание поверхности барьера, зона а ;
- ползущий разряд, зона б ;
- витковые разряды, зона в .


Фотографии повреждений изоляции
Рис.128. Фотографии повреждений изоляции в зонах дефектов, полученные после разборки поврежденного трансформатора.

Причиной повреждения трансформатора (табл.30, поз.2, фотография на рис.126) явился пробой в разряднике трехзажимного ввода. При диагностике за несколько недель до пробоя фиксировалось развитие явлений в обмотке ВН и мощные ЧР в верхней части кармана ввода 220 кВ. Пробой разрядника на вводе произошел из-за его разгерметизации и появления конденсированной на поверхности влаги. Указанный факт был зафиксирован измерениями ЧР-активности по поверхности бака. Трансформатор (табл.30, поз.З) имел два потенциальных места, в которых мог произойти пробой:
  • разрядные явления в обмотке ВН в кармане ввода 500 кВ;
  • мощные разряды в обмотке СП, фиксируемые в кармане ввода 220 кВ. Это было причиной пробоя, который вызвал ударную волну, повредившую целостность бака в районе ввода 220 кВ (рис.127). Разборка трансформатора показала, что имели место разряды на отводе, соединяющем обмотку СН с вводом. Разряд произошел в обмотке СН (рис. 129).

Повреждения изоляции в обмотке СН трансформатора
Рис. 129. Повреждения изоляции в обмотке СН трансформатора.

Таким образом, разборка поврежденных трансформаторов позволила сопоставить полученные характеристики электроразрядных процессов с фактическим состоянием изоляции узлов трансформатора для наиболее распространенных дефектов:
• наличие поверхностных и ползущих разрядов по поверхности картона;
• повреждение изоляции между витками, разрядные процессы на контактах.
Величины и особенности характеристик ЧР для каждого из дефектов, которые фиксировались на поверхности баков трансформатора, могут быть сопоставлены с физическим, визуально определенным состоянием данного дефекта. Это позволяет далее обоснованно определять техническое состояние изоляции трансформаторов в эксплуатации при измерениях характеристик ЧР по поверхности баков трансформаторов.
Разработка оптического способа контроля внешней изоляции ЭО. Для большинства видов ЭО отсутствие местной ионизации и коронного разряда в нормальных атмосферных условиях является необходимым, а для ряда случаев, и достаточным показателем его нормального состояния.
Возникновение местной ионизации и коронного разряда той или иной интенсивности и формы, как показано выше, связано с появлением в такой изоляции тех или иных дефектов.
Поэтому сам факт возникновения местной ионизации в контролируемом оборудовании и усиление интенсивности процессов ионизации предлагается использовать для целей дефектоскопии и оценки степени старения или изменения состояния контролируемого ЭО.
Из трех известных дистанционных методов контроля ЭО, основанных на регистрации сигналов от местной ионизации, оптический отличается простотой и доступностью.
При этом оптический метод, получивший название термографии [49], обладает достаточно высокой чувствительностью, пространственной разрешающей способностью и практической независимостью от внешних влияний и помех [10].
Для осуществления электронно-оптической дефектоскопии внешней изоляции ЭО достаточно иметь современную цифровую видеокамеру или фотоаппарат [51], работающие в инфракрасной области излучения. Влияние состояния атмосферы и расстояния S до контролируемого объекта в оптическом методе учитывается по закону Бугера-Бера [52].
Влияние состояния атмосферы и расстояния S до контролируемого объекта в оптическом методе учитывается по закону Бугера-Бера [52].
Экспериментально установлено в работе [53], что в атмосферном воздухе показатель ослабления света (суммарный коэффициент поглощения и рассеяния) составляет μ = 4×10-3 1/м для спектрального диапазона 300 ≤λ≤ 700 нм. При этом в диапазоне 270...400 нм поглощение достигает μ = 2×10-2 1/м.
При переходе к фотометрическим характеристикам обычно для атмосферного воздуха коэффициент излучения фотонов оценивается как kф =0,4. Иными словами, при оптическом методе фотоприемник должен реагировать на общее количество фотонов в одной вспышке излучения [54]:
Nф = kф *q/e < 2,5 • 109 фотонов,
где q - заряд от рассматриваемого местного излучения; е - заряд электрона.
Фотоны излучения имеют различную энергию и излучаются почти равномерно в полном телесном угле. Эти параметры излучения, как показывает практика, не подчиняются нормальному закону распределения [53].
Во всех методах ЧР-диагностики требуемая характеристика обнаружения оценивается по отношению С/Ш. При отсутствии фоновых засветок в оптическом методе основной характеристикой фотоприемника служит авто- и термоэмисионный ток:
I э = [2eSM2 Δ f + 4k б T° Δ f Rg-1]-1/2 , где М - коэффициент усиления фотоприемника; Δ f - полоса частот измерения; k б - постоянная Больцмана; Т° - абсолютная температура; Rg - сопротивление в цепи фотоприемника.
При этом физически I э характеризует среднее количество заряда местной ионизации, протекающего через нагрузочное сопротивление фотоприемника в единицу времени.
Если телесный угол фотоприемника составляет менее 30°, то световая энергия, поступающая на фотоприемник, определяется как:
W ф = N ф hv = N ф hc/λ ≈ 5,6•10-19 Дж.
В этом соотношении принято средневзвешенное значение энергии поступающих фотонов ¯N ф = 3,6•106 , что эквивалентно уровню чувствительности по кажущемуся заряду в 1 пКп.
Локация источников излучения. Преимущества электронно-оптической и термографической диагностик по сравнению с визуальным наблюдением состоят в большей (на два-три порядка) чувствительности регистрации, что, в свою очередь, обеспечивает лучшую пространственную разрешающую способность записанного изображения.
Из вышесказанного следует, что в реальных системах МПД высоковольтной изоляции к оптическим методам контроля следует относить два широко используемых способа, использующих:
• электронно-оптические преобразователи регистрации излучения;
• термографию, т.е. фиксацию изменения температуры на рабочих поверхностях ЭО по сравнению с базовой, хранящейся в памяти фотопреобразователя.
На рис.130 приведены термограммы различных узлов СТр, подробно обследованных методами регистрации ЧР.
Абсолютное значение температуры на рассматриваемых объектах каждого конкретного ЭО определяется по фиксируемому оттенку цвета.

Термограммы различных узлов СТр
Рис.130. Термограммы различных узлов СТр: а -зона нейтрали; б —корпус-бак; в —линейные вводы.

Применение электронно-оптических преобразователей в системах дистанционного контроля иллюстрируется статическими (покадровыми) термограммами (рис.130) для конца (верха) высоковольтного ввода того же трансформатора.
Несмотря на независимость оптической дефектоскопии от внешних помех, этот метод не может быть индикатором зарождения дефекта в контролируемой изоляции, так как требует наличия достаточно стабильного ионизационного процесса, который гарантирует для выбранной чувствительности фотоприемника определенное количество фотонов.
Но простота метода и его сравнительно низкая себестоимость, а также возможность оперативного персонала ОРУ или электростанции самостоятельно фиксировать состояние ЭО, позволяют рекомендовать этот метод как первичный для всего парка ЭО энергосистемы при полном, 100%-ном охвате исследований с заданной периодичностью.

7.5. Практические данные по диагностике изоляции шунтирующих реакторов на рабочем напряжении

В данном разделе рассмотрена методика МПД технического состояния ШР, обеспечивающая его работоспособность. Ремонт с восстановлением изоляции в случае обнаружения дефектов в объекте осуществляется при минимальных затратах.

7.5.1. Методика измерений ЧР

Основными характеристиками ЧР, как и для трансформаторов (раздел 7.4), служит поток импульсов от местной ионизации в дефектах, т.е. распределение импульсов в зависимости от величины кажущегося заряда Q. Измерения выполнялись различными амплитудными анализаторами импульсов, которые позволяли получать спектр n(Q), (n - число импульсов ЧР за период 50 Гц, Q - амплитуда).
Для оценки состояния изоляции реактора можно использовать несколько способов фиксации сигналов:
• через ПИН-вывод, которым снабжены практически все высоковольтные вводы реакторов по аналогии с испытаниями трансформаторов, т.е. с применением УКИ-2;
• локация ЧР-активности с применением ИЭ типа ТМР.
Для измерений изоляции ШР на 750 кВ и 500 кВ применялись ИЭ типа ТМР, а фиксация n(q) проводилась анализатором типа PDA-2B в соответствии с РД ЭО-0189-00. Фрагменты диагностики ШР показаны на рис.131.

Общий вид ШР
Рис.131. Общий вид ШР (а) и особенности технологии контроля электромагнитной активности при измерении с поверхности бака (б).

Датчики ТМР-4 устанавливались по наружной части корпуса ШР (рис.132). Обозначение ориентации и места съема электрических сигналов приведены в табл.31.

Таблица 31

Обозначения положения датчиков по корпусу ШР

Положение

Ориентация датчиков, указанных на рис.132

Север

Восток

Юг

Запад

Верхняя часть

Под вводом

Средняя часть

C ср

Вср

Юср

Зср

Дно

C дно

Вдно

Юдно

Здно



Места установки ИЭ на поверхности бака
Рис.132. Места установки ИЭ типа ТМР на поверхности бака реактора РОДЦ-750.

Проведение измерений. Особенности технологии измерений сводятся к размещению и закреплению ТМР-4 и съема с них сигналов. При этом проводится несколько серий измерений. Число обследованных ШР составило 33 шт., в т.ч. на 750 и 500 кВ.

7.5.2. Результаты измерений

Принципиально ожидались интенсивные разряды в изоляции обмотки в зоне с максимальным градиентом электрического поля, которое имеет место в средней части ШР, так как на этом участке могут быть ЧР в витковой изоляции. На практике слабым местом изоляции, где возможны разрядные явления, является нижняя часть бака. Анализ полученных характеристик ЧР для изоляции реакторов рассмотренного типа показывает, что в ней имеются три участка с повышенной ионизационной активностью:
  • нижняя часть, где наблюдаются искрения между металлическими поверхностями;
  • средняя часть, область максимального потенциала: здесь, как правило, имеют место разрядные процессы в самой изоляции;
  • верхняя часть, на фоне увеличенного уровня помех фиксируются процессы во вводе и в изоляции верхней части бака.
Эти данные представлены на графиках, характеризующих распределение n(q) из разных зон ШР (рис.133). За максимальную возможную активность помех приняты данные измерений ЧР на Р3, фаза С, сигналы на котором состоят из слабых ЧР и помехи минимальны. Сопоставление приведено для ИЭ, где наибольшее влияние помех, т.е. при установке ИЭ в верхней части ШР под вводом.

Сопоставление характеристик n(Q)

Рис.133. Сопоставление характеристик n(Q) для оценки влияния внешних помех на измерения ЧР с помощью ИЭ типа ТМР для реактора с наибольшей ЧР-активностью: 1 и 2 —характеристики ЧР для реактора с большой активностью, 3 —характеристика помех.

Данные по анализу проб масла. По всем реакторам выполнялся периодический анализ проб масла на содержание растворенных газов, фурановых, фуранового спирта, ионола и влагосодержание. Результаты этих данных для одной группы ШР представлены в табл.32.

Таблица 32

Количественные данные по хроматографии масла из баков однофазных ШР 750 кВ

Оперативное наименование Дата отбора

H2 ppm

O 2 ppm

N 2 ppm

C H 4 ppm

CO ppm

C O 2 ppm

C2 H 4 ppm

C2 H 6 ppm

C2 H 2 ppm

Фурановые мг/кг

Фур.-спирт. мг/кг

H2O г/т

Ионол

Баки ШР

P-1-a,1297555 03.02.98

9 ,2

1175

51284

-

663

3320

38,9

36,8

0,0

2,4

0,46

P-1-в,1297557 03.02.98

4,7

2286

23207

67,3

487

2949

10,2

15,2

1,9

0,36

P-1-с,1297559 03.02.98

14,6

4084

27337

-

321

2925

5,9

43,9

0,4

0,0

3,3

0,54

P-2-a,1297560 03.02.98

8,1

1349

32375

225

1174

3237

0,9

55,0


0,0

1,9

0,35

P-2-a,1297560 25.03.98

8,7

948

39062

271

1375

4054

1,2

66,6

-

P-2-a,1297560 21.04.98

8,2

468

32313

227

1172

3832

0,4

56,0

P-2-в,1328507 03.02.98

27,8

2903

22983

70,0

397

2533

70,9

21,2

0,7

0,0

1,8

0,35

P-2-в,1328507 25.03.98

32,0

6530

29620

90,4

483

2347

91,9

26,4

0,0

-

P-2-в, 1 328507 21.04.98

36,7

4339

31722

96,1

505

2995

97,9

28,7

1,1

P-2-с,1297558 03.02.98

6,5

11459

51066

175

1034

4029

5,9

46,1

0,0

0,0

1,7

0,31

P-3-a,1219901 03.02.98

23,3

3510

22579


-

374

2504

83,1

29,2

0,3

0,0

1,7

0,39

P-3-a, 219901 21.04.98

27,8

3507

31753

399

2834

89,7

33,4

-

P-3-в, 333628 03.02.98

15,6

9445

42172

593

3679

8,6

34,7


0.0

0,0

1,8

0,4

P-3-в, 333628 21.04.98

16,9

481

21061

628

3438

7,5

34,3

-

P-3-с,1297556 03.02.98

30,8

2102

17332

175

395

1937

103

32,7


1,0

0,0

1,78

0,34

P-3-с,1297556 21.04.98

48,1

680

19972

-

509

2399

124

44,1

-


Данные по тепловизионному контролю. Тепловизионный контроль по всем ШР не выявил отклонений от нормальной тепловой обстановки.
Данные по локации ЧР-активности. На основании локации ЧР по испытаниям на 33 реакторах их техническое состояние можно разделить на три группы:
• норма - слабая ЧР-активность на уровне фона;
• норма с отклонением - на шести единицах;
• ухудшенное состояние изоляции - на двух единицах.

7.5.3. Классификация технического состояния изоляции реакторов

Полученные фактические данные по ЧР-активности, имеющие значительно отличающиеся характеристики, позволили провести условную классификацию технического состояния изоляции реакторов по трехуровневой шкале: Норма — Норма с отклонениями — Ухудшенное.
Характеристики ЧР для ухудшенного состояния. . Данные для одного из реакторов - РЗ фазы В приводятся на рис.134 и в табл.33.

Таблица 33

Характеристики ЧР: амплитуда импульсов А, число импульсов n на максимуме распределения n(Q) и предположения о типе дефекта

Область с максимальной ЧР-активностью средняя часть бака

Мощные ЧР, возможно ползущий разряд

A, о.е.

80

n, имп/пер.

2

Искрения между металлическими частями

A, о.е.

10

n, имп/пер.

30

Интенсивные искрения или дуговые явления

A, о.е.

40

n, имп/пер.

70


Область с максимальной ЧР-активностью нижняя часть бака

Искрения или дуговые явления

A, о.е.

40

n, имп/пер.

60

Искрения

A, о.е.

20

n, имп/пер.

40

Слабый очаг искрения в начальной стадии

A, о.е.

10

n, имп/пер.

90

Слабые ЧР в изоляции

A, о.е.

20

n, имп/пер.

0,5


Особенности зависимости n(Q) описаны в подрисуночных надписях.


Анализ распределения п(Q)
Рис.134. Анализ распределения п(Q) для определения числа возможных дефектов в ШР-750, гр.Р3, фаза В. Дефекты обозначены следующим образом: #1 - ЧР в зоне максимального потенциала; #2 - искровые или дуговые явления в сторону ЮЗ между серединой и низом; #3 — искрения в нижней части, Ю.; #4 - явления ЧР в изоляции ввода или верхней части бака.

При измерениях на конкретных реакторах, в т.ч. и на фазе В РЗ, определялось влияние характера нагрузки на ЧР-активность, связанную со временем, характером нагрузки на шинах и величиной напряжения на них. Важным экспериментальным фактом было то, что активность ЧР резко изменилась по всем машинам при изменении эксплуатационных воздействий, имевших место 19 и 20 августа (характер воздействий указан на рис.135). Это видно из сопоставления n(Q), приведенных на рис.135.

 Анализ изменения n(Q)
Рис.135. Анализ изменения n(Q) при изменении ЧР-активности при различных характерах нагрузок для Р3, фаза В, номерами обозначены дефекты, соответствующие рис. 133. Измерения 19 августа, 1600, U=772 кВ, реактивная нагрузка ТГ+29 МВАр (емк.). Измерения 20 августа, 1100, U=770 кВ, реактивная нагрузка ТГ-11 МВАр (инд.).

Эффективность локации электроразрядной активности. Разрядные явления в изоляции магнитной или контактной систем являются признаком неисправности. Причем эти неисправности фиксируются в момент их проявления, в отличие от анализа масла, где эти явления фиксируются как интегральный фактор.
Анализ разрядной активности показывает, что в некоторых ШР разрядные явления (на фоне помех, что составляет ≈ 100 пКл в единицах кажущегося заряда) отсутствуют (Р1 - А, Р2 - А, В, С; РЗ - С), на остальных имеют место разряды различного вида. Анализ технического состояния изоляции ШР в обследованной группе по измерениям ЧР-активности по поверхности бака представлен в табл.34.

Таблица 34

Оценка технического состояния ШР по итогам обследования и анализу технической эксплуатации


Группа

P1

P2

P3

Фаза

A

B

C

A

B

C

A

B

C

Оценка состояния изоляции по результатам локации ЧР

Верхняя часть блока

Ввод

Отвод, соединение ввода и обмотки

Явления в средней части бака (зона наибольшего потенциала, место соединения ввода с обмоткой)

Нижняя часть блока

Искрения (экран, шипы и т.д.)

Отдельные импульсы в изоляции

Итоговая оценка состояния


7.5.4. Оценка степени эффективности различных видов диагностики состояния изоляции шунтирующих реакторов

Эффективность анализа масла. Для оценки технического состояния на основе анализа масла использовалось несколько подходов (табл.35):
• для СТр, рекомендуемый РАО "ЕЭС России";
• по МЭК 997, при этом определялась особенность дефекта (электрического или теплового характера);
• на основе рекомендаций завода-изготовителя.
По рекомендациям завода-изготовителя, если имеют место превышения концентраций:
• Норма с отклонениями - по одному газу;
• Норма со значительными отклонениями - по двум газам;
• Ухудшенное - превышение концентрации CO 2 более 2000 ppm.

Таблица 35

Сопоставление результатов диагнозов по различным методам

Диспет­черский номер

Оценка по РД РАО «ЕЭС России» для СТр

Оценка на основе МЭК 997 вероятных причин ухудшения состояния, по местному перегреву с температурами, °С:
нагрев 150... 300 ñ Отклонения от нормы; нагрев 300... 700 ñ
Значительные отклонения от нормы;
нагрев более 700 – Ухудшенное

Оценка состояния в соответствии с заводскими рекомендациями

Виды анализов и их оценка: Удовлетворительное Неудовлетворительное

Оценка состояния по итогам контроля:
удовлетворительное;
неудолетворительное

Ухудшенное состояние, если СО2>2000

Значительные отклонения от нормы, если есть превышение по двум газам

Отклонение от нормы, если есть превышение по одному газу

ГХ-анализ

Фурановые соединения

Влага

Ионол

P1-a

P1-b

P1-c

P2-a

P2-b

P2-c

P3-a

P3-b

P3-c



Анализ технического состояния, показанный в табл.35, позволяет сравнить результаты определения технического состояния по заводской инструкции , по МЭК, и далее все это в сопоставлении с измерениями ЧР.
Из диагноза по различным подходам к анализу масла в реакторах установлено следующее:
  • все ШP группы (9 единиц) по результатам анализа на основе РД РАО «ЕЭС России» для СТр имеют дефекты, что, конечно, неверно. Следовательно, данный подход неприемлем для ШР;
  • в подходе, основанном на МЭК 997, имеется отличие в характеристиках состояния ШР: 4 единицы относятся к Норме с отклонениями ; 6 единиц - к Норме . Однако эти данные не коррелируют с данными по ремонту, и далее к рассмотрению не принимаются;
  • более надежной является оценка по заводской инструкции , в соответствие с которой техническое состояние определено следующим образом:
Техническое состояние

Данные по измерениям ЧР для этой же группы реакторов приведены в табл.35, где дана классификация технического состояния. Таким образом, имеется возможность сравнить результаты диагноза по разным методам и сопоставить их с фактическим состоянием изоляции реактора.
Сопоставление эффективности различных методов диагностики. . В данном разделе будут сопоставляться данные ГХ-анализа (подход, рекомендуемый заводом) и локации ЧР. Другими методами (тепловизионным контролем, измерениями содержания влаги, ионола, фурановых и т.д.) наличие отклонений в техническом состоянии не выявлено. Представляется, что для анализа технического состояния ШР требуется учитывать историю эксплуатации и данные по диагностике различных видов. Конечный результат (оценка эффективности метода диагностики) может быть получен посредством анализа ШР при ремонте. Сопоставление результатов диагноза с фактическим состоянием дано в табл.36.

Таблица 36

Сопоставление результатов диагнозов по различным методам

Группа

P1

P2

P3

Фаза

A

B

C

A

B

C

A

B

C

Анализ эксплуатации

Температура в баке на момент измерений, °С:

-менее 50 - более 50

43

43

60

Вибрация (органолептическая оценка)

б

н

н

н

н

б

н

н

Оценка состояния по мнению эксплуатационного персонала: - удовлетворительное состояние; - требует ремонта

Анализ ЧР - актив-ности

Норма

Норма с отклонениями

Норма со значительными отклонениями

Ухудшенное

Анализ проб масла по заводс-кой

Норма

Отклонения в концентрации по одному газу

Отклонения по двум газам

Превышение СО2 2000 ppm

Фактическое состояние

Эксплуатация без ограничений

Учащенный контроль

Эксплуатация без ограничений

Плановый вывод в ремонт

Выведен в ремонт

Учащенный контроль


Как следует из сопоставления этих данных, при измерении интенсивности ЧР-активности на поверхности бака имеется большая корреляция с фактическим состоянием изоляции ШР. На выведенных в ремонт ШР обнаружены загрязнения в изоляции в зоне максимального потенциала и нарушение контактов в элементах конструкции. Это подтвердило выводы диагностики по анализу ЧР-активности.
По итогам измерений характеристик ЧР и их локации (рис.135) имеется возможность делать прогноз о виде ионизационных явлений и свойствах дефектного узла, и на этой основе определять объем профилактических и ремонтных работ. Основные выводы сводятся к следующему:
  • измерения ЧР позволяют определить техническое состояние изоляции ШР, в т.ч. наличие витковых ЧР и искрений, часто возникающих в нижней части реактора;
  • обследование большой группы реакторов (33 машины) позволило выполнить градацию технического состояния как Ухудшенное, Норма с отклонениями, Норма ;
  • на основании измерений ЧР демонтированы два ШР с Ухудшенным состоянием изоляции, что подтвердило предложенный метод;
  • на четырех ШР установлены постоянно ИЭ типа ТМР для контроля ЧР на рабочем напряжении при проведении мониторинга состояния.

7.6. Анализ эффективности методов диагностики

При проведении ЧР-диагностики на отмеченных трансформаторах сигналы с установленных датчиков подразделяются на три типа:
  • наиболее мощные сигналы, характеризующие искрение или дугу (осциллограммы даны на рис.117, г и 124, распределение n(Q) — на рис. 137, а);
  • сигналы от ЧР с большой амплитудой и малым числом импульсов на период, соответствующие поверхностным ползущим разрядам (осциллограммы даны на рис.117, б и 124, распределение n(Q) - на рис.137, а);
  • сигналы от ЧР с малой амплитудой, но с большим числом импульсов, что соответствует явлениям в БМИ (осциллограммы даны на рис. 124, пример распределения n(Q) по ШР — на рис. 135).
Эффективность локации ЧР-активности иллюстрируется данными для автотрансформатора (табл.29, поз.2, его фотография приведена на рис.124). Важное методическое и практическое значение имеет то обстоятельство, что способ измерения характеристик ЧР позволяет установить эти характеристики именно для данного дефекта на фоне нескольких других. Это фиксируется осциллограммами и распределениями n(Q). Зоны дефектов для данного объекта приведены на рис.136.

Зоны дефектов трансформатора
Рис.136. Зоны дефектов трансформатора.

В трансформаторе имели место три дефекта:
  • зона I (точка 6 на рис.136) - дуга в верхней части магнитопровода, явления характеризовались большим числом импульсов (n ≈ 15 имп/пер) с амплитудой ≈ 3 В (рис.136, а). Форма импульса для этого явления (рис.124, осциллограмма 19) соответствует цугу волн. Последующая разборка трансформатора показала, что причина дуги - контур в ярмовой балке, после ремонта дефект и искрения от него были полностью устранены.
  • зона II (точка 11 на рис. 136) - искрения в контакте РПН, данные явления характеризуются большим числом импульсов ( ≈ 11 имп/пер) и средней величиной амплитуды импульса ( ≈ 1,5 В) -распределение на рис.137, в. Форма импульса от искрения в РПН дана на рис.124, б (осциллограмма 1), форма импульса более короткого в сравнении с дугой — на осциллограмме 19. Локация показала, что мощность ЧР в зоне РПН также была значительно выше мощности, измеренной в удалении от РПН, что видно на рис.137, г. Последующая разборка показала наличие повреждений контактных поверхностей избирателя РПН (фото на рис.122). После переключения РПН в другое положение искрение исчезло.
  • зона III (точка 2 на рис.136) - явление в изоляции в окрестности ввода, в частности имели место перекрытия по поверхности (осциллограмма 14 на рис.124). После ремонта этого узла явления прекратились. Таким образом, результаты ремонта этого трансформатора (рис.124 и 137), так же как и других, объективно подтверждают эффективность метода локации ЧР-активности для мощных явлений (дуга, искрения). Высокая термическая энергия обусловила и газовыделение в масле, данные ГХ-анализа для этого трансформатора соответствовали дуговым явлениям.
Определение зон повышенной ЧР-активности
Рис.137. Определение зон повышенной ЧР-активности (зона I ,IIи III) по результатам измерений в точках на поверхности трансформатора (указаны в квадратах).

Импульсы ЧР, наблюдаемые в контролируемой изоляции в виде разрядов в каналах, витках, по поверхности стержней, на загрязненных участках, всегда значительно меньше, чем при дуговых процессах (таблицы 29 и 30).
Явления ЧР в межвитковой изоляции, связанные с разрядами в БМИ и масляном канале, являющимися достаточно развитыми (рис.138, участок b) и приведшими к повреждению трансформатора, показаны на рис.125, поврежденные элементы - на рисунках 128, в и 129. Дефекты тем не менее не сопровождались выделениями газов (таблицы 29 и 30).

Распределение n(Q) для измерения с ввода фазы С
Рис.138. Распределение n(Q) для измерения с ввода фазы С. Особенности ЧР: а - участок ползущего разряда (один мощный импульс за 1...5 мин.); b - участок с периодически возникающей серией импульсов с перерывами в 1 ...3 мин.; с - участок стабильных ЧР.

Этот же эффект имеет место и для поверхностных разрядов по барьерам. Как следует из рис.128, а и б, где приведены фотографии поверхностей изоляционных барьеров, на которых зафиксированы два типа разрядов, прослеживается процесс, когда под действием разрядного тока из зоны дефекта по бумаге вытесняется масло, повышая проводимость зоны. Вполне очевидно, что такие следы вполне достаточны для возникновения местной ионизации, сопровождаемой импульсами ЧР (рис.117, в). Но такой интенсивности разрядов оказывается еще недостаточно для выделения большого количества газов.
Также недостаточную активность для выделения газов имеют дефекты в виде искрения в изоляции элементов крепления магнитопровода (шпильках и т.д.). Подтверждением служат данные по испытанию трансформатора (табл.29, поз.З), для которого основными дефектами являлись искрения из-за частичного разрушения изоляции стягивающих шпилек ярма магнитопровода. При дополнительном испытании цепи шпилька - железо магнитопровода сопротивление оказалось близким к нулю вследствие пробоя твердого диэлектрик при рабочем напряжении из-за наведенного потоком потенциала.
Аналогичная ситуация имеет место и при наличии в обмотке значительных загрязнений (табл.29, поз.1; фото трансформатора на рис. 123; характеристики ЧР на рис.139). После устранения (чистки трансформатора) разрядные явления были устранены. Загрязнения, которые давали значительную ЧР-активность, по анализу масла не фиксировались(табл.29, поз.1).

 Распределения n(Q) для дефектов в виде загрязнений
Рис.139. Распределения n(Q) для дефектов в виде загрязнений в межвитковой изоляции. Измерения проведены на поверхности бака трансформатора в точках: 1 - верх бака, 2 - средняя часть бака, 3 - низ.

Еще раз подчеркнем, что и по результатам анализа трансформаторов (таблицы 29, 30), и по литературным данным ЧР в изоляции не приводят к значительному газовыделению. Напротив, при тепловых явлениях повреждения изоляции отдельных узлов трансформатора (в зонах экранов, ярмовой балки, обмотки с наихудшими условиями теплоотвода) иная картина: в результате активных ЧР происходят науглероживание, механическое разрушение и возникновение дуги. Дуговые явления в масле или интенсинвные искровые процессы приводят к появлению газов, которые фиксируются при ГХ-анализе.
Таким образом, из приведенных данных по 350 машинам, только для одного автотрансформатора результаты ГХ-анализа подтвердили данные ЧР-диагностики. Но в этом ОИ основными дефектами, как показали испытания, были разряды в РПН и дуга в ярмовой балке, которые и явились источником повышенного содержания H2 , CH4 и C2H2 из-за разложения масла в дуге. При комплексном обследовании отключенного трансформатора по «Объему и нормам испытаний электрооборудования» дефекты были определены и устранены.
Следовательно, диагностика по локации зон ЧР-активности оказалась эффективной в зависимости от типа возможного повреждения изоляции. Фиксируемые электрические сигналы от импульсов ЧР различны по виду регистрируемых осциллограмм импульсов и по виду амплитудного спектра n(Q) и достаточны для определения типа дефекта и локализации дефектного узла.

7.7. Практические результаты многопараметрической диагностики силовых трансформаторов

Эффективность МПД и определения технического состояния по многоуровневой классификации подтверждена результатами испытаний более 300 трансформаторов производства различных компаний: Трансформаторный завод Тольятти, Электрозавод (Россия); Запорожский трансформаторный завод (Украина), Brown Bovery, ABB и т.д. на мощных блоках АЭС, гидро- и тепловых станций. Более десяти трансформаторов отмечены с признаками ухудшения, для них был организован мониторинг по измерениям характеристик ЧР и учащенный анализ масла. Четыре трансформатора были классифицированы как Предаварийные .
Испытания показали, что заключение по диагностике эффективно, если имеет место совпадение данных нескольких методик. Однако это имело место только для одного предаварийного трансформатора при наличии дефектов с дуговыми явлениями. На этом трансформаторе совпали данные измерений ЧР и анализа масла по растворенным газам. Наличие дуги подтвердилось электрическими измерениями, анализом масла и частично тепловизионным контролем. По результатам МПД трансформатор был выведен из эксплуатации для производства ремонта. Диагностика на рабочем напряжении включала в себя следующие методы:
• измерений характеристик ЧР и локацию зон ЧР-активности;
• анализа проб масла.

Выводы

1) Эффективность подхода, определенного в рамках данной работы, регламентированного РД ЭО-0189-00 АЭС РФ «Методические рекомендации по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении», и использованных диагностических средств на более чем 300 баках (СТр 750...35 кВ мощностью 1200...67 МВА; ШР 750...500 кВ) подтверждена следующими данными:
  • у всех машин, состояние которых, определенное диагностикой, соответствовало Норме , отказов не было;
  • мониторинг на более 15 баках позволил поддерживать эксплуатационную надежность. В одном случае, при превышении характеристиками ЧР заданной уставки, трансформатор отключен из-за ухудшения состояния изоляции ввода;
  • ремонт проведен на четырех трансформаторах, из которых три были включены при отсутствии ЧР-активности и с нормальными данными анализа проб масла, один трансформатор после ремонта имел повышенную ЧР-активность и далее повредился в эксплуатации. Пробой имел место на участке с интенсивными электроразрядными процессами, зафиксированными при измерении характеристик ЧР.
2) Локация ЧР позволяет вьывлять повреждения не только в главной изоляции, но и в магнитопроводе (шпильки, полубандажи и т.д.), а также в РПН.
3) Использование только анализа проб масла недостаточно эффективно для выявления электроразрядных явлений в изоляции или в изоляции элементов конструкций магнитопровода.
4) Как следует из анализа сценариев повреждений и результатов анализа повреждений, для группы трансформаторов, в которых имеются признаки дефектов, температура (особенно ее быстрый рост) имеет определяющее значение для развития дефекта и перехода в пробой.
5) Измерения проведены не только для трансформаторов, но также и для ШР, общие соображения относительно электромагнитных процессов (ЧР в изоляции или явления в контактах металлических частей) являются идентичными как для трансформаторов, так и для ШР.
6) Экономический аспект диагностики: стоимость диагностики составляет всего ≈ 200 тыс.руб., в то время как замена поврежденного трансформатора мощностью ≈ 200 МВА новым - 10 млн. руб.

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


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