Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

transform.ru ::Кашапов Р.Н., Коршунова С.П., Малышева Л.Н., Тихонов А.А. Диагностика маслонаполненного оборудования при переходе к ремонту по техническому состоянию.Электрика. - 2007, № 9. - С. 24-28.
 

Диагностика маслонаполненного оборудования при переходе к ремонту по техническому состоянию

Кашапов Р.Н., Коршунова С.П., Малышева Л.Н., Тихонов А.А.


 

 

Новые редакции ПТЭ "Объёмов и норм испытания электрооборудования" и "Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования..." закрепили существовавшую уже с конца 1990-х годов в энергосистеме практику ремонта трансформаторов по мере необходимости (по техническому состоянию).

Система ремонта по техническому состоянию предполагает наличие на энергопредприятии системы эффективного технического обслуживания находящегося в эксплуатации оборудования, включающей "комплекс работ", направленных на оперативную оценку технического состояния и поддержание его в исправном состоянии с использованием современных средств диагностики.

В ОАО "Красноярскэнерго" исторически и в силу большой географической разобщённости объектов энергетики сложилась двухуровневая система диагностики маслонаполненного оборудования. Первый уровень - первичного контроля (уровень района электрических сетей или филиала ОАО "Красноярскэнерго", объединяющего несколько административных районов) включает, в основном, традиционные методы испытания:

1) хроматографический анализ растворённых газов в масле (ХАРГ);

2) измерение сопротивления изоляции КаЬс;

3) измерение tgδ изоляции, ёмкости конструкции;

4) сокращённый физико-химический анализ масла (ФХАМ), влагосодержание масла, tgδ трансформаторного масла;

5) измерение сопротивления обмоток по стоянному току;

6) измерение потерь холостого хода.

Безусловно, уже на первом уровне по результатам ХАРГ выявляется большая часть развивающихся дефектов.

Второй уровень - более тщательного контроля лабораторией диагностики и хроматографии электротехнической службы включает:

1) ведение базы данных по маслонаполненному оборудованию (ЭДИС "Альбатрос"), оценка динамики контролируемых параметров;

2) ХАРГ и ведение базы данных по ХАРГ (хроматографы ЛХМ-2000, методики ВНИИЭ, база данных ДИАХРОМ);

3) тепловизионный контроль электрооборудования (тепловизионные системы ThermaCAM РМ575, ThermaCAM P65);

4) влагосодержание трансформаторного масла и образцов твёрдой изоляции (при капитальных ремонтах), оценка увлажнения и за грязнения твёрдой изоляции по диэлектрическим характеристикам изоляции, масла в зависимости от температуры;

5) расширенный ФХАМ масла (включая ионол, воздух, воду, мутность, класс чистоты, зависимость tgδм от температуры);

6) оценка степени старения твёрдой изоляции по фурановым соединениям в трансфор маторном масле;

7) ультразвуковой контроль (прибор УЛЬТРАПРОБ-2000);

8) электронно-оптический контроль оборудования (аппарат ФИЛИН-6);

9) вибродиагностика трансформаторов (система "Веста");

10) измерение уровня частичных разрядов (Корона-13ИК, КАД).

По результатам диагностики силовых трансформаторов ПО - 220 кВ ежегодно в ремонт выводится 3-4 трансформатора (примерно 1 % от числа установленных). Граничные концентрации газов для силовых трансформаторов приведены в табл. 1. Выявляют, в основном, дефекты устройств регулирования напряжения (ПБВ, РПН), образование короткозамкнутых контуров из-за нарушения изоляции стяжных шпилек, полубандажей, транспортировочных болтов, посторонних предметов на магнитопроводе, нарушения изоляции прессующих колец, нарушения (обрывы) в системе заземления конструкций (плавающие потенциалы конструкций) и др.

С 2006 г. в ОАО "Красноярскэнерго" введён ХАРГ и для силовых трансформаторов 35 кВ, ежегодно по его результатам выводят в ремонт 3-4 трансформатора - при этом во всех случаях дефекты обнаруживаются даже при визуальном осмотре (на ПБВ) или проверкой изоляции стяжных устройств.

Наиболее важным вопросом остаётся контроль состояния герметичных трансформаторных вводов. По опыту Красноярскэнерго, контроль изоляционных характеристик вводов, особенно оценка их динамики, а также контроль характеристик масла (включая ХАРГ) позволяют в большинстве случаев выявлять дефекты.

Проведён контроль негерметичных вводов выключателей 220 кВ, залитых маслом ГК или смесью масел ГК и Т-750, для которых характерно образование Z-воска в толще изоляции. Отбраковано пять вводов по tgδ3 и хроматографии. Последующее вскрытие подтвердило образование Х-воска и даже прогар изоляции между токоведущей трубой и первой обкладкой.

В последние годы зафиксировано несколько случаев отбраковки негерметичных вводов выключателей 110 кВ по факту увеличения ёмкости и повышенных концентраций газов по результатам ХАРГ. Вскрытие вводов показало наличие большого количества Х-воска в изоляционном остове (вероятно, из-за доливки и смены марки масла).За годы внедрения ХАРГ отбраковано порядка 20 вводов силовых трансформаторов 110-220 кВ. Последующее их вскрытие показало наличие жёлто-бурого осадка на внутренних поверхностях вводов и треков (в отдельных случаях) в трансформаторных вводах, залитых маслом Т-750 (изготовленных до 1985 г.). Как правило, у таких вводов "аномальная" зависимость тангенса угла диэлектрических потерь масла от температуры (имеет гистерезисный характер).

Измерительные трансформаторы (ИТ), согласно "Объёмам и нормам испытания электрооборудования", контролируют в процессе эксплуатации по сокращённому анализу масла с периодичностью один раз в 2-4 года. Такой контроль не в состоянии обеспечить высокую надёжность ИТ в условиях, когда большая часть оборудования выработала нормативный срок службы (25 лет). После нескольких случаев повреждения трансформаторов напряжения (ТН) и трансформаторов тока (ТТ) был проведён контроль изоляционных характеристик и ФХАМ всех ТН и ТТ со сроком эксплуатации 25 лет и более, в том числе на растворённые газы (ХАРГ).

Из 77 обследованных трансформаторов НКФ-ПОпо изоляционным характеристикам и влагосодержанию масла отбраковано 17 трансформаторов (22 %). Из 65 обследованных трансформаторов тока ТФЗМ-110 и ТФНД-110 забраковано 25 единиц (или 38 %) по ХАРГ и tg δ = 0,8-2,5 %.

Граничные значения концентрации растворённых газов для ТН и ТТ, принятые в ОАО "Красноярскэнерго" по результатам ранее осуществлённых обследований и по опубликованным данным других организаций, приведены в табл. 2 и 3.

При обнаружении в результате испытаний отклонения какого-либо параметра изоляции или масла от нормируемого, отклонения в картине теплового поля или уровне акустического сигнала масло отбирают на ХАРГ и проводят комплексную диагностику аппарата. В таблицах курсивом даны результаты ХАРГ по некоторым трансформаторам, для которых были проведены дополнительные обследования, вскрытие и осмотр. Анализ этих результатов позволяет предполагать, что:

  • повышенное содержание в масле трансформаторов тока Н2, СН4 и С2Н6 свидетельствует об увлажнении и загрязнении изоляции (возникновение частичных разрядов). Как правило, у таких ТТ tgS изоляции превышает 0,8-2,5 %, а влагосодержание масла - более 15- 20 г/т (требуется ремонт с очисткой от шлама,заменой масла и, возможно, сушкой изоляции);
  • повышенное (более 0,015 %) содержание в масле трансформаторов напряжения оксида углерода (СО) может быть причиной увлажнения изоляции;
  • содержание ацетилена более 0,0005 является опасным признаком - необходимо планировать ремонт ТН с осмотром активной части.
  • Измерительные трансформаторы, отработавшие нормативный срок службы, требуют учащённого контроля изоляционных характеристик (в первую очередь, тангенса диэлектрических потерь изоляции и масла, физико-химического анализа масла, включая влагосодержание), проведения теплов из ионного контроля и ХАРГ (в случаях обнаружения отклонений параметров от нормируемых).

    В условиях, когда большая часть оборудования выработала нормативный срок 25 лет, очень важным является определение остаточного ресурса твёрдой изоляции. Старение целлюлозы наиболее надёжно определяется по степени полимеризации, но это требует отбора проб твёрдой изоляции, причём лучше из наиболее нагретой зоны (как правило, витковой изоляции). Отбор пробы сопряжён со сливом масла и вскрытием бака. Степень полимеризации определяют по вязкости кадоксеновых растворов целлюлозы, однако анализ требует специальной аппаратуры и обученного персонажа.

    Для условий эксплуатации более приемлемы косвенные методы оценки по результатам анализа масла, которое можно отобрать из работающего оборудования. Установлено, что при разрушении молекул целлюлозы образуются фурановые соединения (продукты разрушения мономолекул целлюлозы) и выделяются газы СО и СО2 (определяемые газохромато-графическим методом).

    В зарубежной практике значение суммы СО + СО2 более 1 % считается признаком старения твёрдой изоляции. Однако до последнего времени основной метод оценки остаточного ресурса - метод определения фурановых соединений, которые накапливаются в масле и в твёрдой изоляции и не выделяются в воздух: их содержание, превышающее 1 мг/кг, указывает на интенсивное старение бумаги; при концентрации фуранов более 0,5 мг/кг трансформатор ставят на контроль. Отечественные нормы 10-15 мг/кг считаются предельными, соответствующими полному исчерпанию ресурса и снижению степени полимеризации до 250 единиц (необратимые повреждения изоляции).

    Зарубежные исследования позволяют установить связь между содержанием фуранов и степенью старения бумаги (табл. 4). В ряде энергосистем России (Ленэнерго, Свердловск-энерго) граничным принято содержание фурановых соединений 1-5 мг/кг (или ррм), что значительно ниже значений, принятых в отечественных нормах. Заметное выделение фуранов происходит при температурах более 120-130 °С и, как правило, у сильно загруженных трансформаторов с большим сроком эксплуатации.

    В ОАО "Красноярскэнерго" на газовом хроматографе в сочетании с полуколичественным экспресс-методом внедрён метод количественного определения фуранов по интенсивности окраски раствора уксуснокислого анилина и экстракта фурфурола из масла (методика разработана Н. И. Калачёвой, ЗАО НПО "Элек-трум"). Метод наиболее экономичен и удобен для энергосистем, как правило, уже оснащённых газовыми хроматографами. В табл. 5 приведены результаты обследования.

    Таким образом, доля трансформаторов с содержанием фурановых соединений более 0,1 мг/кг не превышает 2 %. Заметное число трансформаторов с фурановыми соединениями появляется после отработки ими 30- 40 лет. Граничное значение по фурановым соединениям в ОАО "Красноярскэнерго" можно оценить в 1-1,5 мг/кг (для сравнения: в Мосэнерго принято 2 мг/кг).

    Внеочередные отборы проб масла на фурановые соединения проводят в следующих случаях:

  • кислотное число более 0,1 мг КОН/г масла;
  • содержание водорастворимых кислот и щелочей более 0,014 мг КОН/г;
  • СО и СО2 выше нормы;
  • срок эксплуатации более 25 лет.
  • Следует отметить, что количество фурановых соединений зависит от эксплуатационных факторов - когда заменили масло в оборудовании, а силикагель - в термосифонных фильтрах (в течение нескольких первых месяцев содержание может упасть на порядок). Информация о старении изоляции по фурановым соединениям может быть получена только после наступления динамического равновесия между процессами выделения фуранов и поглощения их сорбентами. Поэтому отсутствие фурановых соединений в масле не всегда является свидетельством удовлетворительного состояния бумажной изоляции, но их повышенное содержание однозначно свидетельствует либо о старении целлюлозы, либо о неисправностях в системе непрерывной регенерации масла.

    В процессе эксплуатации трансформаторов вследствие старения и усадки изоляции, вибраций, усадки шихтованного сердечника (разрушения межлистовой изоляции, выравнивания листов, ослабления прессующих шпилек) происходит ослабление поджатия обмоток и магнитопровода. В последние годы получили распространение методы контроля состояния прессовки обмотки и магнитопровода, основанные на анализе вибрационных характеристик трансформатора во время его работы (например, система "Веста", разработанная в ПВФ "Вибро-Центр", г. Пермь).

    Список литературы

    1. Осотов В.Н., Юзефович В.А. О путях повышения эффективности системы диагностики трансформаторного оборудования/ Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного трансформаторного оборудования Инф. материалы третьего специализир. науч.-техн. сем. Москва, 2003.

    2. Гречко О.Н., Курбатова А.Ф. Опыт диагностики маслонаполненных измерительных трансформаторов 110-750 кВ/Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 20. СПб.: ПЭИПК, 2002.

    3. Гречко О.Н., Ушакова М.В., Давиденко И. В., Калачева Н.И., Курбатова А.Ф., Смекалов В.В. Граничные значения концентраций газов в масле измерительных трансформаторов 110-750 кВ/Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 30. СПб.: ПЭИПК,2006.

     
     
    Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
    Источник:  ©  Электрика
    Материал размещен на www.transform.ru 24.12.2007 г.
     

     

    Перейти в форум для обсуждения

      ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


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