Основное электрооборудование в энергосистемах

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящая книга продолжает серию аналитических обзоров, освещающих новые достижения в области приемов эксплуатации, контроля состояния и продления срока службы основного электрооборудования энергосистем, и посвящена оценке состояния силовых трансформаторов.

Быстрый рост доли оборудования, отработавшего нормативный срок службы, определяет необходимость продления его работоспособности, повышения экономичности и поддержания надежности работы энергосистемы в целом. Во многих промышленно развитых странах мира, в том числе и в России, к 2000 г. доля такого оборудования превысила половину.

Повышение надежности и экономичности эксплуатируемого оборудования необходимо не только вследствие спада темпов ввода нового оборудования, но из-за растущей мощности энергообъединений, усиления конкурентной борьбы между энергокомпаниями. На режимы работы силовых трансформаторов существенно влияет резкий рост обмена электроэнергией и увеличение потоков мощности между энергообъединениями, вызванный переходом к рынку электроэнергии.

Ознакомление с результатами новых разработок, проводящих в нашей стране и за рубежом, поможет специалистам в решении задач оценки состояния эксплуатируемого оборудования, на основе которого принимаются решения о его дальнейшей эксплуатации, реконструкции или замене.

Обзор снабжен подробным библиографическим списком, позволяющим более детально ознакомиться с конкретными новейшими разработками и с практикой их использования.

В основе обзора лежит обобщение материалов традиционно проводимых в ОАО «ВНИИЭ» работ по изучению и анализу технического уровня и режимов работы основного электрооборудования энергосистем. При составлении данного обзора большую помощь оказали Л.Г. Мамиконянц, Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, Н.Н. Хубларов и другие, которым автор глубоко благодарен.

Особенности крупных силовых трансформаторов высокого напряжения, в первую очередь недоступность обмоток для прямого обследования, делают задачу контроля их состояния весьма сложной. Трудности увеличивает также высокий уровень электромагнитных полей на подстанциях сверхвысоких (СВН) и ультравысоких (УВН) напряжений, мешающий проведению измерения электрических параметров трансформатора во время его работы. Суммарная мощность силовых трансформаторов в энергосистемах на всех уровнях напряжений в несколько раз превышает установленную мощность генератора, а их надежность непосредственно влияет на надежность энергосистемы в целом. Усовершенствование методов контроля состояния трансформаторов представляет большой интерес для широкого круга работников эксплуатации, конструкторов и изготовителей силовых трансформаторов.

Разработка как в нашей стране, так и за рубежом новых систем, средств и методов контроля и диагностики, требует анализа и сравнения их эффективности для облегчения выбора наиболее целесообразного комплекса контрольно-диагностических мероприятий при эксплуатации силовых трансформаторов.

  1. НАДЕЖНОСТЬ И КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1. Основные понятия и определения

Для единства терминологии, используемой в дальнейшем при изложении материала, условимся о формулировках некоторых понятий контроля и диагностики оборудования.

Уход и обслуживание – мероприятия по обеспечению нормальной работы оборудования.

Профилактика – комплекс предупредительных мероприятий, поддерживающих оборудование в рабочем состоянии.

Контроль состояния – проверка соответствия оборудования работоспособному состоянию и выявление дефектов.

Контроль режима – слежение за соответствием параметров режима работы оборудования заданным пределам.

Диагностика – определение вида и интенсивности дефектов, степени работоспособности оборудования (ресурса) по результатам контроля состояния и контроля режима.

Номинальный срок службы – срок службы оборудования, регламентированный нормативными документами.

На практике иногда используются термины «оперативная диагностика» – диагностика оборудования в рабочем состоянии и «ремонтная диагностика» - диагностика на отключенном от сети оборудовании.

Трансформаторное оборудование – силовые трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы. Этот термин в дальнейшем применяется, когда требуется подчеркнуть, что имеются в виду именно все три вида оборудования. При рассмотрении общих вопросов для всех трех видов оборудования используется термин «трансформаторы».

Силовой трансформатор является в энергосистеме одним из важнейших элементов, определяющих надежность электроснабжения. Его способность нести надлежащую нагрузку зависит от состояния отдельных узлов и отсутствия дефектов, которые могли бы перейти в повреждение трансформатора. Отказ крупного силового трансформатора в работе может привести к аварии в энергосистеме с широкомасштабными последствиями.

В настоящее время положение в мировой энергетике характеризуется некоторыми особенностями, объясняющими повышенное внимание к надежности работы оборудования энергосистем, и в том числе силовых трансформаторов.

Развитие свободного рынка электроэнергии во многих странах мира (большинство энергокомпаний в мире к настоящему времени являются частными) привело к усилению конкурентной борьбы между компаниями, производящими, передающими и распределяющими электроэнергию. Это в свою очередь привело к стремлению любыми средствами повысить рентабельность производства и снизить расходы на эксплуатацию парка оборудования. Для основного оборудования энергосистем прямым последствием этого явилось снижение капитальных вложений в обновление парка оборудования, стремление как можно дольше эксплуатировать уже работающее оборудование. Другой особенностью настоящего момента, также вызываемой, главным образом, конкуренцией, являются повышенные требования к качеству электроснабжения потребителей, к надежности работы оборудования. Эти требования противоречат желанию продлить срок работы установленного оборудования и компромиссные решения являются весьма непростыми.

Особенностями эксплуатации трансформаторов в странах СНГ в последние годы являются относительно низкие нагрузки, наличие в сети зон с повышенными рабочими напряжениями (особенно в сетях 500 кВ), отказ от регулярных профилактических ремонтов, прекращение замены силикагеля в адсорбционных фильтрах, снижение квалификации исполнителей внеплановых ремонтных работ.

Одним из главных путей поддержания эксплуатационной надежности в таких условиях является организация эффективного контроля состояния работающего оборудования.

Контроль состояния силового трансформатора во время работы и при периодических обследованиях входит в состав профилактических мероприятий по поддержанию его работоспособности. Выявление возникающих в работе дефектов, их обнаружение на ранней стадии развития, а также своевременное, до возникновения аварийной ситуации, принятие правильных решений по ликвидации дефектов обеспечивают высокий коэффициент готовности, сокращение времени простоя, сн6ижение затрат на ремонты, продление срока службы оборудования.

По приведенным выше причинам в последние годы контролю и диагностике основного электрооборудования энергосистем, а также оценке работоспособности силовых трансформаторов уделяется особенно большое внимание.

В российских энергосистемах контроль состояния трансформаторов производится в соответствии с рекомендациями «Объема и норм испытаний электрооборудования» (6-е изд., с изм. и доп.), утвержденных Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» [1]. Шестое издание включило в себя новые методы контроля и диагностики оборудования, требования к оборудованию приведены в соответствие с современной практикой его эксплуатации в энергосистемах.

Со стороны мировой энергетической общественности этой проблеме уделяется большое внимание. В последние годы проведен целый ряд международных совещаний, посвященных контролю и диагностике состояния трансформаторов, в том числе: симпозиум СИГРЭ в Берлине в 1993 г., коллоквиум СИГРЭ в Сиднее в 1997 г., семинар в Бельхатуве в 1998 г.

Проблемам оценки состояния трансформаторов была посвящена большая часть докладов международной конференции «Трансформатор’’99» в г. Колобжег (Польша) в 1999 г., почти половина докладов международного совещания в Запорожье в 2000 г.

Этой же тематике посвящено значительное число докладов сессий СИГРЭ по Исследовательским комитетом 12 и 15, представитель ИК-12 СИГРЭ В.В. Соколов отметил в своем докладе на совещании в Запорожье, что эта организация считает себя лидирующей и ответственной за технические, экономические, организационные аспекты эксплуатации и обслуживания оборудования в нынешних сложных условиях перехода энергетики к свободному рынку электроэнергии.

В России эти проблемы широко обсуждались на совещании по теме «Диагностика электротехнического оборудования» в 1997 г. на ВВЦ, на заседаниях Совета по диагностике при Уралэнерго в Екатеринбурге в 1999 и 2000 гг., на семинаре по проблемам эксплуатации трансформаторного оборудования на ВВЦ в 1999 г., на конференции «Оценка технического состояния электрооборудования энергосистем и определение перспектив надежной работы ЕЭС России», проведенной РАО «ЕЭС России», ОАО «ВНИИЭ» и НЦ ЭНАС в 1999г. [2].

Рис. 1. Распределение трансформаторов по классам напряжения

(трансформаторы мощностью 100 МВ-А и выше)

По данным докладов этой конференции, на начало 1999 г. на 17324 подстанциях 35-750 кВ энергосистем Российской Федерации общая мощность установленных силовых трансформаторов и автотрансформаторов (в дальнейшем, если специально не оговорено, -трансформаторов) составляла около 575 ГВ А (в том числе на 16497 подстанциях 35-110 кВ -около 270 ГВ-А). Свыше 30 % общего числа установленных трансформаторов отработало определяемые стандартами минимальные сроки службы.

В электрических сетях России эксплуатируются силовые масляные трансформаторы на напряжение от 6 до 1150 кВ и номинальной мощностью от 5 кВ-А до 1200 МВ-А (рис. 1,2).

Доля общей мощности, %

Единичная мощность трансформаторов, МВ·А

Рис. 2. Распределение крупных трансформаторов по мощности и их доля в общей установленной мощности

(блочные трансформаторы составляют около 20 %)

Таблица 1

Крупные трансформаторы и автотрансформаторы энергосистем России

Класс напряжения ВН, кВ

Тип трансформаторного оборудования

Мощность, МВ-А

Количество в эксплуатации

110

Трансформаторы

120-250

290

220

220

330

330

Трансформаторы

 Автотрансформаторы

 Трансформаторы

 Автотрансформаторы

120-1000

120-250

125-400

120-250

200

950

20

150

500

Трансформаторы

 Автотрансформаторы

Шунтирующие реакторы

135-1000

167-267

60

140

500

200

750

Автотрансформаторы

Шунтирующие реакторы

333-417

110

40

30

В табл. 1 показано общее количество эксплуатируемых крупных трансформаторов (мощностью 120 МВ-А и более) различных классов напряжения по состоянию на 01.01.98. В эту таблицу включены также шунтирующие реакторы типов РОДЦ (60000/500 и 110000/ 750). Число трансформаторов в эксплуатации округлено.

Трансформаторы в основном повышающие, с ПЕВ, установлены на электростанциях; автотрансформаторы, как правило, с РПН -на подстанциях и ОРУ электростанций.

1.2. Особенности трансформатора как электрического аппарата

Главная особенность силовых трансформаторов - использование бумажно-масляной изоляции с охлаждением циркулирующим маслом в баке, защищенном от окружающего воздуха. Большие мощности трансформаторов и их классы напряжения определяют высокую степень использования активных материалов, способных выдерживать опасные тепловые воздействия и высокие напряженности электрического и магнитного полей, а также большие механические воздействия при КЗ в сети, от которых трансформатор, в отличие от генератора, не защищен предвключенным реактивным сопротивлением.

Отсюда при эксплуатации возникает необходимость учета неизбежного старения бумажной изоляции, жесткого контроля, ведущего к быстрому старению и нагреву изоляции, периодической подпрессовки обмоток, тщательного изолирования масла от воздействия окружающего воздуха (защита от увлажнения). И все это - при недоступности активной части трансформатора.

По основным видам конструкции (форме сердечника) трансформаторы делятся на стержневые (охватываемые обмоткой) и броневые (охватывающие обмотку). Трансформаторы броневого типа широко применяются за рубежом.

По видам изоляции и хладагента основную часть занимают силовые трансформаторы с бумажно-масляной изоляцией и охлаждением с естественной или принудительной, направленной циркуляцией масла. Для размещения в пожароопасных зонах используются трансформаторы с полимерной (сухой) изоляцией и воздушным охлаждением, с элегазовой изоляцией и, в самое последнее время, с обмоткой кабельного типа, имеющей полиэтиленовую изоляцию. В данной книге вопросы контроля состояния таких трансформаторов не рассматриваются. Также не рассматривается подробно контроль состояния измерительных трансформаторов, он затрагивается только в гл. 8, посвященной контролю вводов, конструкция которых во многом подобна трансформаторам тока с бумажно-масляной изоляцией.

1.3. Надежность силовых трансформаторов

Требования к надежности силового трансформатора в большой мере зависят от степени его влияния на работу конкретной электростанции или электрической сети, энергосистемы в целом.

Особенно высокие требования предъявляются к трансформаторам большой мощности, входящим в состав блока «генератор-трансформатор». Работа блока зависит от работы блочного трансформатора и выход его из строя приводит к отключению блока, что может быть причиной развала энергосистемы. Для блоков АЭС невозможность выдавать мощность при работающем реакторе вообще является аварийной ситуацией. Не меньшая ответственность за работу сети в целом лежит на крупных автотрансформаторах межсистемных связей и узловых подстанций.

Контроль состояния таких трансформаторов выполняется наиболее полно, за рубежом наиболее совершенные системы контроля обслуживают именно повышающие трансформаторы большой мощности на электростанциях. Для таких трансформаторов целесообразно применять даже весьма сложные и дорогие контрольно-диагностические системы, например, автоматическую систему отбора проб масла, анализа содержащихся в них газов и постановки диагноза, стоимость которой составляет до 10 % стоимости всего трансформатора.

Трансформаторы меньшей мощности, как правило, легче резервируются, их выход из строя отражается на конкретных потребителях, но не на всей сети. Соответственно и системы контроля охватывают меньшее число выявляемых дефектов, основная оценка состояния производится при периодических обследованиях с отключением трансформатора.

По данным Генеральной инспекции по эксплуатации РАО «ЕЭС России», доля повреждений при технологических нарушениях в эксплуатации маслонаполненного оборудования в 1996 г. составила 4,8, в 1997 г. - 5,4, а в 1998 г. - 6,1 %, число повреждений с 1996 по 1999 гг. выросло на 14,3 % [3].

По данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис», анализ отказов трансформаторов мощностью 80 МВ-А и выше и шунтирующих реакторов в 1998-1999 гг. показал, что удельное число отказов в этот период для блочных трансформаторов ТЭС и ГЭС составило 0,86 % в год, а аварий -0,22 % в год (данные по 2030 трансформаторам).

Цифры удельной повреждаемости силовых трансформаторов магистральных линий (1600 шт.) составили соответственно 1,5 и 0,25 %, региональных сетей (1460 шт.) - 1,5 и 0,48 % [4].

Близкие по значению результаты дает анализ надежности оборудования, проводимый ВНИИЭ. За 1992-1995 гг. удельная повреждаемость из-за отказа силовых трансформаторов классов напряжения 330-750 кВ составляла 2,2 % в год (аварийные выходы из строя составляли примерно половину случаев).

Силовые трансформаторы имеют меньшую повреждаем ость, чем другие виды основного оборудования. Так, наиболее распространенные турбогенераторы типа ТВВ мощностью 160-800 МВт за 1992-1996 гг. имели удельную повреждаемость из-за отказа 25-40 % на генератор в год, гидрогенераторы мощностью 60 МВт и выше -7,3 % на генератор в год, маслонаполненное оборудование - около 5 % в год на аппарат [2].

Та же закономерность свойственна зарубежным трансформаторам, например данные компании Siemens KWU показывают, что доля простоев из-за повреждений генератора в 7-8 раз выше, чем из-за повреждений блочного трансформатора.

Суммарная мощность силовых трансформаторов в наших энергосистемах на всех уровнях напряжений за счет нескольких ступеней трансформации в 6-6,5 раза превышает установленную мощность генераторов. Так как повреждаемость трансформаторов непосредственно влияет на надежность энергосистемы в целом, понятно особое внимание к поддержанию их работоспособности. Этого требует и статистика повреждений: аварии по вине трансформаторов в электрических сетях вызывают 80-90 % недоотпуска электроэнергии, а на электростанциях - 10-20 %.

1.4. Старение парка трансформаторов

Надежность работы трансформаторного оборудования непосредственно связана с его сроком службы. От продолжительности эксплуатации трансформатора зависят допустимые значения воздействующих режимных факторов и их количество.

Нарастающий характер кривой повреждаемости трансформаторов со временем (или «кривой жизни» конкретного трансформатора) после отработки им нормированного срока службы аналогичен подобным зависимостям старения всех видов электрооборудования. Основная особенность трансформаторного оборудования состоит в том, что срок службы в большой степени определяется состоянием бумажно-масляной изоляции в процессе ее естественного временного старения и под воздействием внешних факторов.

Главное, что потребовало в настоящее время форсированного развития средств и методов контроля состояния трансформаторов, это проблема их эксплуатации за пределами номинальных сроков службы. У большого числа трансформаторов, находящихся в эксплуатации, закончился или подходит к концу номинальный срок службы. Такое положение заставило уделить большее внимание продлению их интегрального срока службы (наработки) за счет эффективного контроля состояния, оптимизации проведения профилактических мероприятий.

Рост повреждаемости при работе за пределами нормированного срока службы увеличивает расходы на текущий ремонт оборудования, повышает вероятность аварийного выхода из строя и из-за этого - растет объем профилактических мероприятий. В условиях рыночной конкуренции снижение рентабельности оборудования приводит к потерям значительно большим, чем расходы на ремонты - к потере конкурентоспособности.

По данным ответов на вопросник, разосланный энергопредприятиям в порядке подготовки к конференции 1999 г., срок службы силовых трансформаторов мощностью 120МВ-А и выше, работающих в российских энергосистемах, составляет:

Годы ввода 1974 и ранее 1975-1979 1980-1984 1985-1989 Позже 1989
Срок службы, лет Более 25 20-25 15-20 10-15 До 10
Число
трансфор-
маторов
396 238 340 272 199
Интегральный срок службы, лет Более 25 Более20 Более 15 Более 10 Более 0
Число
трансфор-
маторов
396 634 974 1246 1445

 

 

 

 

 

 

Приведенные цифры показывают, что срок службы около 45 % трансформаторов превысил 20 лет, а около 30 % трансформаторов -25 лет. Если не будет проводиться замена трансформаторов на новые, к 2005 г. около половины трансформаторов превысит 25-летний срок службы. Техническое перевооружение трансформаторов идет крайне медленно, в 1993 г. оно составило 1,1 %, а в 1999 г. - всего 0,5 % [4].

Рис. 3. Распределение трансформаторов по срокам службы

На рис. 3 показан «возрастной состав» трансформаторов.

Среди трансформаторного оборудования несколько «моложе» шунтирующие реакторы, из установленных на подстанциях

РАО «ЕЭС России» 167 реакторов на 500 кВ 27 работают свыше 20-25 лет; из 30 реакторов на 750 кВ свыше этих сроков работают 5.

По данным РАО «ЕЭС России», охватывающим 20 тыс. силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов на напряжения 110 кВ и выше, 40 % оборудования подстанций 110-220 кВ прослужили более 25 лет, 35 % — 15-25 лет, около 25 % - менее 15 лет [5].

Это соответствует общему положению со старением оборудования в энергосистемах России. К 2000 г. сроки работы 50 млн кВт установленных на электростанциях России мощностей превысили минимальные «сроки жизни», определяемые стандартами, к 2005 г. эта цифра возрастет до 80 млн кВт, что составит более одной трети установленной мощности электростанций. В настоящее время износ основных фондов линий электропередачи РАО «ЕЭС России» превышает 25 %, подстанций - 45 %; треть воздушных выключателей 330-500 кВ эксплуатируются свыше 20 лет.

Аналогичная картина старения парка силовых трансформаторов наблюдается и в зарубежных энергосистемах. Так например, по данным института электроэнергетики США EPRI, в 1997 г. около 65 % силовых трансформаторов в сетях США отработало более 25 лет.

Краткие выводы

* Темпы прироста мощностей во всей мировой энергетике резко снизились и прирост выработки электроэнергии достигается главным образом за счет интенсификации использования и улучшения методов эксплуатации оборудования.. Заметно растет доля оборудования, отработавшего установленный стандартами номинальный срок службы.

Расчеты показывают, что продление срока службы на 20-30 лет дает большую выгоду, чем замена оборудования на новое.

* В большинстве развитых стран имеются программы обследования состояния оборудования с целью выяснения возможностей продления его срока службы. Это требует развития соответствующих методов и средств контроля и диагностики состояния.

В нашей стране в ближайшие годы как по экономическим, так и по техническим причинам не ожидается существенного обновления отработавших свой срок трансформаторов и на ближайшую перспективу усилия по сохранению работоспособности энергосистем будут направлены в основном на продление срока службы ныне работающих машин.

* Первостепенное значение приобретают эффективный контроль состояния и определение работоспособности трансформаторов как важнейшие составные части эксплуатации электрических сетей. Решение этих задач является срочным, неотложным делом, промедление с оценкой работоспособности оборудования приведет к неминуемому снижению надежности передачи и распределения электроэнергии в России.

2. ДЕФЕКТЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1. Основные опасные воздействия на трансформатор

Силовой трансформатор является ответственным элементом сети, на работу которого влияют как сильные внешние воздействия, так и анормальные режимы работы энергосистемы. Перечислим эти воздействия и их последствия.

Грозовые и коммутационные перенапряжения, вызывающие повреждения главной и витковой изоляции при недостаточных запасах их электрической прочности.

Повышения рабочего напряжения из-за некомпенсированной емкости ВЛ СВН и УВН, приводящие к перевозбуждению трансформаторов.

Длительное повышение напряжения становится в последнее время весьма актуальным.

Недостаточный объем средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сетях 500-750 кВ ЕЭС России в условиях спада производства электроэнергии в последние годы создает трудности с поддержанием допустимых уровней напряжения, особенно в режимах минимальных нагрузок. Подъем напряжения из-за недостаточной компенсации на ВЛ 500 кВ может достигать 550 кВ. Повышение напряжения ведет к длительному перевозбуждению магнитопровода.

Еще один неблагоприятный фактор в нынешних сетях 330-750 кВ - распространенная практика неиспользования устройств РПН (или использования его только для сезонных переключений). В таких случаях к возможному перевозбуждению от некомпенсированных линий может добавиться еще 3-5 % и оно станет еще более опасным.

Перевозбуждение магнитной системы вызывает повышенный нагрев как самого сердечника, так и конструкционных стальных деталей, что опасно для контактирующей с ними изоляции.

Токи КЗ, оказывающие ударные механические воздействия на обмотки. Серьезнейшим влиянием со стороны сети является воздействие на трансформатор токов КЗ, вызывающих деформацию обмоток при их динамической нестойкости. В настоящее время такие повреждения трансформаторов занимают заметное место. По расчетам примерно 1,7 % автотрансформаторов 220-500 кВ 1 раз в год может подвергаться опасным воздействиям тока КЗ, особо опасных для автотрансформаторов с пониженной электродинамической стойкостью. Такая группа «риска» оценивается в 25 % общего количества автотрансформаторов 330-750 кВ подстанций РАО «ЕЭС России» [6, 7].

Токи намагничивания при включении, вызывающие повреждения обмоток из-за электрических и механических переходных процессов. Включение трансформатора в сеть само по себе является причиной броска тока при намагничивании сердечника. Так, из-за броска тока при включении со стороны ВН трансформатора блока АЭС мощностью 1000 МВ-А на несколько секунд для генераторов создается режим форсировки возбуждения. Бросок тока включения зависит в первую очередь от остаточной индукции в сердечнике трансформатора, которая в свою очередь зависит от конструкции сердечника. Разрабатываются способы ликвидации и снижения бросков тока.

Сейсмические воздействия на трансформатор. Большое внимание в последнее время уделяется сейсмостойкости мощных трансформаторов, разработке методов испытания их на сейсмостойкость. Примером трансформатора с повышенной сейсмостойкостью может служить трансформатор для Рогунской ГЭС, спроектированный ПО «Запорожтрансформатор». Он рассчитан на сейсмичность до 9 баллов по 12-балльной шкале.

Воздействия геомагнитных токов на трансформатор. После нескольких серьезных аварий трансформаторов в сетях Северной Америки были исследованы воздействия геомагнитных бурь, вызывающих появление в длинных линиях токов порядка сотен ампер очень низкой частоты, которые действуют аналогично постоянному току. Это относится к протяженным ЛЭП, ориентированным в меридиональном направлении. Геомагнитные токи в первую очередь воздействуют на измерительные трансформаторы тока, что ведет к массовым ложным срабатываниям релейной защиты. Однако при анализе последствий таких аварий отмечались также и местные перегревы массивных деталей и бака силовых трансформаторов из-за перенасыщения сердечника при протекании больших постоянных токов по обмотке.

Проблемам воздействия геомагнитных токов на энергосистемы посвящено в последнее время значительное число публикаций, в том числе обзорных [8, 9].

Перегрузка трансформатора по току. Большое влияние на срок службы трансформатора из-за старения изоляции оказывает режим нагрузки. Максимально допустимую температуру наиболее нагретых точек определяют два ограничивающих фактора -старение целлюлозно-бумажной изоляции под воздействием продолжительного нагрева и возникновение газовых пузырьков на поверхности бумажной изоляции при быстром повышении температуры. Например, по рекомендациям института электроэнергетики США ЕРRI кратковременно допускается температура 180 °С, выше которой возможно возникновение пузырьков газа; продолжительно допускается температура 140 °С, выше которой существует опасность быстрого старения бумажной изоляции. Большинство зарубежных специалистов считают возможным допускать температуру не выше 140 °С из общих соображений надежности трансформатора.

Влияние тепловых перегрузок для российских трансформаторов не критично для условий нашей страны с зимним максимумом нагрузки и сравнительно1 холодным климатом. При правильном выборе трансформаторов классический тепловой износ витковой изоляции на практике не проявляется. Кроме того, нагрузки наших трансформаторов за последние пять лет из-за резкого спада промышленного производства снизились в среднем с 60-70 % до 20-40 %. Сохранилось незначительное количество подстанций с нагрузками 60-70 %.

Имевшие место 30-35 лет назад многочисленные аварии из-за полного теплового износа витковой изоляции торцевых частей обмоток трансформаторов 110-500 кВ происходили при нагрузке ниже номинальной и были обусловлены грубым дефектом конструкции обмоток.

Опасные тепловые воздействия перегрузок, особенно в жаркое время года, могут стать причиной повреждений герметичных вводов ВН, нижняя часть которых находится в наиболее нагретых верхних слоях масла. Такие повреждения, характерные образованием внутри покрышки желтого налета, наблюдались в последнее время довольно часто.

2.2. Виды дефектов силовых трансформаторов

Анализ 712 отказов и технических нарушений трансформаторов РАО «ЕЭС России» в 1997-2000 гг. [3] показал, что наиболее частыми повреждениями силовых трансформаторов являлись:

в обмотках: выгорание витков вследствие длительно неотключаемых КЗ на стороне НН, приводящих к разрушению изоляции;

деформации при КЗ из-за недостаточной динамической стойкости, приводящие также к разрушению изоляции;

увлажнение и загрязнение вследствие негерметичности трансформатора, приводящие к снижению электрической прочности изоляции и в конечном итоге - к ее пробою;

износ и снижение механической прочности, а затем и снижение электрической прочности и пробой изоляции; некоторые дефекты изготовления;

в магнитопроводе: перегрев сердечника при возникновении контура КЗ, что может привести к пожару в железе;

в системе охлаждения: нарушение работы из-за повреждения маслонасосов, кроме перегрева обмоток это приводит к загрязнению масла механическими примесями;

засорение трубок охладителя, приводящее к перегреву трансформатора;

в устройстве РПН: нарушение контактов, приводящее к искрению, подгару контактов и, наконец, к отказу РПН;

нарушение изолирующей РПН перегородки, вызванное дефектом изготовления и приводящее к загрязнению продуктами пиролиза масла в баке трансформатора, что, в частности, усложняет диагностику изоляции по газохроматографическому анализу масла;

механические неисправности РПН из-за износа узлов кинематической схемы, приводящие к обгоранию контактов РПН;

разгерметизация устройства РПН при увлажнении бакелитового цилиндра, приводящая к дуговому КЗ в РПН;

в прочих узлах: нарушение герметичности бака из-за дефектов сальников задвижек;

перегревы контактных соединений из-за дефектов монтажа;

течи масла при дефектах прокладок из-за некачественного монтажа, в том числе на вводах;

увлажнение и загрязнение негерметичных вводов, приводящие к перекрытиям их изоляции;

отложения осадка на внутренних поверхностях герметичных вводов, приводящие при поглощении влаги к пробою изоляции;

старение масла в герметичных вводах с образованием коллоидных частиц, окислением масла и последующим пробоем изоляции;

разгерметизация сильфонов во вводах с повышением давления масла.

Так как выявление всех видов дефектов не удается обеспечить как по техническим, так и по экономическим причинам, главное внимание уделяется выявлению наиболее часто проявляющихся и наиболее опасных для работоспособности трансформатора дефектов.

Ранжирование видов повреждений по частоте их проявления, по данным анализа Генеральной инспекции РАО «ЕЭС России» [3] (колонка А) и НИЦ «ЗТЗ-Сервис» [4] (колонка Б}, выглядит примерно одинаково:

Вид повреждения Доля , %
А Б

Дефекты маслонаполненных вводов

36,2 32,9

Повреждения обмотки:

   

- динамическая нестойкость

5,4  

- увлажнение

27,3 7,3

- газовыделение

6,7  
Дефекты регулирующих устройств РПН/ПБВ 24,2 23,5
Прочие причины 12,3 24,2

Проведенные в последние годы [10] в НИЦ «ЗТЗ-Сервис» исследования 106 трансформаторов с наработкой более 20 лет, эксплуатирующихся в России и на Украине, позволили выявить 643 дефекта, вид и место которых приведены ниже:

Вид и место дефекта

Количество случаев

Доля, %

Система охлаждения

146

22,71

Высоковольтные вводы

92

14,31

Выделение газов в масло

58

9,02

Старение масла

48

7,47

Дефекты в устройстве РПН

46

7,15

Течи по уплотнениям

44

6,84

Распрессовка обмоток

42

6,53

Загрязнение твердой изоляции

34

5,29

Увлажнение твердой изоляции

26

4,04

Распрессовка магнитопровода

26

4,04

Загрязнение масла

14

2,18

Деформация обмоток

10

1,56

Повреждения в ШАОТ

8

1,24

Повышенная вибрация

8

1,24

Повреждения отводов

7

1,09

Повреждения магнитных шунтов

6

0,93

Повреждения устройства ПБВ

6

0,93

Окисление масла

4

0,62

Перегрев разъема

4

0,62

Нарушение герметичности

4

0,62

Эти данные показывают, что наибольшие неприятности в эксплуатации доставляют системы охлаждения, вводы и уплотнения (около 40 % выявленных дефектов). Заметное место (около 10 %) занимает распрессовка обмоток и магнитопровода, столько же - загрязнение и увлажнение твердой изоляции обмоток, столько же - старение и загрязнение масла.

Только в 10 случаях надо было заменять трансформатор полностью или его обмотки. Опыт обследований показывает, что более 70 % дефектов могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети.

Отказы высоковольтных вводов приводят к наиболее тяжелым повреждениям. Число тяжелых повреждений в РАО «ЕЭС России» по этой причине составляет 30-45 % общего числа аварий и отказов в год.

Заметную долю повреждений составляют проявления динамической нестойкости обмоток к КЗ. Одной из ее причин является ослабление в течение срока службы прессовки сердечника и обмоток из-за механических воздействий во время транспортировки, монтажа, старения изоляции, повторяющихся термомеханических процессов, и особенно - динамических усилий при КЗ. Снижение прессовки также ускоряет старение изоляции. Деформированные ранее в результате сквозных КЗ обмотки имеют сниженную стойкость и могут повредиться и при токах КЗ ниже предельно допустимых. Другой причиной динамической нестойкости обмоток являются недостатки конструкции некоторых типов трансформаторов.

Увлажнение и старение изоляции, в первую очередь бумажно-масляной, во многом определяет срок службы этого ответственного вида оборудования. Особенно большое влияние на электрическую прочность изоляции и срок ее службы оказывает содержание в ней влаги. Попадая из окружающего воздуха в масло, влага затем диффундирует в твердую изоляцию. При изменении температуры обмоток и масла происходит процесс взаимообмена влагой между маслом и бумажной изоляцией.

Сотрудники Массачусетского технологического института (США) провели анализ всех исследований перераспределения влаги в бумажно-масляной изоляции, проведенных за последние 50-60 лет, сформулировали законы этого процесса и представили номограммы, позволяющие оценить увлажнение твердой изоляции в трансформаторе, зная его температуру и влагосодержание масла. Конечная цель исследований - оценка степени старения изоляции и остаточного срока службы трансформатора [11].

В прошлом увлажнение твердой изоляции указывалось на первом месте среди причин повреждений. Принятые за последние два-три десятилетия меры по защите масла от увлажнения (азотная и пленочная защита, непрерывное осушение масла, эффективный контроль состояния обмоток с помощью газохроматографического анализа масла и др.) отодвинули эту причину повреждения трансформатора в разряд сравнительно редких. Однако большое число старых машин, выпущенных без эффективной защиты масла от увлажнения, заставляют исследователей во всем мире продолжать разработку средств защиты и методов контроля увлажнения.

Компания S.D. Myers (США) считает нормальным влагосодержание для малоувлажненного трансформатора - 0,5 % массы твердой изоляции. Влагосодержание выше 1,5 % считается слишком большим для трансформатора, при таком увлажнении снижается электрическая прочность, ускоряется старение бумажной изоляции, растет скорость окисления масла. При влагосодержании 3,3 % от бумаги начинают отделяться волокна, которые попадают в масло [12, 13].

На основании многолетнего опыта польские энергетики применяют следующие критерии по допустимому влагосодержанию бумажной изоляции трансформатора:

При 8 % и более принимается решение о немедленном выводе трансформатора из эксплуатации [14].

Кроме непосредственного снижения электрической прочности твердой изоляции при увлажнении, существует опасность выделения влаги в масло при переходных тепловых процессах с образованием пузырьков. Это может также стать причиной снижения электрической прочности конструкции изоляции в целом.

Миграция влаги из твердой изоляции в масло и обратно подробно изучается, что связано с опасностью возникновения частичных разрядов при появлении пузырьков газа при перегрузках.

В частности, в университете Monash (Австралия) продолжены исследования, начатые институтом электроэнергетики США EPR1 и компанией Westinghouse. Было установлено, что наличие пузырьков может снижать электрическую прочность изоляции вплоть до ее пробоя. Последние исследования направлены на выявление связи между влагой в изоляции и возникновением пузырьков, влияния электрического поля на пузырьки в динамике. В университете Monash проводились опыты по определению миграции влаги из изоляции при ее значениях от 0,5 до 6,0 % во время различных перегрузок трансформатора, определялось время возвращения к начальному состоянию.

Если начальное влагосодержание в бумаге мало, возврат влаги из масла в бумагу продолжается от 0,5 до 1 сут., при начальном увлажнении 4 % этот процесс идет от 6 до 8 сут.

Интересно, что при высоких напряженностях поля образование пузырьков можно выявить до того, как их можно увидеть в масле. При низких напряженностях поля по значению частичных разрядов пузырьки долго не выявляются, хотя процесс их образования уже начался. При проведении опытов было выявлено образование не только пузырьков, но и капель влаги, даже при относительно сухой изоляции (1,4 % при 175 °С). Свободно циркулирующие капли влаги представляют реальную опасность, особенно при их поглощении бумагой в критических зонах, что может привести к пробою [15].

Загрязнение масла, также как и его увлажнение, является опасным для снижения электрической прочности всей конструкции и проявляется как наличие в масле посторонних частиц и примесей.

Классификация уровня загрязнения масла, разработанная рабочей группой (РГ) СИГРЭ 12.17 [16], приведена в табл. 2.

Таблица 2

Классификация уровня загрязнения масла

Класс загрязнения по ISO

Число частиц на 100 мл при размерах 5/15 мкм

Уровень загрязнения

Примеры уровня загрязнения масла в силовых трансформаторах

До 8/5

250/32

Отсутствует

Требуемая по МЭК чистота сосуда

9/6-10/7

1000/130

Низкое

Отличная чистота, приемка на заводе

11/ 8-15/12

32 • 10 3/ 4 • 103

Нормальное

Типичный уровень для эксплуатации

16/13-17/14

130 •103/ 16 •103

Крайнее

Уровень в значительном числе трансформаторов

18/15 и выше

Еще больше

Высокое

Редкий уровень загрязнения, указывающий обычно на недостатки эксплуатации

В зависимости от степени загрязнения масла РГ СИГРЭ 12.17 рекомендует соответствующие меры для поддержания работоспособности трансформатора (см. гл. 4).

Статическая электризация масла является одной из причин повреждений изоляции внутри трансформатора. Это показали исследования эффекта статической электризации масла в потоке принудительной циркуляции, проведенные в середине 90-х гг. Этот эффект заключается в увлечении ионов с поверхности электрокартона и металлических деталей (маслонасосы) протекающим с большой скоростью маслом. При этом может возникнуть ток утечки до нескольких микроампер или частичные разряды порядка нескольких микрокулон. На практике были зафиксированы разряды от статической электризации с перекрытием 25-40 см поверхности электрокартона.

Специалисты считают, что именно по этой, невыявленной ранее причине, происходили повреждения типа «ползущего разряда» по поверхности электрокартона в между обмоточном пространстве [17].

Серьезные аварии по этой возможной причине поразили за рубежом около тридцати крупных трансформаторов, во многих случаях повреждения имели характер перекрытия обмотки с нижнего конца, изолированной мощной ярмовой изоляцией от сердечника в броневом трансформаторе. Как правило, трансформаторы были слабо нагружены, а все их маслонасосы работали.

В разных странах мира проведены исследования, направленные на выяснение механизма таких повреждений трансформаторов и разработку соответствующих средств защиты от них.

Этой проблеме была посвящена широкая дискуссия ИК-12 СИГРЭ в 1988 г., многие доклады на сессии 1992 г. Исследования в этой области продолжаются [18-20].

Измерения как на моделях, так и на реальных трансформаторах показали, что статическая электризация в неблагоприятных случаях может вызвать местное повышение напряженности электрического поля на 10-20%.

В настоящее время явления статической электризации масла учитываются при конструировании трансформаторов с форсированным охлаждением и направленной циркуляцией масла. Ограничивается локальная наибольшая скорость потока масла в обмотке. Разрабатываются и меры по снижению электризации масла с помощью присадок, методы непрерывного контроля, предотвращающие повреждения из-за статической электризации [21].

Перегревы витковой изоляции, имевшие место 30-35 лет назад в обмотках отечественных трансформаторов 110-500 кВ, были обусловлены грубым дефектом конструкции обмоток.

Все чаще встречаются повреждения из-за местных перегревов массивных стальных деталей при перевозбуждении магнитной системы. Перевозбуждение вызывает вытеснение магнитного потока из трансформаторной стали в конструкционные стальные детали (ярмовые балки и пр.), с наведением в них вихревых токов. Продолжительный повышенный нагрев конструкций опасен для соприкасающейся с ними изоляции.

Перегрев обмотки трансформатора в целом опасен местными перегревами с повышенными температурами наиболее нагретых точек (ТННТ).

Значение ТННТ вместе с продолжительностью воздействия повышенной температуры является основным критерием допустимости перегрузки трансформатора. По рекомендациям МЭК 354 (1972 г.) ТННТ ограничивается значением 140 °С. Эта температура соответствует началу ускоренного старения твердой изоляции при повышенной температуре и, при определенных условиях, началу выделения газа из изоляции.

Многочисленные опыты на образцах и моделях изоляции, а также на реальных трансформаторах показали, что заметный рост старения наблюдается при температурах выше 130 °С, что и определило рекомендации о предельных значениях ТННТ в эксплуатации между 130 и 140°С.

С большим вниманием исследуется вопрос об условиях возникновения пузырьков газа при нагреве изоляции. По сравнению со старением целлюлозной изоляции при воздействии повышенных температур, явление образования пузырьков, которое может привести к электрическому пробою вдоль их цепочки в масле или на поверхности раздела «масло - твердая изоляция» зависит от гораздо большего числа факторов, к тому же менее определенных, чем воздействия при тепловом старении [21, 22].

Опыты, проводившиеся в США в 1979 г., показали, что газ из изоляции может выделяться уже при 140 °С. Такие выводы привели к проведению более подробных исследований с анализом физических явлений и созданием математической модели процесса образования пузырьков.

В частности, в институте электроэнергетики США EPRI проводились исследования образования пузырьков на полноразмерных и уменьшенных моделях и на реальных трансформаторах. Исследования на моделях показали, что выделение пузырьков в масло снижает электрическую прочность на 20-50 %. Начало выделения пузырьков при хорошо высушенной изоляции (0,2-0.5 % влаги) соответствовало температурам 175-200 °С. Однако при заметном увлажнении бумаги это значение резко снижалось. Так, повышение влагосодержания до 3,1 % приводило к снижению температуры возникновения пузырьков до 100-126 °С.

Проведенные в Японии на образцах и моделях изоляции исследования показали, что при влагосодержании 2,3-2,4 % возникновение пузырьков наблюдалось при 143-156 °С. При меньшем влагосодержании температура возникновения пузырьков была выше.

По правилам Института инженеров-электриков США IЕЕЕ 756 и пересмотренным на основании этих исследований рекомендациям МЭК 354 допустимые температуры ставятся в зависимость от длительности перегрузки и для трансформаторов мощностью более 100 МВ-А составляют, °С:

  IEEE 756 МЭК 354
Нормальная для расчетного срока службы 120 120
Планируемая выше номинальной - 130
При длительной непредвиденной нагрузке 140 130
При кратковременной непредвиденной нагрузке 180 160

Очевидной является необходимость дальнейших исследований условий возникновения пузырьков, в том числе на реальных трансформаторах, снабженных измерителями температуры наиболее нагретой точки в динамике.

На повреждаемость и характер дефектов отечественных трансформаторов в последнее время влияют такие особенности эксплуатации, как частые повышения напряжения, вызывающие перевозбуждение, низкие уровни нагрузки, маскирующие возможные местные перегревы, снижение качества профилактического обслуживания трансформаторов.

Влияние срока службы на повреждаемость показывает следующие цифры: 5 % повреждений приходится на трансформаторы, работающие 10 лет и менее, а их доля - 18 %. То есть повреждаемость трансформаторов с малой наработкой в 3,5 раза меньше средней (данные НИЦ «ЗТЗ-Сервис» за 1998-1999 гг. [4]).

С ростом класса напряжения и мощности трансформаторов увеличивается их удельная повреждаемость, минимум имеется для классов напряжения 35-110 кВ (1,0-1,5 % в год). Рост повреждаемости в зоне 6-10 кВ до 5 % и более объясняется низким техническим состоянием распределительных сетей. Уровень повреждаемости трансформаторов 220-750 кВ несколько выше за счет снижения запасов прочности.

2.3. Повреждаемость зарубежных трансформаторов

Конкретные данные о повреждаемости трансформаторов за рубежом публикуются сравнительно редко.

По данным Союза германских энергетиков VDEW в период 1980-1993 гг. удельная повреждаемость составила для силовых трансформаторов напряжением 110 кВ 0,36,220 кВ - 1,54, 380 кВ - 2,07 %. Статистические данные за 13 лет по 60 блокам, отработавшим в Нидерландах около 700 блоколет, показали, что удельная повреждаемость составила около 1,4 % в год, а коэффициент готовности блоков - около 0,995. Расчеты показали, что повышение коэффициента готовности до нужного значения (0,998) может быть осуществлено при увеличении резерва трансформаторов.

Статистика повреждений крупных трансформаторов на напряжения 33-500 кВ в Австралии выявила за период 1970-1986 гг. удельную повреждаемость около I % в год.

Удельная повреждаемость серии трансформаторов 765 кВ в энергообъединении АЕР (США) с начала их эксплуатации по 1985 г. составила 2,3 % в год, а трансформаторов 345 кВ - 0,7 % в год. На основе этих данных пришли к выводу о необходимости разработки новой серии трансформаторов 765 кВ с повышенной стойкостью к повреждениям, что и было выполнено фирмой Westinghouse. Созданные на более высокие испытательные напряжения трансформаторы заменили повреждающиеся машины. Нормы стандарта ANSI/IEEE на испытательное напряжение изоляции обмоток ВН и НН были увеличены на 14 и 30 % соответственно.

Частота проявления разных видов дефектов показана причинами повреждений трансформаторов 110 кВ в сетях севера Польши (статистика за 22 года [23]).

Конкретные места повреждении Доля, %
Дефекты РПН 35,2
Дефекты ПБН 2,5
Повреждения обмотки 22,6
Повреждения вводов 18,9
Наружные шиносоединения 10,1
Течи масла 3,1
Сердечник и магнитопровод 1,9
Повреждения изоляции 0,6
Другие узлы 5,1

Анализ причин выявленных внутренних повреждений показал, что наиболее частыми дефектами трансформаторов, работающих в польских электрических сетях, являются: высокотемпературные местные перегревы (сердечника и обмотки), электрические разряды (полные или частичные с разной интенсивностью) и одновременное наличие нескольких видов внутренних дефектов. Кроме того, часто в сетевых трансформаторах встречается проникновение в бак газов через неплотности перегородок или общий расширитель из устройства РПН. Доля разных видов дефектов: 40-50 % - перегревы с высокой температурой, 30-40 % - электрические разряды, 5-10 % - сочетание нескольких видов дефектов.

Краткие выводы

* На силовой трансформатор действуют сильные внешние воздействия и анормальные режимы энергосистемы. За последнее время в российских сетях опасным фактором стали значительные длительные повышения напряжения. Постоянный рост мощности КЗ в системе привел к проблеме динамической нестойкости конструкции обмоток.

В то же время из-за резкого спада промышленного производства снизились нагрузки и дефекты от тепловых перегрузок стали редкими, соответственно редкими стали и повреждения трансформаторов из-за старения изоляции.

* Большое разнообразие возможных дефектов трансформаторов, развивающихся в работе, требует направленности контроля в первую очередь на выявление наиболее частых и опасных дефектов.

Наиболее частыми группами причин, вызывающих отказы в работе отечественных трансформаторов, являются дефекты маслонаполненных вводов, повреждения обмоток из-за динамической нестойкости, увлажнение и газовыделение изоляции, дефекты устройств регулирования напряжения. Следует однако отметить снижение доли отказов из-за увлажнения изоляции благодаря эффективным мерам защиты, внедренным в последние десятилетия.

Опасным следствием перегревов изоляции считается образование газовых пузырьков, по которым могут быть частичные перекрытия. Исследования этого явления продолжаются. Сравнительно недавно появилась новая версия причин повреждений изоляции типа «ползущего разряда» - статическая электризация масла при большой скорости его движения.

* Влияние срока службы на развитие дефектов значительное; работавшие менее 10 лет трансформаторы выходят из строя в 3-4 раза реже, чем можно ожидать по средним цифрам. Удельная повреждаемость трансформаторов зависит от класса напряжения и мощности, она несколько выше для трансформаторов 6-10 кВ (плохое состояние сетей) и 220-750 кВ (меньшие запасы конструкции).

У зарубежных трансформаторов характер выявленных дефектов и средние цифры удельной повреждаемости близки к цифрам, полученным из отечественной практики.

3. ВЫЯВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1. Основные виды контроля состояния трансформатора во время работы

В соответствии с инструкциями по эксплуатации силовых трансформаторов во время работы контролируется их режим в части нагрузки, рабочих напряжений и соответствия этих параметров допустимым для данного трансформатора. Непрерывный контроль допустимости режима осуществляется релейной защитой, в том числе защитой с помощью газового реле. Фиксируется продолжительность и кратность перегрузок и перенапряжений и в зависимости от требований к данному трансформатору при необходимости проводятся обследования его состояния.

В штатный контроль состояния входят измерения температуры в различных точках трансформатора с применением термосигнализаторов, уровня масла в расширителе, осмотр трансформатора с выявлением внешних признаков неисправностей.

В настоящей книге повседневный контроль режима работы и осмотры, входящие в процедуру эксплуатации трансформаторов, не рассматриваются.

Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформаторов.

Для непрерывного контроля состояния наиболее ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используются: газохроматографический анализ растворенных в масле газов (ГХА), измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.

К периодическим испытаниям без отключения трансформаторов относят следующие основные испытания: измерения частичных разрядов (ЧР); вибрационный контроль; телловизионный контроль; ультразвуковая локация; измерения сопротивления КЗ (Zк) под нагрузкой; измерения тангенса угла потерь, емкости остова и тока небаланса трехфазной системы для вводов; измерения токов и нагрузки электродвигателей маслонасосов и приводов РПН; отбор проб масла для проведения различных анализов.

Более подробные испытания, требующие отключения трансформатора от сети, рассматриваются в гл. 4.

3.2. Периодический контроль состояния

Состояние изоляции трансформатора может быть определено проверкой качества масла. Для этого используются результаты его физико-химического анализа. Анализ масла, выявляя продукты старения бумажной изоляции и продукты разложения самого масла, позволяет установить наличие дефектов различных видов, особенно деградации изоляции.

Периодический анализ проб масла из трансформаторов позволяет следить за динамикой процесса старения трансформатора и своевременно предпринимать надлежащие мероприятия по поддержанию его работоспособности.

Само по себе снижение качества трансформаторного масла может служить причиной повреждения трансформатора в результате перекрытия ослабленных изоляционных промежутков. Снижение электрической прочности изоляционной конструкции наступает при наличии влаги в масле, газов в свободном состоянии и механических примесей.

Отбор проб, его периодичность и критерии оценки определены инструкциями по эксплуатации трансформаторов и нормативными документами. Уход за трансформаторным маслом включает как под-Держание его высокого качества (очистка, сушка, дегазация, регенерация), так и диагностику состояния изоляции трансформатора по результатам анализа масла.

Параметры масла, учитываемые при диагностике, включают: пробивное напряжение, тангенс угла диэлектрических потерь, кислотное число, наличие механических примесей, температуру вспышки и др. Нормативы на эти параметры, принятые у нас в стране [24], основаны на многолетнем практическом опыте, методика их определения достаточно хорошо известна.

Примером из зарубежной практики являются критерии оценки состояния масла, принятые в компании S.D. Myers (США) которая проводит массовое обследование трансформаторов с 1965 г, ежегодно компанией производится более 200 000 анализов проб масла.

В табл. 3 приведены анализируемые компанией параметры и критерии их оценки.

Таблица 3

Критерии оценки состояния масла (S.D. Myers)

Параметр

Стандарт ASTM

Приемлемо

Под вопросом

Приемлемо

Кислотное число, мг КОН/г

D974

<0,05

0,06-0,10

>0,10

Коэффициент поверхностного натяжения, дин/см

D971

>32

28,0-31,9

>27,9

Электрическая прочность, кВ

D877

>30

25-29

<25

Цвет

D1524

<3,5

-

> 3,5

Удельный вес, г/см3

D1298

0,84-0,91

<0,84

>0,91

Прозрачность

D1524

Прозрачно

 

 

Содержание присадки DBPC

D2668

>0,20

0,19-0,11

<0,10

Тангенс угла потерь, %:

D924

 

 

 

при 25 °С

при100°С

 

<0,1

<2,99

0,1-0,3

3,0-3,99

>0,3

>4,0

Влажность* по Карлу Фишеру при Uном :

D1533

<69кВ

 

<30

30-34,9

>35

69-288 кВ

 

<20

20-24,9

>25

345 кВ и выше

<15

15-19,9

>20

Содержание газов

D3612

Сравнение с прежними данными

Металлические частицы

 

Сравнение с прежними данными

Содержание ПХБ (выборочно)

D4059

-

-

-

Содержание фуранов (выборочно), %

D5837

Сравнение с прежними данными

<100

101 -249

>250

* Единицы измерения не указаны.

Контроль за состоянием масла входит в программу обслуживания компанией S.D. Myers трансформаторов по системе Transformer Life Extension Service (TLES), В компьютерной базе данных компании находится более миллиона записей о результатах анализа проб из трансформаторов [12, 13].

Использование современной информационной техники позволяет существенно повысить эффективность диагностики на основе анализа параметров масла. Так, компании Digital Inspections Inc. и Delta-X Research (США) объединили вычислительные программы CASCADE (организация ухода за электрооборудованием) и ТОА (анализ трансформаторного масла). Совокупность этих программ позволяет определить качество масла, частоту ревизий оборудования, накапливать базу данных и проводить анализ этих данных с выявлением развивающихся в трансформаторах и выключателях дефектов [25].

Блага, находящаяся в масле (растворенная или связанная) является одним из важнейших факторов, влияющим на изоляционные свойства бумажно-масляной изоляции. Непосредственной причиной снижения электрической прочности масла является наличие в нем растворенной влаги, однако связанная влага легко переходит в растворенную и считается целесообразным определение общей влаги в масле, В отечественной практике для определения всех форм воды в масле используются методические указания, разработанные ОАО «ВНИИЭ» [26, 27].

Содержание влаги до 200×10-6 отн. ед. практически не влияет на проводимость и электрическую прочность масла. При превышении этого количества влаги начинается образование древовидных структур повышенной проводимости, далее образуются свободные включения воды (капли), резко снижающие электрическую прочность.

Опыт энергокомпании Ontario Hydro показал, что оценку увлажнения масла, непосредственно влияющего на состояние трансформатора, удобнее производить на основании результатов измерений относительной влажности масла в процентах насыщенного значения, а не абсолютного влагосодержания. Относительная влажность однозначно связана с пробивной прочностью масла, с процессом влагообмена «масло-бумага». Измерения относительной влажности масла в этой энергокомпании производят тонкопленочным емкостным датчиком, погруженным в масло [28].

Увлажненность масла может служить косвенным признаком увлажнения твердой изоляции. При определении их взаимосвязи необходимо учитывать динамику влагообмена в среде «масло-твердая изоляция». На этом принципе основан метод диагностики состояния твердой изоляции, предлагаемый НИЦ «ЗТЗ-Сервис», и применяемый за рубежом опыт «Water Heat Run Test» - прогрев под нагрузкой с целью растворения воды в масле, выделяющейся из твердой изоляции. Результаты анализов проб масла, взятых до и после прогрева трансформатора, позволяют судить о наличии влаги в твердой изоляции [ 10,29-31].

Частицы и механические примеси в масле очень резко снижают электрическую прочность изоляционных промежутков [16,31].

Эффективным средством контроля такого дефекта является анализ частиц в масле трансформатора. Анализ включает счет количества частиц под микроскопом, выявление волокон, металлической стружки. Количественный анализ состава металлических частиц производится, к примеру, лабораторией электроматериалов компании Doble Engineering с помощью атомной абсорбционной спектроскопии. Частицы углерода выявляются рентгеноскопией и электронным сканирующим микроскопом. С помощью фильтров можно отбирать частицы от 0,45 мкм и выше [32].

Большое влияние на электрическую прочность масла оказывает размер частиц, который также необходимо учитывать при анализе.

Исследования рабочей группы СИГРЭ 12.17 по определению влияния посторонних частиц в масле на электрическую прочность трансформатора позволили создать классификацию уровня загрязнения с учетом количества и размеров частиц (см. гл. 3) и дать рекомендации по эксплуатации трансформаторов СВН с разной степенью загрязненности масла:

нормальное - оставляют без последствий. При низком пробивном напряжении масла проверить тип частиц;

крайнее - при высокой прочности масла возможна грязь или влага в целлюлозе. Повторить измерения пробивного напряжения и проверить тип частиц. При предельно допустимом пробивном напряжении определить тип частиц, влагосодержание, профильтровать масло;

высокое - при высокой прочности масла снова посчитать частицы, проверить пробивное напряжение с определением типа частиц, найти источник частиц. При предельно допустимом пробивном напряжении — масло профильтровать или заменить [31].

Методика определения размеров и количества частиц загрязнений в трансформаторных и турбинных маслах установлена публикациями МЭК 962 и 970. По ГОСТ 17216-71 при помощи фотометрических анализаторов определяются классы промышленной чистоты от 00 до 12, по которым оценивается состояние масла.

Тбилисским ПО «Аналитприбор» (Грузия) выпускался анализатор ФС 151.1, с помощью которого определяется содержание механических примесей в масле силовых трансформаторов [33].

Частным случаем загрязнения масла является образование в нем труднорастворимых коллоидных частиц нафтенатов меди и железа. Появление таких частиц в масле высоковольтных вводов часто служит причиной их повреждения. Для выявления коллоидных частиц в масле используется измерение мутности по уменьшению интенсивности из-за рассеяния частицами света, прошедшего через кювету с маслом [34, 35].

Старение масла и наличие в нем воздуха, как правило, приводят к ухудшению его электрических характеристик. Степень старения и сопротивление к окисляемости зависят от содержания в масле кислорода из воздуха и наличия антиокислительной присадки (например, ионола).

Специалисты компании S.D. Myers считают, что для масла, в котором выработалась антиокислительная присадка, простая добавка присадки без исправления свойств масла неэффективна, срок службы масла, по сравнению с новым, снижается втрое. Если же в масле уже начался процесс окисления, то простое добавление присадки не устраняет снижения срока службы масла.

Приемлемый срок службы имеет исправленное и дополненное присадкой масло в том случае, если коррекция проведена до образования шлама и повышения кислотного числа. Это показывает важность своевременного выявления сниженной концентрации присадки [12, 13].

Для определения концентрации ионола в масле с помощью антиокислительной присадки в наших энергосистемах применяется инфракрасная спектроскопия. Содержание ионола определяется по наличию характерных полос поглощения в спектре.

В большей степени освоенным является применение метода тонкослойной хроматографии для оценки содержания в масле ионола. По методике, рекомендованной для эксплуатации трансформаторных масел [24] и усовершенствованной в ОАО «ВНИИЭ», содержание ионола определяется по цвету окрашивания пятен ионола на пластинах, закрепленных силиказолем, парами йода [36]. Цветная шкала, прилагаемая к набору оборудования, позволяет определить содержание ионола от 0 до 0,4 % в девяти градациях [37, 38].

Содержание воздуха в масле для трансформаторов с пленочной защитой ограничивается в эксплуатации 2 % объема [24]. Практически это значение может превосходить 6 % объема, а 8 % считается критическим [27, 37] с точки зрения возможного снижения электрической прочности масла.

Для проведения анализа растворенного в масле воздуха ОАО «ВНИИЭ» разработаны методические указания [26].

Проблемы эксплуатации трансформаторных масел широко обсуждались на семинаре «Масло и маслохозяйство на энергообъектах», проведенном на ВВЦ 30.11-4.12.99. В докладах освещались проблемы эксплуатационной обработки масла, методы контроля качества, применение присадок, улучшающих свойства масла, новое технологическое оборудование для ухода за маслом. Хроматографическим методам анализа примесей в масле, используемым для диагностики состояния трансформатора, были, в частности, посвящены доклады организаций АО «Диатранс». АО «Фирма ОРГРЭС», НПО «Электрум», ОАО «Цвет», НПФ «Электра» [39].

На тематической выставке во время семинара были экспонированы продукция и проспекты ведущих организаций в области разработки и применения средств контроля и обработки масла, в том числе:

НПО «Техносервис-Электро» (Москва) - комплексное диагностическое обследование трансформаторного оборудования; ГХА на содержание фуранов, определение механических примесей, влажности масла, твердой изоляции по измерениям характеристик, наличия в масле присадок; комплекс для обработки масла в высоковольтных вводах и измерительных трансформаторах;

НПО «Электрум» (С.-Петербург) - испытания масла, определение фуранов и ионола в масле;

НПФ «Электра» (Москва) - разработка, создание и внедрение аппаратуры и методики контроля масла для оборудования ВН;

ОАО «Цвет» (г. Дзержинск)- поставка хроматографов для энергетики;

СКТБ ВКТ Мосэнерго - передвижная установка осушки трансформаторного масла (ПУОМ);

НПФ «Лавр» (Украина) - технические средства для обработки масла и твердой изоляции трансформаторов;

«Электротехмонтаж» (Украина)-оборудование для сушки, очистки и дегазации масла, в том числе установки УВМ, ФСМ, «Иней», «Суховей» и др.;

ОАО «Ангарское ОПКБ автоматики» (г. Ангарск) - влагомер «ВТМ-2» в масле, дегазирующая установка «Падун».

3.3. Газохроматографический анализ проб масла

Основным видом диагностики трансформаторов, выявляющим большинство дефектов, в настоящее время считается хроматографический контроль газов, растворенных в масле (ГХА). Все крупные энергокомпании и трансформаторостроителъные фирмы широко применяют ГХА масла, при этом используют различные системы оценки и определения типа дефекта трансформатора.

Попытки по выделяемым газам определить вид дефекта были предприняты еще в 1928 г. Бухгольцем. В основном стояло два вопроса:

а) какие газы каким дефектам соответствуют;

б) можно ли по объему выделяющихся газов определить опасность дефекта.

Обычно анализируется концентрация следующих растворенных в масле газов: водорода Н2, метана СН4, этана C2H6, этилена С2Н4, ацетилена С2Н2, оксида углерода СО, диоксида углерода СО2.

В настоящее время известно, что данные о растворенных в масле газах сами по себе не всегда дают достаточную информацию для оценки состояния трансформатора в целом. Сроки ремонтов, предыдущие повреждения и другие данные являются важной частью информации, необходимой для оценки. Критерии оценки вырабатываются сравнением результатов исследований поврежденных и здоровых трансформаторов, трансформаторов с развивающимися дефектами, лабораторных моделей и анализом статистики.

Уверенно с помощью ГХА выявляются такие постепенно развивающиеся дефекты, как замыкания параллельных проводников в обмотке, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения, частичные разряды между дисками или проводниками из-за загрязнения масла, дефекты болтовых соединений, скользящих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника, дефекты контактов избирателя РПН, дефекты межлистовой изоляции сердечника, последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающим» потенциалом.

Однако имеются быстроразвивающиеся дефекты, которые нельзя предупредить с помощью ГХА масла. К таким дефектам относятся, в частности, мгновенно развивающиеся перекрытия с общими серьезными последствиями, перекрытия развивающиеся в течение короткого времени - от секунд до минут (дефекты контакта токоведущих частей, замыкания витковой изоляции после динамических воздействий КЗ, повреждения стержня во вводе).

С помощью ГХА выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям, но интерпретируемые как неполадки, например, попадание ацетилена из бака РПН в основной бак. Этот процесс может быть выявлен при одновременном взятии проб и анализе газов из основного бака и из расширителя. В анализах обнаруживается водород, выделяющийся при образовании ржавчины стали в присутствии воды у дна бака или в других местах, а также при гидратации цинка в присутствии воды на оцинкованных поверхностях.

Практика энергокомпаний США, обсуждавшаяся на конференции по диагностике подстанций в Нью-Орлеане в 1999 г., показывает, что частый или еще лучше непрерывный контроль содержания газов в масле наиболее важен в первый год эксплуатации. Многие определяемые при контроле газы выделяются при наличии дефектов уже в первый год. Например, этан обычно образуется при сниженных сечениях проводников, наличии длинных нетранспортированных проводников, недостаточном сечении контактных соединений. Этилен - газ более высокого порядка, образуется при ослабленных зажимах и соединениях или циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Острые углы и заусенцы на проводе, резкие изгибы провода вызывают выделение водорода (из-за короны). Ацетилен также газ высокого порядка, возникает при наличии «плавающей» земли или при повреждениях изоляции. Все эти легко определяемые газы появляются в первый год эксплуатации. Маловероятно, чтобы появлялся метан, возникающий, в первую очередь, при перегревах. Его наличие в масле может быть следствием перегрузок, низкого уровня масла, дефектов радиаторов и вентиляторов системы охлаждения. Наличие метана чаще других является следствием ошибок эксплуатационного персонала.

В последующие годы работы начальные дефекты проявляются все меньше, все большее значение приобретают внешние воздействия на трансформатор, которые и следует контролировать.

На конференции было сказано: «Тысячи долларов, вложенные в систему непрерывного контроля и газового анализа, ничего не решат, если трансформатор не защищен от внешних перенапряжений, перегрузок, высших гармоник и плохого ухода».

Как отмечалось на конференции, прежде чем искать источник неприятностей с помощью анализа газов, надо ответить на следующие вопросы:

Каждый фактор такого рода может вызывать интенсивное выделение метана. Дискретные горячие точки вызывают рост концентрации этана или этилена, однако если основным газом является метан, причиной этого становится дефект системы охлаждения или перегрузка трансформатора по вине персонала. Многие проблемы могут быть решены добавлением радиаторов, вентиляторов или изменением нагрузки на трансформатор [15, 40, 41].

3.4. Методы интерпретации результатов ГХА масла

С 1990г. рабочей группой СИГРЭ 15.01, при исследовании трансформаторов сравнивались методы, разрешенные к применению различными национальными или ведомственными правилами в дополнение к международному стандарту МЭК 599 [42,43]. Анализ показал большое различие в нормах и критериях оценки состояния трансформаторов. Соответственно различные методы интерпретации ГХА приводят к разным выводам. Было установлено, что ни один метод не пригоден для универсального применения.

Приведем наиболее распространенные методы интерпретации результатов ГХА масла.

Методика МЭК 599. Введена в действие в 1978 г., использует расчет отношений концентрации газов. Используются отношения газов: СН42, С2Н42Н6 и С2Н22Н4. Интерпретация результатов проводится только, если концентрация газов выше определенного уровня и достаточна чувствительность аппаратуры для анализа. Как вспомогательный критерий используется отношение газов СО2/СО, показывающее наличие старения бумаги.

Методика предполагает использование информации о количестве образующегося газа, развитии дефекта по времени. В настоящее время введена новая редакция МЭК 60599, использующая меньшее число типов дефектов (пять вместо девяти в старой редакции). Для уточнения диагноза введены дополнительно два отношения газов: С2Н22, оценивающее влияние проникновения газов из РПН в общий бак, и O2/N2, указывающее на перегрев масла. В приложении к новой редакции содержится уточненная версия метода треугольника Дюваля и диаграммы Дорненбурга (двух- и трехмерные). Типичные концентрации газов МЭК 60599 рекомендует определять по базе данных конкретного пользователя. Они рассчитываются как концентрация на кривой интегрального распределения, соответствующая 90 % анализов на исправно работающих трансформаторах.

Приведенные в МЭК 60599 типичные концентрации показывают крайние (минимальные и максимальные) границы этих величин, принятые разными организациями [44, 45].

Методика IEEE (по стандарту ANSI/IEEE Std C57.104-1991). С ее помощью различаются три вида дефектов: термические, электрические малой интенсивности и электрические большой интенсивности. Аналогично МЭК 60599 используются три отношения газов (С2Н22Н4, СН42, С2Н42Н6). Для оценки состояния используются предельные концентрации отдельных газов и особенно горючих газов в целом, причем без сравнения с предыдущими измерениями и без учета истории эксплуатации трансформатора. Вид дефекта определяется по отношениям ключевых газов. Дополнительно предлагается сравнить результаты с получаемыми по методу Дорненбурга. Важной частью методики является учет изменения концентрации газов во времени.

Методика CEGB (отношения по Роджерсу), используемая энергокомпаниями Англии и Уэльса с 1978 г., основана на зависимости соотношения ненасыщенных и насыщенных углеводородов в масле от его температуры. Также учитывается рост содержания водорода от роста температуры. При переходе концентрации газов за предельные значения подозревается наличие дефектов в трансформаторе.

Для определения вида дефекта используются четыре отношения газов: CH42, С2Н6/СН4, С2Н42Н6 и С2Н22Н4. Газы располагаются по возрастанию температуры разложения изоляции. В зависимости от значения отношений газов им присваиваются кодовые числа, по которым ставится диагноз.

Методика Шлизингера, по которой отношения газов комбинируются с уровнями концентрации. Комбинация выражается кодовыми числами, применяемыми для интерпретации результатов ГХА. Используется пять отношений газов: С2Н22, С2Н22Н6, H2/C2H6, С2Н42Н6, СО2/СО. В зависимости от значений отношений им присваиваются кодовые числа. Далее находятся кодовые числа по уровням концентрации С2Н2 , Н2 , суммы СхНy, и суммы СО2 и СО. Для этих газов установлены уровни концентраций (от - до). В зависимости от концентрации по таблице присваивается кодовое число. Комбинации кодовых чисел сведены в диагностическую таблицу. Методика способна определять более чем один вид дефекта.

Методика Дорненбурга, при которой используется построение зависимостей С2Н22Н4 от CH42 и от С2Н42Н6 в двойном логарифмическом масштабе (рис. 4), отдельные зоны на графике соответствуют областям: термической деградации, дуговых и частичных разрядов. Метод недостаточно четко различает дефекты, но дает возможность использовать газы из газового реле. Дальнейшее развитие методики включило использование отношений количества газов.

Метод номограмм, который является комбинацией использования отношений газов и оценки уровня концентрации газов. Строится номограмма, состоящая из серии вертикальных логарифмических шкал, представляющих концентрации отдельных газов. Прямые линии, проводимые между соседними шкалами, соединяют точки, представляющие концентрации отдельных газов. Наклон этих линий является диагностическим критерием для определения вида дефекта. Практикуется корректировка шкал в соответствии с историей эксплуатации данного трансформатора.

Методика Дюваля, разработанная в институте 1REQ (Канада) и применяемая с 1989 г. Она использует треугольную диаграмму (рис. 5), на которой отображается процентное содержание трех газов –метана, этилена и ацетилена (СН4, С2Н4 и С2Н2). Каждый угол треугольника соответствует 100 % одного газа и 0 других. Треугольник внутри разделен на шесть областей, соответствующих видам дефектов. Методика наглядна и проста в применении.

Рис. 4. Зоны разделения дефектов по Дорненбургу [44]:

PD – частичные разряды; D1 - разряды низкой энергии; D2 – разряды высокой энергии; Т1 – термические дефекты при Т < 300 0 C; Т2 – термические дефекты при Т = 300-700 0 С; Т3 – термические дефекты при Т>700 0С

Рис. 5. Диаграмма «Треугольник Дюваля»:

СН4*=СН4/(СН42Н22Н4); С2Н4*2Н4/(СН42Н22Н4); С2Н2*2Н2/(СН42Н22Н4);
 границы отдельных зон дефектов: PD – 98 % СН4; D1  - 23% С2Н4, 13 % С2Н2; D2  - 23% С2Н, 13 % С2Н2; 38% С2Н4, 29 % С2Н2; Т1 -  4 % С2Н2, 10 % С2Н4; Т2 -  4 % С2Н2, 10 % С2Н4;  50 % С2Н4; Т3 -  15 % С2Н, 50 % С2Н4

Методика, принятая в России (РД 153-34.0-46.302—00) введена в действие в 2000 г., использует, как и методика МЭК 599, расчет отношений концентраций газов CH4/H2, C2H4/C2H6 и С2Н22Н4. Для уточнения диагноза используется также отношение газов СО2/СО. Определение характера дефекта проводится только, если содержание в масле хотя бы одного из семи анализируемых газов выше граничной концентрации, установленной опытным путем на большом числе объектов.

Различаются «основной» газ, концентрация которого по отношению к граничной максимальна, «характерные» газы, концентрация которых находится в пределах 0,1—1,0 граничной, и «нехарактерные» газы, концентрация которых менее 0,1 граничной.

По названию «основного» газа определяется девять видов дефектов, характер дефектов определяется также по типичным комбинациям «основных» и «характерных» газов и по двум вариантам (С2Н2 / С2Н4-СН42-СО2/СО или С2Н22Н4-СН422Н42Н6) сочетании отношений газов.

Критерий скорости нарастания газов в масле при превышении концентрации газов за граничные значения является решающим для отключения трансформатора [46].

Применение методов интерпретации результатов ГХА масла в трансформаторах в различных странах различными фирмами существенно различается.

Так, в компании ABB принят метод Дорненбурга, использующий три основных соотношения газов по МЭК с набором из четырех видов дефектов (термические, частичные разряды низкой и высокой энергии, мощные разряды), с простой графической интерпретацией.

Рекомендованы пределы концентрации газов для трансформаторов без дефектов вне зависимости от времени их эксплуатации.

В Испании принята система ASINEL с использованием семи цифровых кодов, присвоенных шести отношениям газов и концентрациям водорода и сумме углеводородов С1 и С2. Три кода соответствуют кодам МЭК 60599 и имеют те же значения, одно отношение газов соответствует коду Роджерса, а другое – СО2/СО, принято для оценки деградации бумажной изоляции. Используется также отношение С2Н22 для оценки места дефекта: если оно больше 2, то имеется дефект в устройстве РПН, если ниже, то дефект находится в основном баке трансформатора.

В Канаде диагноз ставится с использованием треугольника Дюваля по относительным концентрациям газов Н2, С2Н2 , С2Н4, С2Н6 и шести основным видам дефектов. Критерии по концентрации газов для нормального, приемлемого и опасного состояния существенно различаются для разнообразных газов и различных напряжений и срока службы трансформаторов в особенности. Для получения уверенного диагноза данные ГХА масла вводятся в экспертную систему оценки состояния трансформаторов.

Подробный анализ эффективности ГХА масла в трансформаторах провел канадский институт IREQ. В основу положены данные 25000 анализов, проведенных энергокомпанией Hydro Quebec [47].

Также на отношениях газов по МЭК 599 и на отношениях СО2/ СО и С2Н22 основана система лаборатории LABELEC (Португалия), однако в первую очередь проводится оценка абсолютных значений концентрации газов и, уж если хотя бы один из газов выходит за граничное значение, рассчитываются пять отношений газов. Дополнительно используется метод Шлизингера для подтверждения наличия одновременно более чем одного вида дефектов.

В энергокомпании RWE Energie (Германия) принята система с использованием пяти отношений газов и четырех граничных концентраций. В зависимости от значения отношений определяется существенность дефекта и сравнивается с концентрацией газов. Если и отношения, и концентрации ключевых газов значительны, это считается признаком существенной деградации изоляции. Система различает пять видов дефектов. Подобная система (компании КЕМА Transformer) принята в Нидерландах.

В Бельгии применяют систему, использующую таблицу «Коды Laborelec». Коды представляют концентрации газов Н2, С2Н2, СО и суммы углеводородов С1 и С2. Кроме того, принимается во внимание отношение СН42. Система имеет девять определений дефектов, различных по степени их важности. В зависимости от концентрации и отношений газов перечислены 27 различных видов диагноза, обозначенных кодами. Нормальное состояние соответствует концентрации водорода до 200×10-6 отн. ед., суммы углеводородов С1 и С2 до 300× 10 -6 отн. ед. и СО - до 800× 10 -6 отн. ед.

Во Франции принята система лаборатории LCIE, основанная на сравнении концентрации газов с нормой, установленной для разных типов трансформаторов (соответственно их заводам-изготовителям, месту установки, сроку службы, напряжению и наличию РПН). При выходе концентраций за норму определяются отношения газов, чтобы выявить вид дефекта. Учитывается также скорость нарастания концентрации газов. Для интерпретации результатов ГХА лаборатория LCIE использует также углеводороды группы С3.

В энергокомпании National Grid (Великобритания) традиционно применяется метод отношений Роджерса. Считается, что отношение газов С2Н6/СН4, исключенное из системы МЭК 60599, эффективно выявляет повышение температуры по сравнению с рабочей. В методе также учитывается рост выделения газов по времени и сравнение концентрации газов с допустимым уровнем. Метод продолжает совершенствоваться.

В компании Siemens Trafo Union (Германия) в качестве критериев используются концентрации газов и отношения характерных газов. Концентрация определяется для ацетилена, водорода, суммы углеводородов С1 и С2, для пропилена, пропана и пропина, а также для суммы СО и СО2.

В Польше также в качестве критериев используются концентрации газов, отношения характерных газов, учитывается скорость нарастания газосодержания масла.

Примечательно, что определенные на основании практического опыта допустимые концентрации газов в масле, приняты различными для блочных и сетевых трансформаторов, 10 -6 отн. ед.:

  Трансформаторы
блочные сетевые
Водород Н2 260 500
Метан СН4 250 200
Этан С2Н6 160 170
Этилен С2Н4 250 260
Ацетилен С2Н2 20 70
Пропан C3H8 40 30
Пропилен С3Н6 40 40
Оксид углерода СО 280 260
Углекислый газ СО2 3500* 4000*

*Допускается большая концентрация СО2, только когда отношение СО/СО2 не превосходит 0,3.

Организация Energopomiar, осуществляющая ГХА масла, ежегодно проводит более 650 анализов проб масла из крупных трансформаторов. Широко применяет ГХА масла и основной производитель трансформаторов в саране - заводы Elta [48].

Сравнение с граничными концентрациями, принятыми в российских энергосистемах по рекомендациям РД 153-34.0-46.302-00 и рекомендациям МЭК 60599, показывает, что требования польских энергетиков по всем газам, исключая СО и СО2, существенно мягче.

В Швейцарии компанией ABB-Secheron и энергокомпаниями ГХА масла применяется более 40 лет, хотя его результаты не считаются непосредственной мерой опасности, объема и места дефекта, по являются поводом для подробного обследования трансформатора на месте установки. При росте газовыделения трансформатор отвозят на завод для испытаний или заменяют [49, 50].

В практике отечественных энергосистем газовая хроматография принята как базовый метод при оценке технического состояния трансформаторного оборудования [51 ].

Различают критерии постановки оборудования на учащенный контроль (критерий граничных концентраций), вида развивающегося дефекта (критерий отношения концентраций) и опасности дефекта (критерий скорости нарастания). Для выявления термических дефектов на более ранних стадиях их развития проводят анализ масла на наличие, кроме основных семи газов, углеводородов С3 и С4 [52]. Для проведения анализа рекомендуются газохроматографические комплексы изготовления ООО НПФ «Электра» или «Цвет 500-ТМ» [53].

Опыт ГХА масла в трансформаторах различных организаций показывает, что желательно учитывать различные факторы при интерпретации результатов ГХА масла.

Учет изменения концентрации газов при сравнении результатов двух анализов в различные даты позволяет выявить развивающиеся дефекты и оценить их серьезность. Следует отметить, что сравнение значений абсолютного газовыделения для разных трансформаторов требует приведения к одному объему масла. В частности, такой прием используется при изучении зависимости газовыделения от нагрузки.

Положительные результаты дает анализ термодинамических процессов в трансформаторе перед повреждением: в месте развития дефекта существует зона, в которой температура достаточна для выделения первичных продуктов распада сложной молекулы масла. Эти продукты проникают в охлаждаемую зону, где устанавливается равновесие. Относительная концентрация составляющих газов может быть рассчитана в функции температуры и использоваться для оценки ее изменения.

Во многих системах учитывается наличие или отсутствие устройств РГ1П [44, 54], регламентируется частота отбора проб масла, учитывается скорость нарастания концентрации газов, отличается подход к ГХА в начальный период работы трансформатора. При определении граничных значений концентрации газов учитывается класс напряжения, интенсивность нагрузки, возможность проникновения газов из бака РПН в основной бак трансформатора.

Для интерпретации результатов анализа используются и другие критерии, выработанные на базе практических данных эксплуатации статистических данных. Такими критериями являются, например, увеличение концентрации газов после 100 часов работы трансформатора (по исследованиям российских и украинских специалистов [55]), разница между сетевыми и блочными трансформаторами [48].

Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов., контролируемых разными организациями. Невозможно координировать критерии оценки состояния трансформаторов, использовать опыт других организаций.

На основании анализа эффективности контроля состояния трансформаторов с помощью ГХА масла разными методами, рабочей группой СИГРЭ 15.01 предложена новая методика интерпретации результатов ГХА [56].

Новая методика РГ СИГРЭ 15.01 дает для крупных сетевых блочных трансформаторов следующие нормальные концентрации ключевых газов:

Ключевой газ Концентрация, 10-6 отн.ед. Возможный дефект при превышении
С2 Н2 20 Мощные разряды
Н2 100 Частичные разряды
Сумма СхНy:    
Газы С1, С2, С3 1000 Термические дефекты
Газы С1 и С2 500 Термические дефекты
СО2 и СО 10000 Деградация целлюлозы

В новой методике даны следующие ключевые отношения газов:

№ 1 - С2Н22Н6 (ацетилен/этан)

Отношение № 1 считается ключевым для определения наличия электрических разрядов; его значение больше единицы указывав на наличие дефекта;

№ 2 - Н2/СН4 (водород/метан)

По отношению № 2 определяют наличие частичных разрядов. Обычно его значение больше десяти. (МЭК 60599 использует отношение метан/водород.);

№ 3 - С2Н42Нб (этилен/этан)

Отношение № 3 представляет собой отношение ненасыщенны углеводородов к насыщенным и выявляет термические воздействия. Обычно его значение должно быть больше единицы. Ненасыщенный углеводороды образуются главным образом при перегревах масла;

№ 4 - СО2/СО (диоксид/оксид углерода)

По отношению № 4 определяют степень деградации целлюлозы. Если его значение больше десяти, то имеет место перегрев целлюлозы. Если его значение меньше трех, то обычно это свидетельствует о деградации целлюлозы под действием дефектов электрического характера. Для подтверждения диагноза рекомендуется анализ содержания фуранов по МЭК 61198 [57];

№ 5 – C2H2/H2 (ацетилен/водород)

Отношение № 5 используется для определения проникновения газов в общий бак из бака устройства РПН. В таком случае отношение обычно равно двум и более, а концентрация СИ, не менее 30· 10-6отн. ед. Так как водород менее растворим в трансформаторном масле, чем ацетилен, последний быстрее диффундирует из бака РПН, и в основной бак диффундирует только малое количество водорода. В результате в трансформаторном масле количество ацетилена становится больше, чем водорода.

Процедура интерпретации:

Комбинации результата:

Для надежности постановки диагноза отбор проб повторяется Для расчета приведенных выше комбинаций кодов, за исключением первой. Проводится дальнейший анализ и другие исследования, чтобы отыскать природу возникших дефектов.

Проводится сравнение полученных данных с содержащимися в базах различных организаций статистическими распределениями содержания газов Н2, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6, N2, O2 в зависимости от класса напряжения, нагрузки и срока службы трансформаторов. Разгрузка сетевых трансформаторов значительно ниже.

Рис. 6. Распределение трансформаторов по концентрации газов в функции напряжения и характера нагрузки: а – водорода Н2 ,  ×10 –6 отн. ед.; б – суммы углеводородов Сх Ну ,  ×10 –6 отн. ед.; в – углекислого газа СО2 , 10 –6 отн. ед.; 1 – сетевые трансформаторы 380 кВ; 2 – блочные 380 кВ; 3 – сетевые 220 кВ; 4 – блочные 220 кВ;  5 – сетевые 110 кВ

На рис. 6, а-в показаны распределения газов в функции класса напряжения и характер нагрузки, построенные по одно из баз данных, имеющихся у рабочей группы СИГРЭ 15.01.

Как показывают эти диаграммы, нет существенной разницы в концентрации водорода при разных классах напряжения уровнях нагрузки. Для распределения суммы углеводородов та кие зависимости существуют. На распределение СО2 влияет класс напряжения; концентрация СО2 значительно выше для блочных трансформаторов, которые обычно работают в режиме базисной нагрузки, тогда как загрузка сетевых трансформаторов значительно ниже.

Работа по определению «нормальных» значений для раз личных классов трансформаторов продолжается.

Новая методика отличается этапностью подхода к оценке состояния трансформатора: сначала простыми методами определяется возможное наличие дефекта и необходимость дальнейшего обследования трансформатора, а затем производится выявление характера и опасности дефекта более подробным анализом данных ГХА. Новая методика не противоречит рекомендациям МЭК 60599, а лишь развивает их в удобной для практики форме.

Развитие методов интерпретации ГХА масла продолжается.

В последнее время разными организациями для анализа результатов ГХА масла силовых трансформаторов предложено использовать математический аппарат нечеткой логики (fuzzy logic), вносящий определенность в диагноз, поставленный на основе размытых критериев оценки, например отношений концентрации различных газов. Одними из первых подробно рассмотрели возможности такого подхода специалисты компании Vattenfall (Швеция) и университета штата Вашингтон, США [58].

В совместной разработке ученых Австралии, Великобритании, Канады и КНР такой путь предложен для диагностики нескольких развивающихся дефектов в трансформаторе. Используется при этом также анализ тенденций изменения состояния изоляции. При постановке диагноза с применением нечеткой логики выявляется девять видов дефектов, ее эффективность подтверждена на реальных трансформаторах [59].

Экспертная система диагностики состояния силовых трансформаторов ANNERS явилась результатом пяти лет совместной работы университета в Вирджинии и компании Doble Engineering. Диагноз ставится на основе определения концентраций девяти ключевых газов и их отношений (водорода Н2, метана СН4, этана С2Н6, этилена С2Н4, ацетилена С2Н2, окиси углерода СО, углекислого газа СО2, кислорода О2 и азота N ). Принятие решения производится с учетом данных о размерах трансформатора, его изготовителе, объеме масла, истории эксплуатации (режимы работы и результаты профилактики). Большая база знаний, необходимая для этого, может управляться вручную.

Система выдает пять вариантов диагноза, не считая нормального состояния трансформатора, - перегрев масла или целлюлозы, перегрев масла, разряды низкой энергии, разряды высокой энергии или дуга, деградация целлюлозы. Возможно и выявление комбинации нескольких дефектов.

Сравнение с постановкой диагноза по методу Роджерса показывает, что система ANNERS выявила практически все предложенные дефекты, а по Роджерсу достоверно выявилось только 14 % [60].

Экспертная система для интерпретации результатов ГХА масла использовалась в энергокомпании American Electric Power, США, еще до 1994 г. [61]. Еще раньше институтом IREQ (Канада) была разработана упомянутая выше экспертная система для энергокомпании Hydro Quebec. Этой системой может пользоваться персонал сравнительно невысокой квалификации, осуществляя постановку уверенного диагноза на основе результатов ГХА масла [47].

В энергокомпании SCE & G (США) система анализа газов в масле сочетается с комплексом программ обработки данных Transformers Gas Analyst™, разработанным фирмой Delta-X Research, отделения Hydra-Centaurus Technologies, Inc. (Канада). Отображаются результаты анализов, тенденции изменений, документируются данные контроля. База данных содержит также правила и инструкции по проведению контроля, дает возможность отражать опыт эксплуатации оборудования и условия его работы [62].

Анализ газа из газового реле считается некоторыми фирмами за рубежом особенно эффективным направлением диагностики состояния трансформатора. Отбор проб производится при срабатывании газового реле на сигнал, далее с помощью диагностических методов определяют объем, место и характер дефекта.

В этих случаях контролируется содержание не успевших раствориться в масле газов и оперативность реакции системы контроля на возникший дефект по этому показателю выше, чем по содержанию растворившихся в масле газов. Оценка характера и опасности дефекта может производиться по модифицированному методу Дорненбурга [63] или по рекомендациям МЭК 60599 [44].

Практические рекомендации по методике анализа газа из реле дает руководство МЭК по отбору проб газов и масла из маслонаполненного оборудования для анализа свободных и растворенных газов (МЭК 60567, 1992 г.), рекомендации по оценке состояния оборудования - руководство по интерпретации результатов газохроматографического анализа растворенных и свободных газов в масле (МЭК 60599,1999г.).

Исследования, проведенные в ФРГ, показали, что при оценке состояния трансформатора необходимо учитывать динамику газообмена между маслом в баке и нерастворенным газом, выделяющимся в месте дефекта. Разработана методика корректировки граничных отношений концентраций газов по МЭК 599, подтвержденная результатами анализов 146 случаев выявления дефектов. Сделан вывод о том, что отбор пробы из реле сразу после выявления дефекта дает большую информацию, чем растворенные в масле газы npи условии сохранения пробы газа в реле с устранением воздействия кислорода воздуха. Для отбора пробы при сигнале газового реле сделан пробоотборник RGP1 объемом 50 смэ, устанавливаемый на клапан выпуска воздуха. Одновременно этот патрон служит дом для транспортировки пробы газа.

Особенно просто и надежно по этой методике определяется деление воздуха из масла, связанное не с дефектами в трансформаторе, а с недостаточной дегазацией масла при заливке [64].

Для подобных же целей в США разработан прибор, автоматически отбирающий пробу газа из газового затвора силового трансформатора. Автоматический анализ пробы с измерением содержания горючих газов с помощью прибора, изготовляемого фирмой Arbiter Systems (модель 921А), занимает менее 25 с [65].

Принятая в России методика оценки состояния трансформаторов по ГХА выделяющихся при наличии дефекта газов предусматривает измерения концентрации газов в пробе из газового реле. Сравнение расчетной концентрации газов в масле при равновесии с газами в реле позволяет выявить быстроразвивающиеся дефекты электрического характера и отличить их проявление от выделения воздуха из масла при наличии его подсоса [46].

3.5. Оценка старения твердой изоляции

Определение степени деградации твердой изоляции обмоток трансформатора достаточно уверенно производится по коэффициенту полимеризации DP (Degree of Polymerization). Однако его определение требует отбора проб твердой изоляции из наиболее нагревающихся частей обмотки и сопряжено со вскрытием бака, что, как правило, нежелательно, а в рабочем состоянии - вообще нереально. Применение DP для оценки состояния твердой изоляции рассмотрено в гл. 4.

Поиски приемлемых путей оценки во время работы трансформатора привели к двум новым методам: определению концентрации СО и СО2 в масле с помощью газохроматографии, т. е. выявлению газообразных продуктов разложения целлюлозы и определению фуранов в масле - выявлению более высокомолекулярных продуктов разложения изоляции.

Первый метод разработан и применяется в Японии. Существенным недостатком его является выделение СО и СО2 из масла при дыхании трансформатора. В этом случае для оценки степени старения изоляции необходимо измерять концентрации этих газов периодически все время службы трансформатора или делать предположение о равномерном выделении этих газов, независимо от режима работы [66, 67].

Второй метод - определение концентрации в масле фурановых соединений, образующихся при разложении целлюлозы в процессе старения изоляции. Неоднозначность оценки и сложность учета предыстории трансформатора при определении деградации изоляции по содержанию в масле СО и СО2 сделали второй метод основным для оценки старения изоляции и остаточного срока службы тр форматора, принятым в практике в настоящее время. Этот метод является более перспективным, поскольку фураны из масла в воздух не выделяются, а накапливаются в твердой изоляции и в масле в течение всего срока службы [68].

Подробно эти методы рассматривались в 1993 г. в Берлине на симпозиуме СИГРЭ, посвященном профилактическому обслуживанию и диагностике оборудования подстанций, организованному восемью исследовательскими комитетами и Национальным Комитетом СИГРЭ Германии [69].

Прямую связь концентрации фуранов в масле со старением изоляции отражает однозначное соответствие этой величины коэффициенту полимеризации DP, зависящему от деструкции целлюлозы при ее старении:

Коэффициент полимеризации DP 160 350 520 750
Концентрация фуранов, мг/л 100 10 1,0 0,1

 (Исследования французской фирмы-изготовителя крупных силовых трансформаторов Jeumont Schneider Transformateurs) [70].

В работе РГ СИГРЭ 15.01 [42] показано, что связь концентрации фурфуральдегида FAL, мг/л, с величиной DP приближенно может быть выражена формулой log2FAL = - 0,00287DP + 3,4.

Доступные лабораториям энергокомпаний средства определения концентрации фуранов, возможности контроля состояния трансформатора в работе, не требующие его отключения и вскрытия, стали причиной широкого распространения таких измерений за рубежом.

Первые работы по исследованию фуранов в масле относились к определению степени старения масла и проводились в конце 70-х - начале 80-х годов. Оценка старения изоляционной бумаги с помощью концентрации фуранов в масле, в котором старилась изоляция, впервые была освещена в работах CЕGB (Великобритания) в середине 80-х годов. В качестве вещества-индикатора старения из возможных фуранов был выбран фурфуральдегид (фурфурол). Типичное содержание фурфурола в трансформаторах с большим сроком службы составляет 1-10 мг/л, что эквивалентно массе 80-800 кг co- старенной бумаги. В дальнейшем выбором наиболее показательного из фурановых соединений для оценки старения бумаги занимались многие исследователи. Если не определяется общее содержание фуранов в пробе масла, предпочитают критерием считать содержание 2-фурфуральдегида.

Оценивается и относительное значение концентрации фуранов по сравнению с данными предыдущих обследований. Так поступает, например, компания S.D. Myers (США) в своей системе OLTT обследования трансформаторов в рабочем состоянии. Определение содержания фуранов в масле (проводится выборочно) производится по стандарту ASTM D5837. Приемлемым считается результат, когда концентрация фуранов не превосходит предыдущих данных, состояние изоляции требует дополнительных исследований при кратности концентрации до 2,5; неприемлемым состоянием считается превышение концентрации более чем в 2,5 раза [12, 13].

Анализ результатов измерения концентрации фуранов в масле работающих трансформаторов дал обзор, подготовленный РГ СИГРЭ 15.01 для симпозиума в Берлине в 1993 г. [71].

На основе этого анализа сделан уверенный вывод о том, что тепловое старение целлюлозной бумаги однозначно выявляется при измерении концентрации фуранов. Связь концентрации фуранов со сроком службы трансформаторов показывает табл. 4, составленная на основе обобщающих данных.

Таблица 4

Доля трансформаторов с концентрацией фуранов, %

Концентрация фуранов, 10–6 отн. ед.

Доля трансформаторов со сроком службы

5 лет и менее

30 лет и более

Менее 0,1

73,9

39,8

0,1-0,5

17,1

27,9

Более 0,5

8,8

32,4

В том числе более 5

0

8.8

На старение изоляции указывает быстрый рост концентрации фуранов или содержание их в масле, превышающее 1 мг/л.

В ряде стран, где метод хорошо освоен на практике (Италия, КНР, Франция), правила ухода за трансформаторами при превышении концентрации фуранов в масле 1 мг/л предписывают учащение контроля состояния трансформатора и подробное его обследование. Таким образом, первый сигнал о возможном тепловом старении изоляции Дает повышение содержания фуранов в пробе масла, а решение о возможности дальнейшей эксплуатации принимается на основе многофакторного обследования его характеристик с учетом продолжительности и режимов его работы.

На основании опыта компании ENEL (Италия) в ней было принято, что нормальному процессу старения соответствует концентрация фуранов до 2,5 мг/л, неопределенность оценки соответствует диапазону 2,5-5 мг/л, об анормальном старении свидетельствует

концентрация 5-10 мг/л и более [69]. При анализах проб масла, отобранных у 150 блочных трансформаторов было получено следующее распределение концентрации фуранов:

Концентрация фуранов, мг/л 0,03 0,03-0,1 0,1-0,5 0,5-2,0 2,0-5,0 5,0-10,0
Количество трансформаторов, % 15 33 25 17 6 4

Опыт контроля содержания фуранов, накопленный в энергокомпании Квинсленда (Австралия), показал, что около 30 % проб было за пределами концентрации 0,5 мг/л. Трансформаторы, отработавшие больше 30 лет, имели концентрацию фурфурола примерно 4,5 мг/л. На основании анализа данных обследований трансформаторов в штате Квинсленд в энергокомпании считают возможным оценить остаточный срок службы трансформатора, принимая во внимание концентрацию фуранов, СО и С02 коэффициент полимеризации образцов твердой изоляции, взятых из бака, а также с помощью экспертной оценки предыстории работы трансформатора. В последнее время обследования дополняются определением спектра молекулярной массы твердой изоляции, хорошо коррелирующейся со степенью ее старения [72].

Энергокомпания Imatran Voima (Финляндия) применяет для наиболее ответственных трансформаторов ГХА проб масла и определение концентрации фуранов для трансформаторов 420 кВ 1 раз в 5 лет, 123-245 кВ - 1 раз в 10 лет. Проведено около 100 измерений концентрации фуранов в масле работающих трансформаторов. Энергокомпания считает, что интерпретация результатов анализа должна быть усовершенствована [73].

В энергокомпании Electricite de France, где принята трехуровневая система контроля состояния трансформаторов, измерение концентрации фуранов введено в обязательные для первого уровня профилактики систематические измерения.

В Бельгии систематически проводится анализ проб масла на содержание фуранов, проверено около 400 трансформаторов, наивысший уровень концентрации составил 3 мг/л.

В энергосистеме Швейцарии значительные концентрации фуранов наблюдались в исключительных случаях, да и то они составляли значения порядка нескольких миллионных долей. Измерения содержания газов и фуранов предусматриваются при вводе трансформатора в работу, через 4-5 лет для силовых трансформаторов напряжением более 170 кВ и через 10 лет - при меньших напряжениях [69].

Исследования в широких масштабах были проведены Институтом электроэнергетики КНР. Проводились как опыты по искусственному старению бумаги, так и практические измерения на трансформаторах. Установлено, что коэффициент полимеризации трансформаторов с различными сроками службы не коррелируется с содержанием СО и СО2 в масле.

Опыты, проведенные Институтом электроэнергетики КНР, дали аналитическую зависимость содержания фуранов от времени старения бумаги в виде уравнения log F= 1,51 - 0,0035 Т. Коэффициент корреляции был весьма высок (|R| = 0,966). Фураны определялись в пробах из 345 трансформаторов.

На рис. 7 показаны результаты определения фуранов на 77 блочных трансформаторах, на рис. 8 - на 212 сетевых трансформаторах. Среднее значение концентрации фуранов зависит от срока службы трансформатора в соответствии с уравнением log F = -1,83 + 0,058Т; |R|= 0,7075.

На рисунках все поле графика разделено на три зоны: А - зона ускоренного старения, Б - зона нормального темпа старения и В -зона замедленного старения.

Если для блочных трансформаторов в зоне А находится 14, в зоне Б -71,5, а в зоне В- 14,5 % проб, то для сетевых трансформаторов эти цифры соответственно составляют 10, 57 и 33 %, Как и следовало ожидать, среди менее загруженных сетевых трансформаторов значительно большая доля приходится на замедленное старение, существенно меньшая - на ускоренное старение.

Принято, что при концентрации фуранов более 0,5 мг/л нужно обратить внимание на данный трансформатор и в том случае, если он вышел в зону А графика, установить большую частоту обследований [74].

Рuc. 7. Содержание фуранов в блочных трансформаторах с разным сроком службы

Рис. 8. Содержание фуранов в сетевых трансформаторах с разным сроком службы

Критерием недопустимого старения изоляции специалисты исследовательской ассоциации электриков в Индии считают снижение значения DP до 150-200 и соответственно рост концентрации фуранов в масле до 10*10–6 отн. ед. При таких значениях параметров считается необходимой замена обмотки при ремонте. Примечательно, что считается недостаточным использовать результаты ГХА масла для определения работоспособности трансформатора [75].

Усовершенствование методики идет по пути поиска более удобных и чувствительных методов определения концентрации фуранов. Так, энергокомпания National Grid (Великобритания) разработала упрощенный быстрый метод определения концентрации наиболее часто контролируемого фурана - фурфуральдегида с помощью спектрофотометрического анализа. Этот фуран реагирует с ацетатом анилина и получается раствор, измеряемый спектрофотометром при максимуме на волне 527 им. Предел чувствительности при такой методике — 0,1 мг/л. В течение семичасовой смены один оператор анализирует 50 проб с фуранами. В университете Glasgow для этой энергокомпании также были проведены разработки методов определения концентрации фурфуральдегида на основе анализа флуоресцентных спектров в инфракрасном диапазоне (514 нм, чувствительность - до i io-6 отн. ед.) [76, 77].

Университетом штата Северная Каролина (США) и отделением компании ABB использовалась более сложная, чем при жидкостной хроматографии, методика — определение концентрации с помощью газохроматографии и масс-спектрометрии. Чувствительность при такой методике на два порядка выше, но она требует дорогой и сложной аппаратуры и высококвалифицированного персонала. Для фурфуральдегида порог чувствительности составлял около 16 10-12 г [70].

Трудности при оценке старения изоляции по концентрации фуранов заключаются, в частности, в том, что для разных видов изоляции различны и зависимости, связывающие степень полимеризации с концентрацией фуранов. Так, обычный электрокартон выделял фуранов на два порядка меньше, чем термостойкая трансформаторная бумага. Зависит выделение фуранов и от режима старения бумаги (температура, влажность, технология изготовления бумаги), от конструкции трансформатора. Главный итог таких исследований -вывод о необходимости дальнейших исследований возможности определения остаточного срока службы изоляции трансформатора с помощью определения концентрации фуранов в масле.

Исследования, проведенные в Аргентине, показали, что на концентрацию фуранов влияет наличие присадок, контакт с кислородом. Установлено, что при нагреве в масле фурфурола его концентрация со временем снижается, при 100 о С снижение до 50 % происходит за 4 сут. Этот эффект исследовался и в Австралии, уменьшения фуранов при 20 и 80 0С не наблюдалось, существенный спад был при 110 °С, время спада до половины концентрации составляло для фурфурола около 40 сут. [78, 79].

Отмечались также затруднения с интерпретацией результатов анализа концентрации фуранов, связанные с адсорбцией фуранов изоляцией в процессе влагообмена «масло-бумага» и при периодической обработке масла вакуумировкой [80].

Исследования старения трансформаторов, проводившиеся энергокомпанией National Grid (700 трансформаторов 275 и 400 кВ) показали, что появление фуранов происходило только при нагревах выше 115 °С, при наличии в масле кислорода и соединений меди их концентрация снижалась. Старение при рабочих температурах фураны не выявляли [81].

Российскими организациями концентрация фуранов в масле трансформаторов определяется методами тонкослойной хроматографии [69, 82]. Предел чувствительности при определении фуранов - 0,5 мг/кг. Кроме методов тонкослойной хроматографии и высокоэффективной жидкостной хроматографии, для определения концентрации фуранов в масле в ЗАО НПО «Электрум» (С.-Петербург) применяется газохроматография, о чем сообщалось на семинаре «Масло и маслохозяйство на энергообъектах», прошедшем в 1999 г. на ВВЦ в Москве.

По методу тонкослойной хроматографии, принятому во ВНИИЭ, различие в концентрации фурановых веществ определяется интенсивностью окрашивания пятна фурана при использовании ацетоуксусного анилина в качестве обнаружителя [83], для удобства составлена цветная шкала интенсивности концентраций фурановых веществ, содержащая 10 градаций окраски пятен (от розового до малинового) для концентрации фуранов: 0,5; 1; 2,5; 5; 10; 20; 25; 50;100; 500 • 10-6 отн. ед. [84].

3.6. Измерение частичных разрядов

Эффективный метод выявления дефектов изоляционных конструкций высокого напряжения — измерение частичных разрядов (ЧР). Наличие ЧР непосредственно указывает на недостаточную электрическую прочность изоляции, развитие разрядов приводит к порождению трансформатора. Наиболее эффективны измерения частичных разрядов при повышенном, по сравнению с рабочим, напряжении. Такие измерения производятся на отключенном оборудовании с подачей напряжения от внешней испытательной установки (см. гл. 5).

Измерения на работающем трансформаторе, как периодические, так и непрерывные, позволяют выявить дефекты изоляции со снижением ее электрической прочности на ранней стадии их развития. Это определило активное развитие методов измерений ЧР и создание систем контроля, использующих электрические и акустические датчики ЧР [85-88].

Измерения частичных разрядов и отыскание места разрядов успешно проводится многими фирмами, этот метод контроля состояния изоляции входит в комплексы контроля состояния изоляции, используется в автоматизированных установках, работающих в реальном времени. Освоены измерения частичных разрядов в трансформаторах такими крупными фирмами, как ABB Secheron, ABB Calor Emag AG, ABB Т & D Inc., National Grid Co pie, Siemens AG, крупными энергокомпаниями США, Австралии, Японии, национальными энергокомпаниями EDF и Enel.

Измерения частичных разрядов осуществляет разработанная фирмой Mitsubishi система контроля силового трансформатора наивысшего за рубежом напряжения 1000 кВ.

Примером аппаратуры, устанавливаемой на трансформаторе для непрерывного контроля его состояния по интенсивности ЧР, является монитор, разработанный компанией Siemens Energy & Automation Inc. (США). Монитор не только выявляет дефекты в начальной стадии их развития, но и помогает определить место их возникновения. На трансформаторе устанавливаются по четыре ультразвуковых и радиочастотных датчика выявления ЧР [89].

Выпускается специализированная аппаратура для определения параметров ЧР в изоляции электрооборудования высокого напряжения. Так, компания Haefely Trench AG - Tettex Instruments выпускает многоканальный анализатор ЧР типа ТЕ 571, представляющий собой цифровой измеритель с компьютерной обработкой данных. Программное обеспечение прибора позволяет отображать ЧР как на фигуре Лиссажу, с привязкой к фазе действующего напряжения, так и трехмерные изображения, показывающие амплитудно-частотные характеристики разрядов [90] (рис. 9).

Борьба с помехами является необходимой при полевых измерениях. Ведутся работы но преодолению трудностей с измерениями ЧР на работающих трансформаторах в условиях действующих подстанций. Так, Ганноверским университетом проведена разработка системы фильтрации сигнала от помех с использованием ПЭВМ. Приемлемые отношения «сигнал/шум» в условиях действующей подстанции получались благодаря применению цифровых фильтров, адаптивных ограничивающих фильтров и схем измерения, использующих противоположную направленность сигнала ЧР из трансформатора и помехи, идущей со стороны сети [91].

Рис. 9. Измеритель частичных разрядов ТЕ 571 (Haefety Trench Tettex): a - общий вид; б - экран монитора

Появились новые возможности выявления дефектов в изоляции при измерении ЧР с использованием аппаратуры на базе цифровой техники. Примером такой аппаратуры является упомянутый выше многоканальный анализатор частичных разрядов типа ТЕ 571, поставляемый компанией Haefely Trench AG, Tettex Instruments Division.

Значительным опытом цифрового анализа ЧР в высоковольтных конструкциях делятся исследователи университета г. Дельфт (Нидерланды). В университете ведется база данных по измерениям ЧР, в трансформаторах и другом оборудовании. При анализе используется теория распознавания образов, большую помощь при анализе оказывают трехмерные спектры распределения ЧР по частоте повторения, амплитуде и расположению относительно фазы испытательного напряжения. Эти возможности предоставляет современная цифровая техника, в частности, используется анализатор ТЕ 571 [92].

Компания GEC Alsthom и энергокомпания EDF на базе цифровой техники используют систему APDR77 непрерывной регистрации ЧР, на основе анализа связи между измерениями электрическими и акустическими датчиками разработана методика определения места возникновения ЧР [93].

Возможности современных цифровых методов измерений ДЛ1 выявления типов частичных разрядов, их причин, нахождения места разрядов, корреляции дефектов с характером разрядов обобщены в исследованиях рабочей группы СИГРЭ 15.01 [87].

Акустические методы нашли себе широкое применение для выявления и обнаружения места ЧР при измерениях на работающем оборудовании как менее подверженные внешним электрическим помехам [85, 94-96].

Исследования акустических волн, возникающих от разрядов в масле, проведены рядом институтов и университетов Японии. Разработаны также методы отыскания места ЧР в трансформаторе [97]

В Политехническом институте в Ополе (Польша) подробно исследовался механизм распространения звуковых волн от источника ЧР. Разработана методика измерений и отыскания места ЧР в трансформаторе с помощью акустического метода. Акустический метол оценки интенсивности ЧР рекомендован как часть диагностики состояния силовых трансформаторов [98].

Особенно эффективны акустические датчики ЧР, помещенные внутри бака трансформатора. Такие датчики применяются при контроле особо ответственных трансформаторов и при типовых испытаниях. В частности, акустическими датчиками в баке оснащен трансформатор 1000 кВ компании Mitsubishi [99], акустические датчики ЧР как вне бака, так и внутри него входили в разработанную институтом электроэнергетики США EPR1 систему контроля при испытаниях трансформатора 525/345 кВ мощностью 300 МВ-А на подстанции Ramapo в энергосистеме ConEd [100].

Акустическими датчиками выявления ЧР оснащена автоматизированная система PTCSM контроля состояния трансформаторов 400/161/161 кВ мощностью 195/97/97 МВ-А кабельной линии постоянного тока FennoScan, работающая с 1988 г. [73].

Датчики ЧР (электрические и акустические) входят в автоматизированные системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов, разработанные компаниями Westinghouse (TPAS), Siemens, ABB Calor Emag [101-103].

В России наиболее глубоко вопросы измерения ЧР в электрооборудовании под рабочим напряжением проработаны АО «Фирма ОРГРЭС» [104] и институтом СибНИИЭ [105].

По мнению специалистов СибНИИЭ, наиболее приемлемыми признаками дефектов являются зависимости максимального значения кажущегося заряда и среднего тока разрядов от стационарности процесса разряда. Предложены нормы (четыре градации) для кажущегося заряда. Специалисты СибНИИЭ считают контроль частичных разрядов в сочетании с ГХА масла основой диагностики трансформаторов в работе[105, 106].

В практике российских энергосистем определение ЧР электрическими и акустическими датчиками для контроля состояния трансформаторов используют многие организации, в том числе БП «Электросетьсервис» [107], НПО «Техносервис-Электро» [52]. Организации НПО «Техносервис-Электро» и АО «Фирма ОРГРЭС» применяют хорошо защищенную от помех методику акустических измерений и определения места ЧР в силовых трансформаторах. В АО «Фирма ОРГРЭС» разработан индикатор частичных разрядов типа ИЧР-1 с измерениями в полосах частот 15-75 кГц и 0,5-2 МГц; ее специалисты подчеркивают, что выявление дефекта достоверно лишь при возрастании интенсивности ЧР по времени, а разряды малой интенсивности могут быть и при отсутствии опасного дефекта [108].

Предприятие БП «Электросетьсервис» использует систему контроля изоляции силовых трансформаторов СДИСТ, разработанную СКТБ ВКТ Мосэнерго. Система обнаруживает наличие ЧР акустическим методом в диапазоне частот 40-100 кГц, имеет 20 акустических датчиков и стационарный блок-регистратор. Для определения координат места разрядов по методике СКТБ ВКТ датчики размещаются в виде трехлучевой звезды по поверхности бака, место определяется по разнице времени поступления сигнала. Интенсивность разрядов определяется по величине сигналов с учетом глубины «залегания» места разрядов [107, 109].

В Петербургском государственном университете разработана система мониторинга крупных силовых трансформаторов СКИТ, задачей которой является определение наличия и места ЧР. Частичные разряды при рабочем напряжении входят в минимально необходимый набор параметров для диагностики трансформаторов [110].

Некоторые российские специалисты считают характеристики ЧР недостаточно достоверным критерием состояния изоляции трансформаторов, а защиту от помех - затруднительной. Ими высказывается мнение, что ЧР не могут быть использованы как признак, объективно отражающий состояние оборудования [111].

Организация НИЦ «ЗТЗ-Сервис», проводящая обследования многих российских трансформаторов, считает выявление ЧР перспективным методом контроля состояния изоляции силовых трансформаторов. По мнению ее специалистов, трудности защиты от помех при измерениях вполне преодолимы [112,113].

3.7. Тепловизионный контроль

Контроль нагрева трансформатора с внешней поверхности позволяет выявить дефекты внешних контактных соединений, повышенный нагрев отдельных участков поверхности бака и перегревы в баках контакторов и избирателей РПН. С помощью тепловизионной аппаратуры успешно выявляются нагревы внутри высоковольтных вводов.

Тепловизионный контроль находит все более широкое распространение как в нашей стране, так и за рубежом. Имеется достаточно чувствительная отечественная и зарубежная аппаратура для термографии, однако пока не решена задача выявления с ее помощью внутренних дефектов трансформаторов [52,114,115].

В России тепловизионный контроль используется не только специализирующимися на диагностике организациями, но и службами энергосистем [116-118]. Высокая эффективность выявления дефектов достигается при тепловизионном обследовании системы охлаждения мощных силовых трансформаторов. В Свердловэнерго контроль охладителей ДЦ ведется с помощью тепловой модели системы, сравнивается разница температур на входе и выходе, рассчитанная для данной окружающей температуры с измеренными перепадом температур на охладителях [119].

Методические вопросы тепловизионной диагностики наиболее глубоко проработаны АО «Фирма ОРГРЭС, тепловизионный контроль нагревов деталей и узлов трансформаторов включены в программу их обследования, принятую РАО «ЕЭС России» [115, 117].

В основном нормативном документе - «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [1] в виде приложения содержатся предварительные рекомендации и критерии оценки состояния электрооборудования по результатам обследований с помощью тепловизионной аппаратуры. Они, безусловно, нуждаются в уточнении на основании накапливаемых фактических данных.

3.8. Определение сопротивления короткого замыкания в работе

Распространенным дефектом крупных силовых трансформаторов является деформация обмоток из-за воздействия динамических сил при коротких замыканиях (КЗ). Деформация обмоток вызывает изменение индуктивности и емкости смещающихся катушек или дисков, что в свою очередь вызывает изменение полного сопротивления короткого замыкания обмотки (Zк ) Сравнение измеренного значения Zк с полученными ранее (до воздействия токов КЗ) позволяет оценить степень деформации обмоток.

Изменение формы обмоток сопровождается также изменениями частотной характеристики трансформатора, определяемой подачей напряжения различной частоты. Частотная характеристика сравнивается со снятой ранее, до воздействия на трансформатор короткого замыкания. Аналогичный результат дает анализ переходной функции трансформатора, получаемой при воздействии на его обмотку прямоугольным импульсом.

Измерения Zк и снятие частотных характеристик производятся в основном на отключенном трансформаторе, в частности, после воздействия токов КЗ большой кратности. Подробно возможности таких измерений рассматриваются в гл. 4, посвященной обследованиям трансформатора в отключенном состоянии.

За рубежом неоднократно высказывались мнения о целесообразности разработки методов оценки деформации в обмотках без отключения от сети, но дальше всего такие разработки продвинулись в нашей стране.

В Канаде метод приложения к обмотке трансформатора низковольтных импульсов видоизменился для обследования трансформатора без отключения от сети. В этом случае используются естественные возбудители колебаний в обмотке, такие как импульсы при коммутации или грозе. Испытания уже проводились компанией PowerTech Labs на трансформаторах 134-600 кВ мощностью до 650 МВ-А. Получены логичные и положительные результаты [40].

На этом же принципе действует система контроля состояния трансформатора в работе, созданная в Штутгартском университете.

К вводу трансформатора подсоединяется через разделительный конденсатор измерительная схема, определяющая форму напряжения на обмотке при воздействиях коммутационных и грозовых импульсов. Измерения могут проводиться как во время работы трансформатора, так и на испытательной установке при отключенном от сети трансформаторе. По мнению разработчиков, имеется возможность контроля изменений формы обмотки после транспортировки трансформатора с помощью сравнения переходных функций, полученных на заводе и на месте установки [ 120].

Исследования, проведенные в университете Newcastle (Австралия), показали возможность выявления таких дефектов без отключения трансформатора от сети, с наложением сигнала низкого напряжения переменной частоты от свип-генератора [121].

В России разработки методов выявления деформации обмоток, (НИЦ ВВА, филиал ВЭИ в Тольятти) направлены на измерения Zк в рабочем режиме [122, 123]. В НИЦ ВВА и Новочеркасском ГТУ разработаны для этой цели специальные приборы [123-125]. Аналогичные работы проводятся НИЦ «ЗТЗ-Сервис» (г. Запорожье) [126].

3.9. Вибрационный контроль прессовки

В последние годы получили распространение методы контроля состояния прессовки обмоток и магнитопровода, основанные на анализе вибрационных характеристик трансформатора во время его работы и в отключенном состоянии.

В российских энергосистемах начато внедрение системы вибродиагностики с измерением вибрации бака на работающем трансформаторе (разработка системы и анализирующей программы «Веста» проведена в ПВФ «Вибро-Центр», г. Пермь) [ 127, 128], а также системы с использованием виброударных характеристик на отключенном трансформаторе (разработка ВНИИТФ и Свердловэнерго) [129,130]. Подробно контроль состояния прессовки как на работающем, так и на отключенном трансформаторе рассмотрен в гл. 4.

3.10. Непрерывный контроль состояния

Выявление дефектов оборудования на ранней стадии их развития, до того как они перейдут в серьезное повреждение, в первую очередь, обеспечивается непрерывным контролем состояния в работе. Современная тенденция перехода от превентивной профилактики, проводящейся при возникновении дефектов, к профилактике, зависящей от состояния оборудования - к предупреждающей профилактике, требует широкого применения методов непрерывного контроля состояния трансформаторов. Система обслуживания трансформаторов в зависимости от их состояния направлена на увеличение срока службы, организацию оптимальной эксплуатации «критического» оборудования,

Необходимость изменения стратегии профилактики и широкого внедрения методов непрерывного контроля оборудования подстанций, в частности, была основной темой конференции 1997 г. в г. Нью-Орлеане, организованной институтом электроэнергетики США EPR1. В современных условиях наблюдение за рабочим состоянием трансформаторов стало важнейшим фактором надежной работы энергосистем. Особое внимание было уделено методам непрерывного контроля состояния, новым достижениям в этой области [131].

Большое внимание проблемам непрерывного контроля состояния трансформаторов было уделено на Х Международной научно-технической конференции «Трансформаторостроение - 2000», прошедшей 19-21.09.2000 г. в г. Запорожье. В содержательном докладе специалистов НИЦ «ЗТЗ-Сервис» (г. Запорожье) и НИЦ «Вибро-Центр» (г. Пермь) приведены данные об оснащении системами непрерывного контроля силовых трансформаторов в Северной Америке. Критическим оборудованием (большая наработка, признаки дефектов, особая роль в системе) считается 25 % от примерно 30 тыс. трансформаторов магистральных сетей; 13 % из них оснащены системами непрерывного контроля. В ближайшие годы предполагается эту долю довести до 36 %.

В докладе отмечается перспективность многоканального измерения и распознавания вида ЧР, акустических датчиков ЧР, а также разработки датчиков непрерывного контроля влажности, газов и температуры в трансформаторе. На основании опыта совместных работ НИЦ «ЗТЗ-Сервис» и компании Cutler-Hammer (США) создана 16-канальная установка для измерений ЧР, следующим шагом будет создание датчиков присоединения для измерений в работе.

В числе перспективных разработок также указаны в докладе системы непрерывного контроля и диагностики состояния устройств ТОН, включающие датчики контроля мощности привода (правильность функционирования), датчики вибрации и виброакустические спектры (состояние кинематики), датчики температуры в баке РПН, анализ изменения энергии дуги при переключениях (степень износа контактов).

Для контроля и диагностики механического состояния обмоток перспективен анализ виброакустического спектра, измерения индуктивности рассеяния, параметров тока в нейтрали и переходных функций в работе. Эффективным косвенным методом оценки изменений формы обмотки является накопление и анализ числа и кратности токов КЗ.

Важной частью системы слежения за состоянием оборудования считается непрерывный анализ содержания газов в масле и его влагосодержания.

Освоение эффективных методов контроля состояния трансформаторов проводится НИЦ «ЗТЗ-Сервис» и НИЦ «Вибро-Центр» в сотрудничестве с зарубежными организациями, в том числе с компаниями Doble Engineering, General Electric Hartley, General Electric Syprotec, Cutler-Hammer [132].

В институте электроэнергетики США EPRI разработаны несколько новых устройств для улучшения систем непрерывного контроля, снижения их стоимости и повышения достоверности диагноза: UCA (Utility Communication Architecture) — система связи со стандартизированным протоколом, MMW (Maintenance Management Workstation) - система сбора, обобщения и анализа данных для определения приоритетов при проведении ремонтных работ [15,40, 131].

Газовое реле защиты трансформатора. Реле Бухгольца, применяемое с начала 20-х годов прошлого столетия, реагирует на поток газа и его накопление в случае наличия дефекта, сопровождающегося разложением изоляции и выделением газа в масло. Газовым реле оснащены все мощные трансформаторы и его срабатывание защищает трансформатор от многих повреждений. Отбор пробы газа из реле позволяет с помощью диагностических методов определится характер и объем повреждения. Подробнее об анализе газов из газового реле было сказано выше, в разделе о ГХА масла.

Ценную информацию о развитии дефектов в трансформаторе можно получить, измеряя объем и скорость поступающего в реле газа [133].

Для таких измерений в Ганноверском университете разработан датчик растворенных в масле газов, измеряющий приращение объема газов в газовом реле. Датчик позволяет определить скорость выделения газов и реагирует на разряды в масле. Зависимость выделяющегося объема газов от числа импульсов разрядов — линейная [ 134].

По заданию фирмы Siemens AG на основе такого датчика компанией Messko Albert Hauser GmbH разработано усовершенствованное газовое реле для защиты силовых трансформаторов. Добавление электронной части позволяет существенно повысить точное

выявления дефектов за счет определения объема и скорости выделения газов в трансформаторе [135].

«Электронное» газовое реле, как детектор нерастворенных газов, используется в системе MS2000 непрерывного контроля состояния трансформаторов, разработанной компанией Alstom. Установленное на трансформаторе 110/220 кВ мощностью 200 МВ-А такое реле определило выделение газа в объеме 6—9 мл в месяц зимой и около 1 мл в месяц летом. Анализ состава газа показал, что это в основном воздух (О2 и N2 ), попадавший в масло из неплотностей соединения бака с расширителем. Устранение неплотностей ликвидировало это явление [136].

В последние годы налажен выпуск более совершенных, чем ранее, отечественных газовых и струйного реле для силовых трансформаторов. Новые реле РГТ и РСГ обладают повышенной надежностью и расширенными возможностями по контролю скорости потока масла через реле [137].

Непрерывный контроль газов в масле. Совершенствуются методы, способы и устройства отбора проб и проведения анализов для непрерывного автоматического контроля концентрации растворенных в масле газов. Разработка мембранных устройств отбора газов и полупроводниковых датчиков раскрывает новые возможности перед автоматизацией процесса.

Одним из первых примеров таких разработок являются два варианта датчика концентрации водорода в масле, разработанные для использования в энергосистеме ЮАР. Первый вариант датчика использует принцип действия топливного элемента при химическом соединении проникающего через мембрану из масла водорода с кислородом в растворе серной кислоты. Пределы измерения от 0 до 1000 10 -6 отн. ед,, инерционность - около 70 с. Второй вариант датчика — резистор с электродами, покрытыми диоксидом олова, поверхностная проводимость которой растет с поглощением водорода. Пределы измерения от 0 до 50000-10 -6 отн. ед., малая инерционность, существенно больший срок службы, чем у первого варианта [138].

Широкое распространение в Канаде, США и других странах находит устройство для непрерывного контроля горючих газов Hydran (изготовитель — фирма Syprotec Inc., Канада). Устройство наиболее распространенного типа измеряет кон цен грацию газов в пределах от 0 до 2000-10 –6 отн. ед. с чувствительностью по Н2 - 100 %, по СО -10 %, по С 2Н 2 - 8 %, по

С 2Н 4 - 1 %. Устройство работает при температуре масла от -50 до +90 0С, при температуре окружающей среды от —50 до +55 °С. Срок службы датчиков 5—10 лет. Стоимость устройства - 1300 дол. За время поставки с 1975 но 1997 гг. устройства установлены более чем на 10 тыс. трансформаторов. Цифровое исполнение установки (Hydran 201i System) имеет запоминание, контроль тенденций изменения, выход со 128 датчиков, телепрограммирование, автопроверку каждого монитора [ 139].

Об освоении использования для таких датчиков полимерных мембран сообщалось на Украине [140].

Канадская компания Morgan Schaffher Systems поставляет установку AMS500 Plus для непрерывного контроля растворенных в масле водорода и воды. Пределы измерений по

Н 2 от 0 до 5OOO-IO -6 отн. ед. ±2 % и ±5-10 -6 отн. ед., по влажности масла — от 0 до 100 % ±2 % и ±1,5-10 -6 отн. ед. Установка монтируется прямо на трансформаторе. Результаты измерений отображаются на четырехдекадном дисплее, имеются два порога тревожной сигнализации, соответствующих двум уровням концентрации водорода. Данные измерений запоминаются и могут передаваться на пульт управления подстанцией.

Другая разработка той же компании - портативный газоанализатор TFGA-P200, позволяет проводить полный анализ содержания семи газов (Н2 , СО, СО2, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6) по пробе, отбираемой из установки AMS-500 с помощью газо-плотного шприца. Время полного анализа - 100 с. Анализатор применяется и при отборе проб непосредственно из трансформаторов [141, 142].

Примерами систем анализа газов в реальном времени, устанавливаемых непосредственно на трансформаторе в комбинации с контролем других параметров (интенсивности частичных разрядов, перегревов изоляции и др.) являются:

система, используемая в 12 крупных энергообъединениях США, разработанная по заданию института EPR1 фирмой Micromonitors Inc., Bend (Oregon), непрерывно определяющая содержание четырех газов (Н2 , СО, С2Н2, С2Н4 ) с помощью полупроводниковых датчиков, погруженных в масло [62, 143];

упрощенная система непрерывного контроля, разработанная компанией ASEA-Brown Boveri Т & D Inc., Raleigh (North Carolina) определяющая содержание водорода, оксида углерода и смеси метана и этана, измеряемых в пространстве, отделенном от масла пропускающей газы мембраны с помощью металлооксидных датчиков [62];

система непрерывного контроля состояния трансформаторов по многим параметрам компании ABB Secheron с использованием датчика Hydran 201R [144].

К отечественным разработкам датчиков непрерывного контроля газов в масле относятся сигнализатор горючих газов СГГ-1 для диагностики маслонаполненных трансформаторов и разработанный ВЭИ сигнализатор для непрерывного контроля легких газов в масле. Такой датчик входит в комплекс аппаратных и программных средств непрерывного контроля трансформаторов, также разработанный в ВЭИ [145, 146].

Общая концепция контроля выделения газов при работе трансформатора. Выделение газов из изоляции в масло имеет различный характер на разных стадиях развития дефектов в трансформаторе. Самая ранняя стадия развития дефектов выявляется ГХА растворенных в масле газов, для начальных стадий — в небольших количествах. Дефекты, вышедшие на стадию заметного развития, выявляются как по содержанию растворенных в масле газов, так и по анализу нерастворенных газов, собирающихся в газовом реле. Развитие дефекта с выделением пузырьков газа (конечная стадия) также выявляется ГХА, но уже возможно срабатывание газового реле, В этом случае производится отбор проб газа из реле. Аварийное отключение трансформатора газовым реле свидетельствует о большом объеме повреждения, анализ масла из реле позволяет уточнить характер дефекта и его опасность.

Логическая схема использования анализа газов при диагностике трансформатора имеет две ветви решения о дальнейшей работе или выводе трансформатора в ремонт.

Профилактическая диагностика: периодический и непрерывный контроль газосодержания в масле, контроль объема и темпов выделения нерастворенных газов, прогнозирование выделения газов и образования пузырьков, сравнение с граничными значениями, принятие решения.

Послеавирийная диагностика: анализ газов из реле при его срабатывании, сравнение выделения растворенных и нерастворенных газов, сравнение с граничными значениями, уточнение диагноза, исключение ложного диагноза при выделении из масла растворенного воздуха, принятие решения [133].

Непрерывное измерение влаги в масле. В последние годы в системах непрерывного контроля находят применение датчики влажности масла, которые оказываются полезными как при постепенном, так и при внезапном попадании влаги в масло. Для непрерывного контроля влажности масла в работающих трансформаторах и в системе обработки масла компания ABB разработала датчик, измеряющий относительную влажность масла в пределах 0-100 %. Датчик выполнен на основе полиамидной пленки, способной поглощать до 3,3 % воды. Инерционность датчика - около 6 мин. При опытах в установке для обработки масла порог чувствительности по его абсолютной влажности составлял 10 • 10 -6 отн. ед. Датчик врезается в трубку, через которую масло прокачивается дополнительным насосом.

Особенно важны показания датчика при 100%-ной влажности, когда в процессе влагообмена возможна концентрация влаги в капли и резкое снижение электрической прочности изоляции.

В нескольких энергокомпаниях США установили на своих трансформаторах такие датчики и испытывают их в режиме непрерывного контроля. В Бонневилльской энергокомпании (ВРА), США, на нескольких подстанциях установлены металло-полупроводниковые датчики компании Micromonitors Inc., реагирующие на газы: Н2 , СО, С2Н2, С2Н4 [143]. На преобразовательной подстанции Celilo с 1994 г. с помощью таких датчиков и системы непрерывною измерения температуры контролируется нагрузочная способность трансформаторов.

Компания J.W. Harley (США) поставляет датчик, определяющий относительную влажность масла в трансформаторе в пределах от 0 до 93,7 % с точностью ±1 %.

Для измерения абсолютной влажности в жидкостях фирмой Sonder-EDV-Anlagen GmbH, Hofheim (ФРГ) разработан датчик типа NP330. Датчик имеет гигроскопический слой, нанесенный на керамическую подложку, и электропроводящие полоски. Датчиком измеряется емкость, непосредственно зависящая от увлажнения гигроскопического слоя. Датчик, в частности, применяется для контроля увлажнения в трансформаторах [147].

Непрерывный контроль содержания влаги в масле осуществляет установка AMS500 Plus, поставляемая во многие страны мира компанией Morgan Schaffner Systems (Канада) [141, 142].

3.11. Нагревы трансформатора

Важной проблемой эксплуатации является контроль теплового состояния трансформаторов в работе. Для осуществления такого контроля применяются как косвенные методы, например измерения температуры верхних слоев масла, так и методы измерения температуры наиболее нагретых точек внутри трансформатора (ТННТ). Такие измерения позволяют оценить перегрузочную способность трансформаторов в динамике, в частности, при типовых испытаниях. Наибольшие возможности дает применение распределенных волоконно-оптических датчиков температуры, вмотанных в обмотку.

Контроль ТННТ во время работы позволяет определить оптимальное число работающих вентиляторов и насосов при данной окружающей температуре и нагрузке трансформатора. Это позволяет снизить потери в системе охлаждения, повысить КПД трансформатора.

Прямые измерения температуры наиболее нагретой точки обмотки широко применяются при типовых испытаниях на заводах. Так, компания Pauwels International, являющаяся одним из крупнейших производителей силовых трансформаторов в США (выпущено более 450 тыс. трансформаторов, их мощности - до 575 МВ-А, напряжения - до 500 кВ), контролирует температуру наиболее нагретых точек в трансформаторе с помощью оптических датчиков, информация от которых снимается с помощью волоконно-оптической связи.

При изготовлении трансформатора волоконно-оптический кабель укладывается между прокладками в зоне наибольших нагревов обмотки и сердечника. Проводятся тепловые испытания трансформаторов разных типов мощностью от 60 до 470 MB A в разных режимах охлаждения, оснащенных такой системой измерений. На каждом трансформаторе устанавливается более 20 оптических датчиков. На основе данных тепловых испытаний устанавливаются параметры математической тепловой модели трансформатора [148]. Исследовательским центром ABB в Швейцарии применен распределенный датчик температуры, встраиваемый в обмотку трансформатора по всей ее длине. Система может применяться для непрерывного контроля нагрева трансформатора, но основное ее назначение - помощь оптимальному конструированию трансформаторов на заводе [15].

Системы непрерывного контроля нагрева трансформаторов в работе с измерением ТННТ достаточно дороги и используются для управления работой наиболее ответственных и крупных трансформаторов.

Оценка перегрузочной способности с помощью непрерывного контроля состояния опирается на расчет допустимой перегрузки по параметрам тепловой модели трансформатора. В простейшем случае ведется контроль температуры верхних слоев масла, окружающей температуры, кратности и длительности перегрузки. Оптимальная загрузка трансформаторов при непрерывном контроле позволяет продлить срок службы трансформатора, уменьшить потери в них, сократить расходы на его эксплуатацию за счет снижения вероятности повреждений из-за перегревов [143,149,150].

Компания Alstom Schorch Transformatoren GmbH совместно с электрическими сетями PreussenElektra Netz GmbH и Штутгартским университетом применили систему непрерывного контроля MS2000 для контроля перегрузочной способности трансформатора 250 МВ-А с системой охлаждения OD. Одновременно ведется контроль состояния активной части по ГХА масла и расчет интенсивности старения изоляции [151].

Непрерывный контроль нагрева позволил энергокомпании National Grid Co plc. (Великобритания) существенно повысить загрузку силового трансформатора мощностью 750 МВ-А. Такой контроль осуществляется на пяти крупных силовых трансформаторах с помощью точечных оптических датчиков контроля ТННТ [152].

Институтом электроэнергетики США EPR1 разработаны программы определения нагрузочной способности силовых трансформаторов PTLOAD. Программы включают расчет по стандарту IEEE С57.91-1995 температур в трансформаторе, в том числе ТННТ, допустимой нагрузки, степени старения изоляции, возможности образования пузырьков. Расчеты производятся на основе данных о нагрузке и температурах, определяемых на реальном трансформаторе [21].

Традиционные средства контроля температуры использовались при проводившихся в ФРГ (энергокомпания Neckarwerke) опытах контроля тепловых характеристик сетевых трансформаторов 220/110 кВ мощностью 200 МВ-А с естественным охлаждением и 380/110 кВ 300 МВ-А с направленным и форсированным охлаждением. Использовалась система непрерывного контроля и обработки данных по нагрузке, включенному числу вентиляторов и насосов, температуре верхних слоев масла, нижних слоев масла, окружающей среды [153].

Обычно применяемые косвенные методы определения температуры обмотки трансформатора все же страдают существенными недостатками и не определяют истинной температуры в обмотке трансформатора. Обсуждение возможностей определения истинной ТННТ проводилось на посвященном почти полностью этому вопросу коллоквиуме ИК-12 СИГРЭ в Рио-де-Жанейро (1989 г.) и на сессиях СИГРЭ в 1990 и 1992 гг. В частности, вопросы надежного измерения ТННТ подробно проанализированы рабочей группой СИГРЭ 12.09 [154].

Разработаны датчики, позволяющие измерять непосредственно температуру в обмотках трансформатора точечного и распределенного типов. Применение волоконно-оптической техники для вывода информации из датчика позволяет поместить датчики непосредственно в обмотку на высоком потенциале, избавиться от электромагнитных помех при измерениях.

Точечные датчики ТННТ обычно используют изменение длины волны света в кристалле-датчике температуры или изменение интенсивности послесвечения флуоресцента на основе фосфоров при изменении температуры. Свет в таких системах измерения передается по оптоволокну. Такие устройства разработаны и используются, в частности, компаниями ABB, General Electric Co (Великобритания), фирмой Luxtron (США) и др.

Наибольшее распространение получила система, разработанная фирмой ASEA, обладающая точностью измерения ± 2 "С. Допустимая в течение длительного времени температура для датчика составляет 90 "С, в течение нескольких дней датчик выдерживает температуру 140 °С (без механических воздействий - несколько месяцев). Температура 200 °С допускается в течение нескольких часов (без механических воздействий - в течение нескольких дней).

Для опытных трансформаторов устанавливалось 20-30 датчиков, для контроля стандартных трансформаторов - от двух до восьми датчиков, располагаемых в тех местах, где ожидается наивысшая температура [154].

В контрольно-диагностической системе PTCMS (энергокомпания Imatran Voima, Финляндия) температура наиболее нагретых мест измеряется с помощью точечных датчиков в виде кристаллов арсенида галлия, освещаемого источником света. При повышении температуры наблюдается сдвиг частот поглощаемого света, что позволяет с большой точностью определить температуру в том месте трансформатора, где размещен кристалл [73].

Такие же датчики применяются компанией Nortech, Quebec City (Канада) [155], точечные датчики ТННТ с передачей сигнала по световоду используются компанией Accro Trading AG, Baden в системе для непрерывного измерения температуры в обмотке трансформатора Sentinel [156].

Датчики непосредственного измерения ТННТ, размещенные в предполагаемых зонах с наибольшим нагревом, позволяют сравнить тепловые нагрузки разных обмоток в одной фазе, найти асимметрию нагрева различных фаз, определить постоянные времени нагрева обмотки и магнитопровода.

Главной проблемой при использовании точечных датчиков ТННТ является выбор места для их размещения, требующий знания мест наибольшего нагрева в активной части трансформатора. В связи с этим разрабатываются распределенные датчики ТННТ, позволяющие определить локальные нагревы по всей длине обмотки.

Физические основы этого метода, подробно освещенные в статье английских авторов [157], заключаются в использовании следующего явления: спектр сигнала рассеяния света в оптоволокне имеет «добавки» из-за появления побочных спектральных линий в результате тепловых вибраций материала световода на макро- и молекулярном уровнях. Разность длин волн этих линий и линии светового излучения источника—стоксово и антистоксово комбинационное рамановское рассеяние света - и позволяет при анализе спектра светового сигнала, проходящего через световод, определять температуру по всей его длине.

Такие датчики входят в систему, разработанную фирмой Cosser Electronics (Великобритания). Усовершенствованная версия измерительной системы (YORK-DTS-80) имеет разрешающую способность но длине 1м/4 км, по температуре ± 1 °С при времени измерения 10 с и 1 м/10 км, ± 2,5 "С при времени 60 с.

Распределенные датчики температуры успешно применяются при тепловых испытаниях трансформаторов. Такой датчик использовался для тепловых испытаний трансформаторов исследовательским центром ABB в Швейцарии. Система может применяться и для непрерывного контроля нагрева трансформатора в работе. Компания ABB Secheron Ltd. проводит измерения профиля температуры в обмотках трансформатора волоконно-оптическим распределенным датчиком DTS фирмы York Sensors Ltd. В частности, при испытаниях трансформатора мощностью 21,8 МВ-А определялось распределение температуры по длине обмотки в пределах 60-140 °С [149].

Наиболее ответственные силовые трансформаторы (крупные блочные, сетевые, размещенные в критических узлах сети) оснащаются системами непрерывного контроля температуры, например система с помощью упомянутой выше системы типа MS2000.

Следует отметить, что системы на основе датчиков ТННТ обеспечивают сравнительно точный контроль перегрузок, но не позволяют непосредственно определить тепловой износ изоляции, ибо он зависит не только от температуры, но и от наличия влаги и кислорода в масле и твердой изоляции.

Периодический и непрерывный контроль высоковольтных вводов и устройства регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой освещается в гл. 8.

Краткие выводы

* Разнообразие дефектов, возникающих в трансформаторе, требует большого числа методов контроля их состояния. Контроль во время работы без отключения от сети делает возможным выявление ряда быстроразвивающихся дефектов, особенно если он ведется непрерывно. Такой контроль позволяет повысить надежность эксплуатации и избежать аварийных выходов с тяжелыми последствиями. Хотя для выявления многих дефектов часто требуется сложная и дорогая аппаратура, расходы на нее всегда окупаются эффективным контролем состояния трансформатора.

* Во всем мире продолжаются разработки средств и методов контроля во время работы трансформатора, примерами достижений последних лет являются:

* Наиболее эффективным методом считается газохроматографический анализ масла, выявляющий большинство дефектов внутри трансформатора. Особенно эффективно выявляются опасные медленно развивающиеся дефекты типа разрядов и перегревов основной изоляции.

Важнейшей задачей является разработка норм на допустимые концентрации и отношения газов в масле. Сейчас опасную концентрацию газов принято определять по выходу за 95 и 98 % - значения вероятности по кривым интегрального распределения газов в работающих трансформаторах. Сбор статистических данных для уточнения норм продолжается. Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

* Широкое распространение в мире получило определение концентрации фуранов в масле для оценки степени старения изоляции трансформаторов. Единые нормы для концентрации фуранов пока не выработаны, выявлено много побочных факторов, влияющих на концентрацию фуранов в масле работающих трансформаторов, в том числе - рабочей температуры трансформатора, возможности адсорбции фуранов твердой изоляцией, влияния циклов термовакуумной обработки масла в трансформаторе.

* Все шире применяется при диагностике состояния силовых трансформаторов математический аппарат нечеткой логики. Его использование позволяет нормировать параметры, по своей природе являющиеся «размытыми», что повышает объективность оценки состояния трансформатора. В частности, методика оценки состояния с определением степени износа, опирающаяся на нечеткие параметры, была разработана и наглядно представлена на примере обследования восьми крупных трансформаторов исследовательским отделом компании ABB совместно с энергокомпанией RWE Energie (Германия) [158].

4. ОБСЛЕДОВАНИЕ ОТКЛЮЧЕННОГО ТРАНСФОРМАТОРА

4.1. Цели обследования трансформаторов

Обследования силового трансформатора с целью определения его работоспособности производят как в рабочем, так и в отключенном состоянии. Контроль в рабочем состоянии, рассмотренный в предыдущей главе, определяет необходимость подробного обследования в отключенном состоянии. Возможно потребуется и разборка трансформатора (при твердо установленном наличии опасного дефекта и поисках его места),

При превентивной стратегии ухода за трансформатором обследования проводят при выводе в капитальный ремонт по графику или при выходе за нормированный срок службы. При стратегии ухода в зависимости от состояния трансформатора, обследования про- водятся при ухудшении рабочего состояния, выявленного непрерывным или периодическим контролем без отключения от сети. Обследования также проводятся после аварийных выходов трансформатора из работы с целью определения объема ремонта или замены на новый.

Результаты обследований позволяют вовремя провести ремонты (не раньше необходимых сроков), не допуская в то же время аварийных выходов из строя.

Поводом к обследованию трансформатора может быть также определение возможности модернизации со снижением повышенных потерь, свойственных старым конструкциям. Наконец, причиной обследования может быть желание повысить нагрузку трансформатора. Это, в частности, объясняется тем, что большая часть сетевых трансформаторов существенно недогружена и есть возможности повышения интенсивности их использования.

В последние годы в нашей стране и за рубежом проводят массовые обследования парка трансформаторов, вызванные быстрым ростом доли трансформаторов, выработавших свой нормативный ресурс.

Практика массовых программ обследований рассмотрена в гл. 6, посвященной организации профилактики.

Актуальной и пока не решенной полностью задачей нашей энергетики является разработка унифицированной (единой) методики обследования технического состояния трансформаторного оборудования. Внедрение такой методики будет способствовать переходу от системы капитальных ремонтов в жестко установленные сроки к проведению этих работ по результатам текущего контроля и диагностики.

Основные этапы обследования оборудования:

Принятие решения - очень ответственная задача из-за возможных тяжелых последствий ошибки, ведущей к аварии оборудования в работе. При решении о дальнейшей эксплуатации оборудования должен учитываться риск, т. е. должны рассчитываться последствия ненормальной работы. Правильная оценка вероятности аварии и степени риска позволит выбрать допустимое значение риска, при этом количественная величина риска должна быть минимизирована с учетом технических, экономических, экологических и режимных ограничений [159-161].

Трудности, возникающие при осуществлении обследования:

Практика массовых программ обследования. Эффективность массового обследования показывают, например, результаты работ лаборатории трансформаторов ОАО «ВНИИЭ» и БП «Электросетьсервис». За 1995-1996 гг. было проведено обследование и подготовлены заключения с оценкой технического состояния и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации по 160 трансформаторам и шунтирующим реакторам. Эти обследования показали, что выводы в ремонт по результатам оценки состояния значительно реже, чем по длительности эксплуатации трансформаторов, что позволяет существенно сократить объемы капитальных ремонтов.

Из обследованных 120 единиц оборудования только 10 требуют, замены или вывода в капитальный ремонт.

Требуется также замена 15 вводов. По 30 единицам оборудования, несмотря на длительный срок их службы, даны рекомендации в 1996-1998 гг. капитальные ремонты не планировать [б].

Обследование более ста трансформаторов, отработавших по 25 лет и более, проведенное НПО «Техносервис-Электро» в системе Центрэнерго, показало, что вывода из работы требуют только 2 % трансформаторов, 23 % - нужен срочный капитальный ремонт и 35 % - незначительный ремонт [162].

Аналогично возможность существенного сокращения выводов в капитальный ремонт показали обследования, проведенные другими организациями, в том числе АО «Фирма ОРГРЭС», АО «СибНИИЭ», АО «Диатранс» и др.

Большое значение эффективности методик обследования трансформаторов подчеркивает тематика Международной конференции «Трансформатор'99», прошедшей в Колобжеге 27-30 апреля 1999 г и организованной сетевыми предприятиями и национальным комитетом СИГРЭ Польши. Представителями ведущих компаний мира эксплуатирующих и производящих силовые трансформаторы, подробно обсуждались новые методы оценки состояния трансформаторов, применяемые при обследованиях, в том числе определения увлажненности изоляции, деформации обмоток после КЗ, методики ГХА масла. Эти конференции, проводимые в Польше регулярно очень высоко оцениваются и стоят на третьем месте после сессий СИГРЭ и Doble Client.

4.2. Методы обследования трансформаторов

Отдельные этапы обследования содержат сбор предварительны сведений о работе и конструкции трансформатора, проведение измерений на работающем и отключенном трансформаторе, исследования, проводимые на разобранном трансформаторе.

Следует отметить, что многие измерения на отключенном от сети и на работающем трансформаторе проводятся по одной и той же методике, например измерения частичных разрядов, контроль характеристик масла и т.п. В главах 3 и 4 такие методы рассматриваются параллельно с более подробным изложением особенностей методик как для отключенного, так и работающего трансформатора.

Предварительная подготовка к обследованию конкретного трансформатора предполагает углубленное знакомство с его конструктивными и эксплуатационными особенностями. Примером комплекса сведений, требуемых для такого ознакомления, может служить перечень, входящий в программу обследования трансформаторов, принятую РАО «ЕЭС России». В него входят:

В эти данные входят:

Программа направлена на выявление следующих дефектов узлов трансформатора:

Эта программа обследования трансформаторного оборудования утверждена приказом по РАО «ЕЭС России» № 304 от 07.07.95 «О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования». Организация работ по этой программе рассмотрена в гл. 5.

При обследованиях в первую очередь производится осмотр трансформатора, наружный и внутренний (через соответствующие люки).

Наружный осмотр является одним из главных мероприятий в эксплуатации, производимым периодически во время нормальной работы трансформаторов. При любом виде обследования в первую очередь проводится наружный осмотр. Порядок осмотра определяется как заводскими инструкциями, так и инструкциями по эксплуатации трансформаторов. При осмотре проверяются:

В состав осматриваемых узлов входят:

Внутренний осмотр доступных узлов трансформатора производится при наличии специальных люков.

Для осмотра внутри трансформатора компанией Imatran Voimа Оу (Финляндия) используется специальный эндоскоп, в состав которого входят комплект объективов, управляемых микроэлектродвигателем, световод и видеокамера. С его помощью проверяются состояние обмоток, охлаждающих каналов и т.д. [164].

Контроль качества масла при обследовании трансформатора позволяет косвенно судить о состоянии всей изоляции, выявить наличие и характер дефектов.

Проводят физико-химический анализ масла, а также ГХА масла, определение наличия продуктов старения изоляции (фураны), посторонних частиц в масле, концентрации антиокислительных присадок.

Подробно о методах контроля и оценки состояния изоляции сказано ранее (см. гл. 3).

Программа обследования трансформаторов, принятая РАО «ЕЭС России», включает хроматографический анализ пробы масла с определением содержания газов Н2 ,N2 , О2 , СО, СО2, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6 , а также воздуха и воды. Определяется содержание фурановых соединений и ионола в масле, контролируются оптические показатели масла трансформатора и вводов (показатель преломления, мутность, цвет), определяется сорт масла, число омыления и наличие продуктов старения масла инфракрасной спектроскопией.

Примером особого внимания контролю качества масла при обследованиях трансформаторов является система OLTT (On-Line Transformer Testing) компании S.D. Myers (США). Карта обследования, заполняемая для конкретного трансформатора, содержит паспортные данные трансформатора, его электрические характеристики, особенности эксплуатации. Приводятся результаты осмотров: уровни масла, температуры, давление или вакуум в баке, состояния окраски, наличие утечек. Для пробы масла фиксируются дата изготовления, даты отбора проб, кислотное число, поверхностное натяжение, электрическая прочность, цвет, удельный вес, прозрачность, осадок, концентрация присадок, значение tg d масла (предпочтительно при 100 oС).

Приводятся данные ГХА пробы масла по девяти газам, проводимого компанией. С помощью плазменной спектроскопии определяется содержание металлических частиц. Влагосодержание масла, измеряемое в 10 -6 отн. ед., определяется по методу Карла Фишера. В карте обследования приводятся: дата отбора пробы, условия транспортировки пробы, температура нижних слоев масла при отборе пробы (для определения относительной влажности), влага в процентах от массы твердой изоляции.

Критерии оценки состояния масла, принятые компанией S.D. Myers [12, 13], приведены выше, в п. 3.2.

Измерения электрических характеристик отключенного трансформатора позволяют определить наличие неоднородностей в изоляции, что, в свою очередь, указывает на наличие дефектов или общего старения. Электрические характеристики, отражающие параметры схемы замещения изоляции, взаимосвязаны, в том числе и детерминированными соотношениями (см., например, [165]).

Измерение сопротивления изоляции позволяет определить лишь грубые дефекты оборудования: сквозной прогар, сильное увлажнение или загрязнение изоляции.

В сочетании с другими методами контроля измерение сопротивления изоляции может быть полезным для определения загрязнения и увлажнения изоляции на относительно ранних стадиях. Измерения проводятся обычно мегаомметром на напряжение 2,5 кВ с использованием зажима «экран» для измерений по зонам. Сопротивление изоляции сильно зависит от температуры обмотки, стабильности напряжения мегаомметра.

Сложность достоверного определения температуры обмотки (по ее сопротивлению постоянному току) снижает ценность сопротивления изоляции как параметра оценки состояния обмотки.

Одним из косвенных методов оценки состояния изоляции является определение коэффициента абсорбции (R60 /R 15 или R10 мин /R1 мин), однако неоднозначность ее изменения от загрязнения и увлажнения изоляции позволяет использовать этот параметр только в качестве вспомогательного.

В настоящее время значение этих измерений снизилось, предлагаются более совершенные методы, например измерения восстанавливающегося напряжения [166]. Тем не менее аппаратура для таких измерений дает возможность измерить и значения сопротивления изоляции.

Измерения сопротивления изоляции обмоток R60 и R15 входят в программу обследования трансформаторов РАО «ЕЭС России»» В соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» абсолютное значение сопротивления изоляции является бра- ковочным критерием для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, вводимых после ремонта. Для более высоких классов напряжений за критерий принято 50 % исходных (заводских) значений.

Тангенс угла потерь и емкость изоляции, измеряемые на пepeменном напряжении промышленной частоты, позволяют выявите увлажнение и загрязнение изоляции на более ранней стадии, чем измерение сопротивления изоляции.

Хотя между такими характеристиками изоляции, как сопротивление, тангенс угла потерь, емкость на различных частотах, прирост емкости, восстанавливающееся напряжение, существует связь, определяемая схемой замещения измеряемого объекта, ни одна из этих величин не оценивает однозначно состояния изоляции контролируемого объекта. Так, величина tg d , измеряемая на промышленной частоте, зависит не только от увлажненности изоляции, но и от свойств масла, залитого в трансформатор, от конфигурации изоляции и соотношения объемов масла и твердой изоляции. Это делает критерии отбраковки по этой величине «размытыми», оценку состояния приближенной и приводит к тому, что во многих случаях диагноз ставится на основе сравнения результатов измерений с предыдущими данными. Так, в «Объеме и нормах испытания электрооборудования» браковочным критерием по tg d для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше является превышение его значения на 50 % по сравнению с заводскими данными. Однако если tg d при температуре 20 0С не превышает 1 %, его сравнения с исходными данными не требуется.

Выявление с помощью измерений tg d части опасных дефектов (в том числе разрядов в изоляции) успешно только тогда, когда измерения проводятся на напряжении не ниже рабочего.

Даже приближенная оценка состояния изоляции трансформатора имеет большое значение и измерения tg d широко распространены в мире, выпускается много типов различной аппаратуры для ее измерений.

В практике энергокомпаний США для силовых трансформаторов удовлетворительным считается tg d до 1 %, tg d = I—2 %— состояние изоляции вызывает сомнения; tg d > 2 % - показатель плохого состояния изоляции. (Значения tg d приводятся к температуре 20 °С [167].)

Определение tg d и емкости изоляции входят в программу обследования трансформаторов, принятую РАО «ЕЭС России».

Чаще всего для определения емкости и tg d изоляции трансформаторов используется мост Шеринга, применяющийся при измерениях как на высоком, так и на низком напряжении. Применяются три схемы измерений — с заземленным объектом, с незаземленным объектом и с экранированием при измерениях по зонам изоляции.

Для эффективного выявления дефектов изоляции при измерениях С и tg d должно быть обеспечено исключение электромагнитных влияний соседнего неотключенного оборудования, что является непростой задачей, но в принципе решаемой. Источником пoгрешностей и посторонних влияний при измерениях мостом Шеринга являются паразитные емкости между ветвями ВН и ПН моста. Дальнейшее развитие схемы моста для повышения устойчивости к влиянию помех заключалось в добавлении ветви Вагнера, регулирующей напряжение на экранирующем выходе.

В отечественной практике применяется переключение полярности или изменение фазы приложенного к объекту напряжения [168], метод компании Tettex заключается в вычитании тока помехи из измеряемого, компании Doble - в измерениях на частоте не равной, но близкой к частоте сети, шведская фирма Programma Electric предлагает проводить измерения в широком диапазоне частот с экстраполяцией, исключающей частоту сети [169, 170].

Примером распространенного моста Шеринга является выпускаемый компанией Haefely Trench - Tettex Instruments мост 2801.

Этот мост предназначен для измерения емкости как заземленных, так и незаземленных объектов. Балансировка моста производится резистивными декадами, проволочным потенциометром и емкостными декадами. Схема моста приведена на рис. 10.

Рис. 10. Схема моста 2801 (Haefely Trench Tettex):

Сх - испытуемый объект; СN - эталонная емкость от 50 пф/1200 кВ до 0,1 мкф/1кВ; R3 - декады 0-1111 Ом; R4 - набор 0,1-10 кОм; R5 - вспомогательное сопротивление; N - шунты 0,1-50 Ом; С4 - магазин емкостей 50 пф-1,111 мкф; G - гальванометр; S - реохорд 0,02-1,10м; Т1 - пределы по tg d; Т2 - контроль экрана

Отличие схемы от классического моста Шеринга в том, что нуль- индикатор включается не строго в диагональ, а на потенциометр, включенный последовательно с R3. Плечо с R3 шунтируется переключателем пределов измерения. Специальных шунтов для измерений с большими токами не требуется. С помощью ветви Вагнера регулируется напряжение на экране.

Нуль-индикатор моста - внешний; набор эталонных емкостей: 100 пФ, 1000 пФ - с газовой изоляцией, 1000 пФ, 0,01 мкФ, 0,1 мкФ - с полистиреновой изоляцией.

Пределы измерения при Сэт 100 пФ от 0 до 11 мкФ, погрешность по емкости - в пределах ±0,04%.

Чувствительность моста по tg d при емкости объекта 100 пФ, напряжении 1000 В и частоте 50 Гц составляет (1-2)10 -6. Возможны измерения на частотах 10-1000 Гц, индуктивности и добротности по схеме моста Максвелла и Хэя, взаимоиндукции по схеме моста Сагеу-Foster. Вес моста 20 кг [90].

В 60-х годах начали применять схемы типа токового компаратора, имеющие между ветвями ВН и НН разделительный трансформатор с минимальной связью с потоками рассеяния (например, в виде тора). Компания Guideline Instrument разработала модификацию моста Шеринга с токовым компаратором вместо ветви R3 — С4 R4 . Таким путем удалось избавиться от паразитных емкостных связей и получить высокую чувствительность по tg d .

Примером такого измерительного устройства является установка для измерений в условиях подстанций ВН характеристик изоляции на напряжении 12 кВ типа 2816/5284 компании Haefely Trench. Компаратор установки имеет четыре обмотки, токи влияний компенсируются до подачи напряжения на измеряемый объект.

Установкой проводятся измерения в цифровой форме значений емкости, диэлектрических потерь, индуктивности, добротности, тока намагничивания, потерь в стали, напряжения, мощности. Главное назначение установки — измерения при профилактике оборудования ВН, особенно — силовых трансформаторов.

В отличие от обычного автобалансирующегося моста установка определяет сдвиг фаз между двумя токами разных ветвей. Эталонный конденсатор на напряжение 12 кВ имеет элегазовую изоляцию.

Установка представляет собой комплект с испытательным трансформатором и подсоединительными кабелями.

Пределы измерения по емкости на 12 кВ - до 53 тыс. пФ, на напряжении 1 кВ -до 0,63 мкФ с разрешающей способностью 0,01 пФ.

Погрешность по емкости ± 0,05 % измеряемой величины или ±1 деление шкалы; пo tg d ± 1 % измеряемой величины или ± 1- 10 -4.

Время первого измерения - 4 с, далее - 0,6 с. Предусматривается измерения как незаземленных, так и заземленных объектов и позонные измерения.

Вес установки 40 + 86 + 24 кг. Имеется и перевозимый вариант установки (2818/5283).

В последнее время схемы автобалансирующихся мостов или компенсаторов получили широкое распространение.

Компанией Haefely Trench AG - Tettex Instruments выпускается целый спектр измерительных установок для измерений емкости и tg d , в том числе: полностью автоматический мост 2876а/5935 для измерений С и tg d с высокой точностью, мост 2809 для точных измерений С и tg d с цифровым отсчетом для оценки состояния изоляции оборудования, установки для измерения С и tg d с ручной балансировкой и встроенным нуль- индикатором типов 2811,2805,2821, 2822 (портативный мост, мост высокой точности для исследовательских целей, установки для измерений твердых и жидких образцов со встроенной эталонной емкостью).

На рис.11 приведена схема моста 2809, представляющая собой автобалансирующуюся схему типа трансформаторного компаратора.

Компания поставляет также программное обеспечение для обработки последовательных измерений С и tg d, которое дает возможность графически представить ход параметров во время испытаний, при изменении напряжения или других характеристик, определять отклонения параметров при серийных измерениях, сигнализировать о выходе отклонений за допуски.

Полный комплект аппаратуры для испытаний оборудования содержит передвижная испытательная установка (test vans), поставляемая компанией. Такая установка для измерений изоляции ВН, tg d и ЧР на напряжении до 20 кВ содержит испытательный трансформатор мощностью 50 кВ'А, защитные фильтры высших гармоник, измеритель ЧР с киловольтметром, эталонное сопротивление, конденсатор связи, установку для автоматического измерения С и tg d , эталонный конденсатор 1 нФ на напряжение 25 кВ, матричный принтер.

Установка снабжена испытательными и измерительными кабелями длиной 100 м. Имеется кабина с широким окном, где размещена управляющая и измерительная аппаратура и отсек с оборудованием высокого напряжения [90].

В последнее время для измерений на заземленных объектах с исключением влияний паразитных емкостей между измерительной и питающей ветвью моста применяется волоконно-оптическая связь измерительной части с ветвью ВЦ. Примером может служить экспонированный на Ганноверской ярмарке 1997 г. прибор типа LDV-5 компании Lemke Diagnostics, предназначенный для измерений емкости и tg d на заземленных объектах — кабелях, трансформаторах, генераторах.

Дальнейшее развитие защита от посторонних влияний при измерениях на подстанции ВН получила в таких распространенных за рубежом измерительных установках, как прибор М4000 (12 кВ) для измерения tg d емкости изоляции, разработанный компанией Doble Engineering и Delta 2000 (10 кВ), разработанный компанией Biddle -AVO International. Схема обеих установок близка к цифровому ваттметру, измеряющему ток в изоляции по компенсационной схеме.

Рис. 11. Структурная схема моста 2809 (Haefely Trench Tettex):

1 - испытательное напряжение; 2 - заземление: 3 - защитный экран; 4 - трансформатор тока; 5 - схема сдвига фазы на 90°; 6 - преобразователь «частота/напряжение»; 7 - умножитель; 8 - индикатор положения переключателей; 9 - микропроцессор; 10 - интерфейс принтера; II - интерфейс компьютера; 12 - нуль-индикатор типа 5516; 13 - дисплей измеряемых величин; 14 - внутренний принтер; I5 - внешний принтер; 16 - компьютер; Сх - испытуемый объект; СN - эталонная емкость от 10 пФ до 1 мкФ. Обмотки трансформатора; N1- предел измерения по емкости; N2 - балансировка по емкости; Ni - индикатор нуля; N3 - балансировка по tg d ; N4 - точная балансировка по емкости

Проведение измерений прибором М4000 на частотах 47,5 и 52,5 Гц, т. е. немного ниже и выше промышленной частоты, с использованием активных фильтров позволяет значительно снизить уровень помех (в 7 раз на частоте 47,5 по сравнению с 50 Гц). За результат принимается среднеарифметическое из двух измерений, достаточно хорошо соответствующее значению, которое измерялось бы на частоте 50 Гц. Мощность питающего преобразователя прибора М4000 З кВ-А [167, 171].

Компания Doble имеет базу данных, содержащую значения tg d и нескольких тысяч трансформаторов, измеренные за последние 50 лет. По этой базе можно подобрать и фирму, и тип, и условия работы для сравнения с контролируемым трансформатором.

Шведская фирма Programma Electric предлагает аппаратуру для измерения tg d на частотах от доли миллигерца до нескольких сотен герц. Экстраполяция кривой этой зависимости позволяет исключить помехи от сети. Кроме того, сама зависимость tg d от частоты показывает увлажненность изоляции и масла. Дня оценки состояния изоляции фирма имеет каталог таких кривых [ 169, 170].

В отечественной практике применяется мост типа Р-5026, позволяющий регулировать напряжение на экране. При работе с этим мостом возможно использование компенсатора помех, особенно в условиях сильных помех, когда применение фазорегулятора недостаточно. При таких измерениях производится компенсация тока в указателе равновесия до нуля без подачи испытательного напряжения [172].

Абсорбционные процессы являются следствием перераспределения зарядов в изоляции. Методы оценки увлажненности твердой изоляции трансформаторов, использующие электрические характеристики всего комплекса изоляции «бумага—масло», основаны на появлении дополнительной неоднородности структуры при появлении включений влаги. По схеме замещения Максвелла изоляция представляется параллельно включенными геометрической емкостью (которая зависит от размеров и конфигурации изоляции и не зависит от внутренних неоднородностей) и абсорбционной емкостью, состоящей из бесконечного ряда RС-цепочек (замещение взаимных емкостей и сопротивлений утечки неоднородных включений). Чем дольше анализируется процесс абсорбции, тем выше чувствительность определения наличия неоднородности в изоляции (в том числе включений влаги).

Неоднородности в бумажно-масляной изоляции могут быть выявлены с помощью измерения tg d , однако этот параметр, измеряемый на промышленной частоте, начинает существенно расти только при опасной степени увлажненности бумаги. Измерения tg d на очень низких частотах (например, на 0.01 Гц) дают высокую чувствительность к увлажнению, но затруднительны в исполнении.

Для выявления начальной степени увлажнения изоляции в настоящее время все шире (Венгрия, Великобритания, Франция, Швейцария) используются методы анализа поляризации в изоляции в диапазонах низких и очень низких частот.

Одной из первых таких разработок являлся метод контроля влажности изоляции обмоток трансформаторов, разработанный в Великобритании исследовательской организацией ERA в начале 50-х годов. Созданный для этой цели прибор Dispersionmeter измерял напряжение, которое восстанавливалось при проявлении абсорбционных процессов после кратковременного замыкания предварительно заряженного объекта контроля.

Предложенная в Венгрии в начале 90-х годов методика анализа спектра поляризационных процессов в бумажно-масляной изоляции, распространяющегося до очень больших постоянных времени (порядка тысячи секунд и более), находит все большее распространение в европейских странах. Анализ спектра поляризации проводится при измерениях напряжения, восстанавливающегося после кратковременного замыкания предварительно заряженного объекта. Показано [173, 174], что доминирующая постоянная времени процессов поляризации, приближенно соответствующая максимуму восстанавливающегося напряжения, хорошо коррелируется с влагоcодержанием изоляции.

Анализ измеренных данных позволяет определить качество бумажной изоляции в бумажно-масляной системе в дополнение к другим параметрам — tg d , ЧР, показателям качества масла и др. Наличие более одного пика напряжения указывает на неоднородность изоляции. Для вновь изготовленных трансформаторов это может быть из-за неполной сушки изоляции, слишком малого времени сушки, плохой циркуляции или недостаточного вакуума. Для трансформаторов, находившихся в работе, это может свидетельствовать о наличии горячих точек, зон деполимеризации и др.

Ниже приведена доминантная постоянная времени поляризационного процесса t в зависимости от содержания влаги в модели бумажно-масляной изоляции:

Влагосодержание, % 0,5 1,0 2,0 3,0 4,0
t при 25 0 С, с 2000 800 150 18 1,3
t при 64 0 С, с 100 25 1,5 0,1 0,005

Для практического применения анализа поляризационных процессов при контроле состояния трансформаторной изоляции компания Haefely Trench AG - Tettex Instruments поставляет автоматический измеритель восстанавливающегося напряжения типа 5461, предназначенный для диагностики бумажно-масляной изоляции, особенно силовых трансформаторов на месте установки.

Схемой, управляемой микропроцессором, измеряются: зарядное напряжение, восстанавливающееся напряжение, начальная крутизна, пиковое значение восстанавливающегося напряжения, время до пика, сопротивление изоляции, коэффициент поляризации, напряжение помех, С помощью прибора по доминирующей постоянной времени и температуре изоляции на основе таблиц Tettex определяется относительное влагосодержание твердой изоляции в процентах массы.

Измерения проводятся при замкнутой накоротко обмотке, одна из обмоток заряжается от установки RVM, другие - заземлены. Обычно измерения начинаются с обмотки НН.

Технические данные измерителя:

зарядное напряжение 200-2000 В, регулируемое ступенями через 1 В, основные измерения - при 2000 В. Время заряда от 20 мс, до 10000с. (Отношение времени заряда и разряда -2:1.) Измерение восстанавливающегося напряжения ведется электрометром с пределами измерения от -200 до +1000 В. Измерения Rиз - в пределах 1 МОм - 200 ГОм (точность ±1,5 %). Дисплей - графический на жидких кристаллах, имеется встроенный принтер, интерфейс RS 232C для связи с ПЭВМ, программы для обработки данных SWRVM1, SWRVM2. По программе SWRVM1 выдается таблица со значениями максимального напряжения, времени максимума, начальной крутизны в функции времени заряда (0,02 - 0,05 - 0,1 -... ...5000,0 - 10000,0 с) - 18 значений. Программа SWRVM2 производит анализ данных с выдачей кривых, в том числе с приведением по температуре и расчетом влажности изоляции. Данные хранятся в памяти компьютера.

Требования к компьютеру: Windows 3.1, RAM - 8 Мбайт, 60 МГц, 5 Мбайт памяти на жестком диске.

Габариты 414 х 170 х 430 мм, масса 12 кг [90].

Опыт измерений на реальных силовых трансформаторах показал, что преобладающая постоянная времени или время достижения максимума восстанавливающегося напряжения (RVM) непосредственно связаны с увлажненностью изоляции обмоток. Зависимости этих величин от температуры изоляции не меньше, чем у других методов, использующих абсорбционные свойства изоляции.

Авторы разработки считают, что с помощью анализа спектров поляризации можно контролировать увлажнение обмоток трансформатора за время ремонта, при хранении, а также эффективно контролировать ход процесса сушки. Спектр поляризации, по мнению авторов, связан также со степенью старения бумажной изоляции.

Новые методы весьма чувствительны к увлажнению изоляции и, что особенно важно, к небольшому влагосодержанию. Это достигнуто анализом поляризационных процессов в области весьма продолжительного времени заряда и разряда объекта. С другой стороны, это требует продолжительного времени измерения, что осложняет действия персонала в условиях контроля состояния реального трансформатора. Кроме того, с повышением чувствительности растет опасность влияния других факторов, кроме увлажнения изоляции. Так, практика показывает, что на восстанавливающееся напряжение может существенно влиять сопротивление изоляции и свойства масла, которым залит трансформатор.

Работы по освоению новых методов, основанных на анализе поляризационных эффектов в широком диапазоне времени, проводятся в Польше, Франции, Швейцарии и других странах. Используются как измерение восстанавливающегося напряжения предварительно заряженного и кратковременно разряженного объекта, так и измерения токов заряда и разряда.

В университетах Австралии и Бразилии были проведены работы по моделированию спектров поляризации в бумажно-масляной изоляции, в результате которых получены математические выражения для связи измеряемых токов абсорбции и восстанавливающегося напряжения со схемой замещения контролируемого объекта. Проведена также экспериментальная проверка этих зависимостей на реальном трансформаторе [175].

В системе контроля состояния силовых трансформаторов компании Electricite de France определение восстанавливающегося напряжения предусматривается на втором уровне обследования (в числе уточняющих методов). Для новых неувлажненных трансформаторов доминантная постоянная времени поляризации составляет 1000с и более. Значения постоянной времени ниже 1 с свидетельствуют о плохом состоянии изоляции, вызванном увлажнением и химическим старением системы «масло-бумага». Обследования намечено повторять каждые 5 лет [69].

Энергетики Польши имеют уже значительный опыт работы с измерителем восстанавливающегося напряжения 5461. Практика измерений показывает, что новые и отремонтированные трансформаторы имеют малоувлажненную изоляцию с временем максимума RVM 1000 с, работающие трансформаторы могут иметь снижение этой величины до 20 с, в случае значительного увлажнения - до 10с, измеренная на трансформаторе после аварии с попаданием воды в масло время максимума снизилось до 0,3 с. Все же подчеркивается, что этот метод оценки состояния изоляции — вспомогательный [176,177].

Опыт энергокомпании BKW FMB Energie AG и фирмы - производителя трансформаторов ABB Secheron SA (Швейцария) показывает, что из-за увлажнения изоляции трансформатора во время ревизии на открытом воздухе время максимума восстанавливающегося напряжения может увеличиться в 100 раз [96].

Подробные исследования, проведенные в университете штата Кливленд, Австралия, основанные на многочисленных опытах ускоренного старения изоляции, показали эффективность оценки степени старения бумажно-масляной изоляции с помощью поляризационных спектров и их хорошую корреляцию с молекулярной массой целлюлозы и концентрацией фуранов в масле.

При известной геометрии системы можно рассчитать результаты измерений как восстанавливающегося напряжения, так и tokoi заряда и разряда. Точное количественное определение остатков влаги в целлюлозе ни одним из этих методов в настоящее время невозможно. Старение изоляции можно выявить только путем сравнения измеренных данных с ранее полученными [178, 179].

В Высшей электротехнической школе (г. Цюрих, Швейцария) для контроля состояния трансформаторов проводился анализ токов абсорбции предварительно заряженной изоляции. Токи измерялись в диапазоне времени 1-1000 с. Но мнению авторов, выявление увлажнения и старения твердой изоляции таким способом более эффективно, чем измерения восстанавливающегося напряжения [180].

Исследования, проводившиеся трансформаторостроительными фирмами и энергокомпаниями в Германии, были направлены также на замену метода восстанавливающегося напряжения (RVM) на метод измерения абсорбционных токов в течение продолжительное времени, но пока не получено данных о решающих преимуществах нового метода. Поводом для таких исследований является неоднозначность определения как степени старения, так и увлажненности изоляции методом RVM. Опыты на крупных силовых трансформаторах, проведенные на заводах и в энергокомпаниях RWE и Bayernwcrk, показали, что измерения по этому методу оценивают увлажнение изоляции с разбросом в 2-10 раз относительно фактических значений, определенных физико-химическими методами. Затрудняют оценку состояния изоляции также большая зависимость измеряемых величин от геометрии изоляции обмотки, температуры изоляции, точки подключения измерительного прибора [181].

Затруднения в оценке состояния изоляции трансформаторов методами анализа поляризационных процессов отмечены и в обзора рабочей группы СИГРЭ TF 15.01.09 «Методы диэлектрической реакции для оценки состояния силовых трансформаторов» [182].

Использование предлагаемых за рубежом характеристик абсорбционных процессов для оценки состояния изоляции оборудования предлагалось различными отечественными специалистами. Из последних работ в этом направлении следует отметить анализ, прове- денный специалистами БП «Электросетьсервис», с рекомендациями по освоению контроля силовых трансформаторов измерителем восстанавливающегося напряжения типа RVM 5461 (Haefely Trench) и автоматическим цифровым измерителем токов абсорбции ЦИТА-1 отечественной разработки [183].

4.3. Метод «емкость-частота»

В Советском Союзе методы контроля влажности изоляции трансформаторов разрабатывались с конца 40-х годов. Широкое использование получил метод «емкость—частота». С помощью приборов типа ПКВ, разработанных во ВНИИЭ, можно определить емкости на частотах 50 и 2 Гц, измеряемые в циклах «заряд от постоянного напряжения — разряд на гальванометр» [184]. С 1951 г. метод принят обязательным для профилактических и послеремонтных испытаний силовых трансформаторов. В действующей в настоящее время инструкции по эксплуатации трансформаторов включение трансформатора без сушки после капитального ремонта допускается при следующих значениях отношения емкостей С250, измеренных на частотах 2 и 50 Гц:

Температура при измерениях, °С

10 20 30 40 50 60 70
С250 для трансформаторов:              
до 35 кВ включительно 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8
110-150 кН 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7

Для большей чувствительности к увлажнению в дальнейшем были разработаны приборы, использующие однократный заряд емкости обмотки трансформатора и разряд ее на эталонный конденсатор значительно большей емкости, чем объект контроля. Напряжение на эталонном конденсаторе, измеряемое электрометрической схемой, пропорционально емкости объекта. С помощью приборов типа ЕВ («емкость-время») можно измерить отдельно геометрическую емкость С при однократном разряде в течение 10 мс и прирост емкости D С за счет абсорбционных процессов в течение 1 с при предварительном разряде объекта в течение 4 мс. Показателем увлажненности является отношение D С/С. Повышение чувствительности позволило использовать метод для оценки состояния обмоток трансформатора без масла.

По рекомендациям инструкции по контролю состояния изоляции трансформаторов перед вводом в эксплуатацию трансформаторы можно включать без сушки при условии, что величина D С/С (измеренная без масла) не превосходит следующих значений:

Температура при измерениях, °С 10 20 30 40 50
D С/С, %, для трансформаторов:          
до 35 кВ включительно 13 20 30 45 75
110-150 кВ 8 12 18 24 44

На рис. 12 показано, как зависит относительный прирост емкости D С/С от увлажненности изоляции при сравнении двух групп силовыx трансформаторов: А — прошедших сушку и Б—увлажнившихся вследствие длительного пребывания на воздухе. (Данные измерений приведены к температуре 25 °С). Значение 10 % является гранью, выше которой находятся все трансформаторы, нуждающиеся в сушке.

Метод нашел применение также при контроле сушки выемной части трансформатора в заводских условиях. Высокая чувствительность величины D С/С к увлажнению изоляции с поверхности, соприкасающейся с увлажненным воздухом, позволила применять метод для ограничения пребывания выемной части на открытом воздухе в процессе ревизии трансформатора.

Рис. 12. Отбраковка трансформаторов по степени увлажненности по методу «емкость-время» (трансформаторы, не залитые маслом): А — трансформаторы после сушки;  Б—увлажнившиеся трансформаторы

При контроле состояния изоляции перед вводом в эксплуатацию рекомендованы следующие значения наибольше допустимой разности между значениями D С/С в начале и конце ревизии:

Температура при измерениях, °С 10 20 30 40 50
D С/С, %, для трансформаторов:          
до 35 кВ включительно 4 6 9 13,5 22
110-150 кВ 3 4 5 8,5 13

В дальнейшем были разработаны приборы, работающие по несимметричному циклу «заряд-разряд», определяющие емкость С50 , разности С2 – С50 и D С (разность С0,25 – С50 ). Цикл повторялся соответственно с частотой 2 и 0,25 Гц [I85].

В настоящее время по разным причинам выпуск приборов прекращен. Использование методов «емкость—частота» и «емкость - время» в практической деятельности энергосистем продолжается, в том числе и в странах, тесно сотрудничавших с СССР, например в Польше [186].

Широкое применение емкостных методов контроля влажности в СССР было обеспечено тщательным выбором параметров цикла «заряд—разряд» и подробной проработкой влияния на результаты измерения таких факторов, как свойства масла, залитого в трансформатор, индуктивность обмоток трансформатора, схема измерения и др. Определена температурная зависимость емкостных параметров: так значение D С/С возрастает для изоляции обмоток, залитых маслом, в 1,55 раза через каждые 10 °С. Нормы на допустимые значения емкостных параметров были установлены на основании контроля состояния сотен трансформаторов.

Исследования взаимосвязей между различными абсорбционными характеристиками и дефектами в изоляции проводятся в разных странах. Результатом таких исследований в Институте Энергетики Польши было заключение о большей эффективности оценки состояния изоляции с помощью параметра С2 – С50 , чем R60/R15 . Измерения на реальных трансформаторах показывают, что при значении С2 / С50 меньшем 1,05, систему изоляции можно считать неувлажненной [186].

Проведенные в венгерской энергосистеме исследования взаимосвязей между разными абсорбционными параметрами изоляции показали, что измерение емкости на частотах 0,25; 2,0 и 50 Гц позволяет определять опасную степень увлажненности трансформатора, однако начальные стадии увлажнения хорошо выявляют измерения преобладающей постоянной времени поляризационного процесса или времени максимума восстанавливающегося напряжения.

При измерениях многослойных маслопропитанных образцов бумаги значение С2 / С50 было равно 1,2 при 3,5 % (25 °С), 3 % (38 °С) и 2 % влаги (64 °С). Значение С0,25 / С50 было равно 1,2 при 3 % (25°С), 2,5 % (38 °С) и 1,5 % влаги (64 °С).

Время максимума RVM соответствовало: 0,3 с - 4 %; 15,0 с - 3 %, 100 с - 2 %; 250 с - 1 %; более 500 с - 0,5 % влаги [187].

Измерение частичных разрядов при подаче повышенного по сравнению с рабочим напряжением является одним из самых эффективных методов выявления дефектов в трансформаторе. При обследовании на месте установки используются измерения интенсивности частичных разрядов при подаче повышенного напряжения возбуждения трансформатора (обычно на частоте выше рабочей). Передвижные лаборатории высоких напряжений для таких испытаний применяются в Австралии (на частоте 300 Гц), Бразилии (измерения ЧР при 130 % номинального напряжения), КНР, США.

Для измерений частичных разрядов в итальянской энергокомпании Enel применяется передвижная установка, испытывающая трансформатор повышенным напряжением с частотой 130 Гц. Измерения производятся в такой последовательности: в течение 5 мин при напряжении 1,3 Uраб ; в течение 1 мин при 1,5 Uраб и в течение получаса при 1,3 Uраб . При интенсивности разрядов более 500 пКл определяют корреляцию между электрическими и акустическими сигналами для определения места разрядов [188].

Компания ABB Seeheron SA в швейцарской энергосистеме применяет выявление частичных разрядов в изоляции при подаче на трансформатор возбуждения от постороннего источника (трехфазный двигатель-генератор 60 Гц) с напряжением 1,1 номинального прикладываемым к третичной обмотке.

Частичные разряды измеряются цифровым прибором, работающим через полосовой фильтр со спектроанализатором; калибровка производится внешним сигналом. Определение места разрядов осуществляется с помощью акустических датчиков. Запоминание сигнала в цифровой форме позволяет составить каталог вида частичных разрядов при разных дефектах и использовать его для определения места дефектов [96].

Примером устройства для испытаний изоляции от постороннего источника служит статический преобразователь частоты для испытания мощных трансформаторов типа СПЧ-3,6, изготовленный в ВЭИ. Преобразователь, питаемый от сети 6,3 кВ 50 Гц, на выходе имеет плавно регулируемое напряжение от 0 до 11 кВ с частотой 49,5-62 Гц, 100 и 225 Гц. Имеющееся в комплекте компенсирующее устройство в виде конденсаторных батарей позволяет испытывать трансформаторы мощностью до 500 МВ-А. При испытаниях на за- воде в г. Запорожье шунтирующего реактора мощностью 120 Мвар на частоте 60 Гц выходная мощность составляла 1,5 МВ-А. Преобразователь выполнен на IGВТ-транзисторах, с режимом широтно- импульсной модуляции на частоте 7 кГц [189].

Подробный анализ возможности распознавания различных источников частичных разрядов при испытании крупных силовых трансформаторов индуцированным напряжением проведен в совместной работе университета г. Дельфт (Нидерланды), канадского института IREQ и приборостроительной фирмы Haefely Trench. Для анализа измерений частичных разрядов на многих объектах применялся кластерный метод обработки, создана база данных для диагностики [190].

Работы, проведенные в Ганноверском университете и нескольких энергокомпаниях Германии, по внедрению системы непрерывного контроля силовых трансформаторов, разработанной компанией Alstom Т & D (типа MS2000), показали, что наиболее эффективным является сочетание контроля этой системой трансформатора при работе и испытаниях в отключенном состоянии на повышенном напряжении с измерением интенсивности частичных разрядов в очень широком диапазоне частот [136].

Научные институты и университеты Японии проводят исследование акустических волн от разрядов в масле, направленные на разработку работку методики отыскания места частичных разрядов в трансформаторе [97].

Интересно отметить, что для повышения эффективности выявления дефектов с помощью измерения ЧР японскими производителями трансформаторов приняты меры по снижению уровня помех от самого трансформатора путем оптимального проектирования машин [191].

Многими фирмами выпускается специализированная аппаратура для испытаний повышенным напряжением с одновременным измерением ЧР. Примером такой установки является система типа 9120 компании Haefely Trench AG - Tettex Instruments, входящая в комплекс для испытаний высоковольтного оборудования.

Измерения производятся по мостовой схеме Kreugеr'a 9120/9-BK для незаземленных объектов (рис. 13) и по прямой схеме - для заземленных объектов (рис. 14). Детектор частичных разрядов типа 9124 для мостовой схемы или 9126 для прямой схемы имеет усилитель узкополосный с диапазоном частот 20 кГц - 2 МГц, стрелочный прибор, показывающий заряд в пикокулонах, средний ток разрядов, квадрат значения заряда в с, частоту повторения разрядов в герцах. Система имеет дисплей на мониторе 10 х 8 см с линейной разверткой или эллипсом, устройство выборки окна по фазе испытательного напряжения. Запись ведется в линейном или логарифмическом масштабах. Система имеет калибратор, киловольтметр (1-1000 кВ), конденсаторы связи, устройство самоконтроля, портативный ультразвуковой детектор для определения места разрядов типа 9251, работающий на частоте 40 кГц [90].

Об успешном освоении методики и аппаратуры для измерения ЧР и отыскания их места сообщало австро-украинское предприятие Transformatoren und Oel Service . При совместной работе со специалистами института EGU (Прага, Чехия) выявлялись разряды, возникающие в местах плохих контактов, искрений в короткозамкнутых контурах, нарушений в системе заземления и пр. [192].

В лаборатории полевых испытаний НИЦ «ЗТЗ-Сервис» в комплекс обследования и диагностики трансформаторов включены измерения интенсивности ЧР широкополосным и узкополосным методами, освоена локализация источника разрядов акустическим методом.

В отечественной практике контроль ЧР в силовых трансформаторах производится, главным образом, во время работы как средство предупреждения аварий. «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» измерения ЧР не предусмотрены, в том числе и при испытаниях трансформаторов повышенным напряжением.

Рис. 13. Измерения частичных разрядов на незаземленном объекте с помощью детектора типа 9124 (Haefaly Trench Tettex): 1 - фильтр верхних частот; 2 - источник высокого напряжения; 3 - от сети; 4 – управление; 5 - фильтр низкого напряжения; 6 - испытуемый объект; 7 - устройство связи для калибровки; 8 - второй испытуемый объект; 9 - ультразвуковой детекгор ЧР; 10 - детектор ЧР по схеме моста (тип 9124); // - соединительный кабель; 12 - интерфейс RS 232, 13 — компьютер; 14 — принтер

Рис. 14. Измерения частичных разрядов на заземленном объекте с помощью детектора типа 9126 (Haefely Trench Tettex): 1 - фильтр верхних частот; 2 - источник высокого напряжения; 3 - от сети; 4 – управление; 5 - фильтр низкого напряжения; 6 - испытуемый объект; 7 - устройство связи для калибровки; 8 - конденсатор связи; 9 - принтер; 10 - компьютер; // - интерфейс RS 232; 12 -волоконно-оптическая связь; 13 - клетка Фарадея; 14 - детектор ЧР типа 9126; 15 – эталонное сопротивление; 16 - кабельная сборка

Определение уровня и места частичных разрядов электрическими и акустическими датчиками входит в объем комплексного обследования силовых трансформаторов, производимого НПО «Техносервис-Электро» [52].

Вопросы измерения ЧР наиболее подробно прорабатывались в АО «Фирма ОРГРЭС» [104] и институте АО «СибНИИЭ» [105,106]. Норм на значение кажущегося заряда ЧР пока нет.

На предприятии ДИАКС состояние изоляции трансформаторов оценивается при обследованиях по значениям ЧР и tg d , измеряемых на рабочем напряжении при питании от внешнего источника. Для определения частичных разрядов измеряются заряд q, частота следования п , находится спектр по амплитудам ni(Ui), рассчитываются средняя мощность, суммарный кажущийся заряд разрядов. Средства измерений - комплекс УКИ-2, в том числе анализатор частичных разрядов PDPA-3. мост Р-5026, датчики ЧР [86].

Программа обследования трансформаторов, принятая РАО «ЕЭС России», также содержит непрерывный контроль ЧР в маслобарьерной изоляции обмоток и бумажно-масляной изоляции вводов как метод, обеспечивающий отключение трансформатора на стадии развития электрического повреждения, предшествующей появлению электрической дуги.

При измерениях тока и потерь холостого хода выявляются возможные дефекты магнитной системы трансформатора, что важно при решении вопроса о возможности дальнейшей эксплуатации длительно работавших трансформаторов. С помощью измерений тока намагничивания могут быть выявлены также смещения обмоток после КЗ и повреждения межвитковой изоляции, устройства РПН [193].

Измерения тока холостого хода и сравнение его с предыдущими данными входят в комплексы обследований трансформаторов крупнейших организаций, например энергокомпаний EDF и National Grid, трансформаторостроительных фирм Siemens и Smit Netherlands.

По мнению польских специалистов, для выявления витковых замыканий достаточно сравнивать значения тока возбуждения, измеренные при напряжении 220 В. Специалисты фирмы Doble Engineering рекомендуют напряжение 10 кВ, утверждая, что при меньшем напряжении можно не получить правильных выводов, особенно тогда, когда замыкание охватывает относительно малое число витков [194].

В отечественной практике (по требованиям «Объема и норм испытаний электрооборудования») измерения потерь холостого хода проводятся при напряжении и по схемам, при которых производить измерение на заводе.

Для вновь вводимых после ремонта трансформаторов измеренные значения потерь в соответствии с действующими нормами не должны отличаться от заводских данных более чем на 5 %. При комплексных испытаниях в процессе эксплуатации отличие измеренных значений потерь от исходных данных не должно превышать 30 %.

Опыт холостого хода на номинальном напряжении является заключительным при обследовании трансформатора перед вводом его в работу.

Измерения сопротивления обмоток постоянному току являются одними из наиболее ранних в применении методов контроля состояния трансформатора и в то же время - одним из наиболее действенных. С их помощью на практике выявляется значительная часть дефектных трансформаторов. Сопротивления обмоток определяются при одновременном измерении тока и напряжения или мостовым методом. Измеренные значения сравниваются с полученными ранее. Так, в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» при комплексном обследовании трансформатора в эксплуатации они не должны отличаться от исходных более чем на 5 %, а разница в измерениях на разных фазах не должна отличаться более чем на 2 % (при одинаковых положениях регулировочных отпаек).

Оценка деформации и смещения обмоток трансформатора, вызванных воздействием мощных КЗ, производится по изменению полного сопротивления обмоток: по значениям сопротивления короткого замыкания (Zк), по реакции обмоток на воздействие прямоугольного импульса низкого напряжения и по частотной характеристике обмоток, измеренной в широком диапазоне частот.

Итоги исследований последних лет в области контроля и диагностики механического состояния обмоток подведены в материала рабочей группы 12.19 на коллоквиуме ИК-12 СИГРЭ, проведенном в 1999 г. в Будапеште. Этот материал, осветивший проблемы стой- кости трансформаторов к динамическому воздействию КЗ, содержит также обзор достижений разных стран в части применения частотных характеристик и низковольтных импульсов для выявления деформации обмоток, а также применения датчиков контроля динамических усилий (давлений в обмотках - Румыния, перемещения» обмоток — Чехия). Из применяемых методов наиболее чувствительным признан метод частотных характеристик. Осваиваются также методы частотного анализа сопротивления рассеяния и добавочных потерь (метод 1REQ) [10, 182, 195].

Одним из распространенных методов контроля деформации обмоток трансформаторов является измерение индуктивности рассеяния обмоток. К примеру, в энергокомпании Enel (Италия) деформации выявляются периодическими измерениями индуктивности рассеяния с помощью моста Максвелла. Изменения на 0,2 % по сравнению с начальным значением считаются существенными. Нормой, требующей учащения контроля, являются изменения на 2,5 %, при изменении на 5 % требуется проведение подробного обследования трансформатора при первой возможности [69, 196].

На основании практического опыта НИЦ «ЗТЗ-Сервис» отмечается, что измерения сопротивления рассеяния или межобмоточных емкостей недостаточно чувствительны к аксиальным деформациям, скручиванию обмоток, локальным деформациям отдельных катушек [10].

Измерения полного сопротивления короткого замыкания являются наиболее освоенным и простым методом выявления деформации обмоток на отключенном трансформаторе. При деформации обмоток индуктивность рассеяния и соответственно величина Zк возрастают столь заметно, что изменение Zк может быть обнаружено при измерениях приборами класса точности 0,5 %. (Критерием отбраковки по «Объему и нормам испытаний электрооборудования» является отличие на 3 % от измеренных до КЗ величин, а также отличие на 3 % Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях обмотки.)

Особенно эффективен контроль изменений Zк для трансформаторов, недостаточно устойчивых к сжимающим радиальным усилиям.

В нашей стране измерения Zк нашли широкое применение в эксплуатации, они были предложены НИЦ ВВА в 80-х годах и развиты в совместных работах НИЦ ВВА и ЗТЗ [163, 197]. На заводе в Тольятти измерения Zк используются (вместе с методом НВИ) с 1995 г. [122].

Программа обследования трансформаторов, принятая РАО «ЕЭС России», содержит для оценки опасной деформации обмоток контроль сопротивления короткого замыкания Zк и (или) метод низковольтных импульсов.

За рубежом определение сопротивления Zк входит в комплексы обследования трансформаторов как надежное средство определения деформации обмоток наравне с измерениями частотных характеристик обмоток (Великобритания, Германия, Италия, Польша, Украина) [69, 126,162, 198].

Контроль смещений обмоток трансформаторов методом низковольтных импульсов (НВИ) разработан в Польше в 1966 г. Метод развит в нашей стране, в ВЭИ - с 1974 г., и нашел уже в 80-х годах применение в энергосистемах страны, а также за рубежом [199, 200]. Для диагностики по этому методу применяются разработанные в ВЭИ установки типа «Импульс-3» и «Импульса Кардиограф».

По методу НВИ производится сравнение дефектограммы с нормограммой при подаче на обмотку калиброванного прямоугольного низковольтного импульса. Метод имеет высокую чувствительность к деформациям обмотки, однако требует наличия исходной нормограммы (снятой на заводе или при монтаже), а также квалифицированного персонала для проведения измерений [201]. С 1991 г. метод НВИ освоен на испытательном стенде в Тольятти, где успешно применяется вместе с измерениями Zк [122].

За рубежом широкое применение нашел метод анализа частотных характеристик (FRA — Frequency Responce Analysis), разработанный в Канаде до 1978 г. и подробно описывавшийся в 80-е годы. Для диагностики состояния отключенного трансформатора используется сравнение частотной характеристики обмотки со снятой прежде на том же или на однотипном трансформаторе. На практике наиболее распространено измерение реактивной проводимости (отношение I/U) в диапазоне частот до 3 МГц. Специалисты института электроэнергетики США EPRI считают, что этим методом хорошо выявляется потеря прессовки обмоток и последствия воздействия токов КЗ.

Анализ частотных характеристик (FRA) применяется при обследованиях трансформаторов в Великобритании (энергокомпания National Grid), в Польше (организация ZPBЕ Energopomiar-Elektryka), в США (энергокомпания PSE & G), во Франции (энергокомпания EDF), в ЮАР (энергокомпания Eskom), трансформаторостроительными фирмами ABB Secheron, Siemens и др. [40, 50, 81, 96, 121, 136, 150, 176, 194, 202].

По разработанной университетом Newcastle (Австралия) методике анализ частотной характеристики производится при наложении низковольтного сигнала свип-генератора [121].

Из зарубежных разработок ближе других к методике ВЭИ определение переходной функции трансформатора методами спектрального анализа, которое считается проще в применении, чем метод НВИ.

Особенно широко стал применяться метод определения переходных (передаточных) функций с внедрением цифровой техники.

В частности, метод применяется компанией ABB-Secheron, определяющей переходную функцию трансформатора на частотах от 2 кГц до 2 МГц. Переходной функцией является частное от деления сигналов на входе и выходе обмотки трансформатора при подаче импульсного напряжения или напряжения переменной частоты.

Частотный спектр определяется с помощью быстрого преобразования Фурье.

Любая деформация обмотки изменяет ее индуктивности и емкости и тем самым характер частотной зависимости. Оценка производится с помощью сравнения со здоровым (новым или ремонтированным) трансформатором. Иногда можно использовать данные, полученные на трансформаторе подобной конструкции. Если нет данных для сравнения, сравниваются три фазы трансформатора. Контроль производится обычно после мощных КЗ в сети [96]. Богатый опыт измерений с определением переходных функций имеется в лаборатории КЕМА (Нидерланды) [203], где проводились опыты по определению усадки обмоток такими методами.

В Штутгартском университете разработана схема контроля силового трансформатора, при которой измеряется форма напряжения на обмотке при воздействии коммутационных и грозовых импульсов. Измерения могут проводиться как на испытательной установке при отключенном от сети трансформаторе, так и во время его работы в сети. В качестве примера приводится описание исследования трансформатора мощностью 350 МВ-А на испытательном стенде завода. По мнению разработчиков, имеется возможность контроля изменений формы обмотки после транспортировки трансформатора с помощью сравнения переходных функций, полученных на заводе и на месте установки [120].

Большие возможности для определения переходных функций обмоток трансформаторов и оценки деформации обмотки дает применение цифровой измерительной и вычислительной техники при испытаниях. На сессии СИГРЭ 2000 г. в докладах приводились примеры таких исследований, как определение переходных функций [204,205], получение трехмерных характеристик вибрации [170], определение деформации обмоток по зависимости потерь рассеяния от частоты [206].

Определение виброударных характеристик — новый метод испытаний. При вибрационном контроле состояния трансформаторов при измерениях уровня вибраций на баке выявляются дефекты крепления на фундаменте, аномальные вибрации и резонансы из-за полей рассеяния, износ маслонасосов. Такие измерения проводятся при всех подробных обследованиях и периодически - в работе.

Весьма перспективно использование вибрационного контроля Для оценки состояния прессовки обмоток и магнитопровода без вскрытия трансформатора. Разработан монитор, проверяющий состояние прессовки следующим путем. В отключенном состоянии к баку прикладывается внешнее ударное воздействие. Регистрируется ЭДС, возникающая в вибрирующих витках обмотки при наличии остаточной намагниченности сердечника. Чем выше степень прессовки в обмотке, тем выше частота вибрации.

Используется и другой метод - в отключенном состоянии к самой обмотке прикладывается электродинамическое воздействие. После затухания электромеханических процессов регистрируется ЭДС в вибрирующей обмотке [129, 207].

Применяется также измерение вибрации поверхности бака включенного в работу трансформатора. Вибрация возникает из-за воздействия на сердечник и обмотку магнитострикции и электродинамических усилий. С помощью анализа удельного вклада отдельных гармоник основной частоты в пределах до 1000 Гц определяется вибрация ослабленных, отделившихся механически витков обмотки и листов стали сердечника. Когда снижается степень прессовки, увеличивается порядок и амплитуда гармоник вибрации [I28].

Измерения вибрации на поверхности бака имеют два преимущества: не нужно отключать трансформатор от сети и можно определить нарушения прессовки не только в обмотках, как в методах с внешним механическим или электродинамическим воздействием, но и в сердечнике.

Измерения проводятся дважды: под нагрузкой (не менее 50 %) и без нагрузки. При работе без нагрузки электродинамические усилия в обмотке практически отсутствуют, и этот режим характеризует только состояние сердечника. Измерения под нагрузкой охватывают вибрации как сердечника, так и обмоток. Спектры вибрации обмотки получаются при вычитании результатов, полученных при измерениях без нагрузки из результатов опыта под нагрузкой. По данным анализа спектров вибрации, получаемых с помощью быстрого преобразования Фурье, определяются коэффициенты прессовки обмотки и сердечника, коэффициент состояния элементов конструкции и обобщенный коэффициент состояния трансформатора. Еще одним параметром оценки прессовки является скорость ухудшения состояния, приведенная к одному месяцу.

Трансформаторы с коэффициентом прессовки обмотки более 0,9 считаются имеющими хорошее состояние, остаточное давление прессовки в них составляет от 50 до 100 %. Трансформаторы с коэффициентом ниже 0,8 имеют неудовлетворительную остаточную прессовку в пределах 15-20 %. При коэффициенте прессовки сердечника ниже 0,8 распрессовка считается недопустимо большой. В этих случаях трансформатор находится в критическом состоянии, а компьютерная программа (товарная марка «Веста») показывает, какие части обмотки и сердечника ослаблены.

Начиная с 1994 г. этими методами испытано 430 трансформаторов 110-500 кВ, 50 МВ-А и выше, из них 400 - в России, 12 - в США и 18 - в Канаде. Было установлено, что 59 трансформаторов находились в критическом состоянии. Ремонт этих трансформаторов показал, что 85 % из них имели критически низкое усилие прессовки.

В работах принимали участие и зарубежные организации, в частности, компания Cutler-Hammer (США) [127, 128, 132, 208].

Частотный метод НИЦ «Вибро-Центра» используется также для оценки механического состояния устройства РПН и двигателей системы охлаждения трансформаторов.

Виброизмерения на баке с помощью анализатора вибраций типа Di-2200, анализирующего спектр колебаний в реальном времени с помощью быстрого преобразования Фурье, применялись в энергокомпании Южной Каролины (SCE & G) [209].

Практическое освоение определения распрессовки в нашей стране началось с применения виброударного метода при обследованиях трансформаторов в системе Свердловэнерго в начале 90-х годов [129,207]. В настоящее время в ООО «Снежинсктехсервис», РФЯЦ-ВНИИТФ и ОАО «УЭТМ» разработан и используется для обследования трансформаторов комплекс ДИК-С1, определяющий при внешнем импульсном механическом воздействии спектр ЭДС, наведенных в обмотках. Определяется собственная частота системы прессовки. Опыт обследования 50 трансформаторов, находящихся продолжительное время в работе, показал, что 53 % из них имеют удовлетворительное состояние прессовки, 14 % требуют учащения контроля, а 33 % требуют скорейшей подпрессовки, их состояние оценивается, как предаварийное [130].

В НПО «Техносервис-Электро» при обследовании на работающем трансформаторе применяется оценка качества прессовки с помощью измерения вибрации на баке. Степень прессовки определяется с помощью программы обработки данных «Веста» на основе системы, разработанной НИЦ «Вибро-Центр» [52,162,210]. Эту методику применяет при обследованиях трансформаторов и предприятие БП «Электросетьсервис» [107].

4.4. Влажность и старение изоляции

Из-за дефектов твердой изоляции трансформатора возникает много повреждений, большинство дефектов вызвано старением бумажной изоляции. В свою очередь, темпы старения бумажной изоляции зависят от ее увлажненности. Если при влагосодержании О,3 % бумажная изоляция считается хорошо высушенной и имеет полный срок службы, то при влагосодержании 1,5 % старение начинает ускоряться, снижается электрическая прочность. При влагосодержании более 3,3 % процессы старения и окисления становятся опасными для изоляции [12].

Определение влажности твердой изоляции входит во многие комплексы обследования трансформаторов, например, в минимально необходимый набор методов оценки состояния, рекомендуемый институтом ПЭИПК (С.-Петербург) [110, 211].

Непосредственно оценка влажности твердой изоляции может быть произведена с помощью анализа проб изоляции, извлеченных из трансформатора. Такая процедура требует вскрытия трансформатора. Используется также определение увлажнения образцов изоляции, заложенных внутри трансформатора вблизи люков, через которые образцы вынимаются после отключения трансформатора от сети и подвергаются анализу в лаборатории [164].

В соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» по влагосодержанию заложенных в бак образцов твердой изоляции определяется увлажнение обмоток при вводе в эксплуатацию и при капитальных ремонтах трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 60 МВ-А и более.

К сожалению, анализ образцов изоляции, размещенных в доступных местах внутри бака, не позволяет полностью оценить состояние изоляции, находящейся в наиболее нагретых точках внутри обмотки

Косвенно увлажнение твердой изоляции определяется по результатам измерения электрических характеристик изоляции трансформатора в целом: значений tg d , С2 50, восстанавливающегося напряжения и т.п. С учетом электрических характеристик масла и особенностей конструкции изоляции возможно определение влажности твердой изоляции расчетным путем с использованием определенной опытным путем связи «влажность - электрическая характеристика» для твердой изоляции. Расчетное определение увлажненности твердой изоляции допускается «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» [212]. При обследованиях трансформаторов с большими сроками службы, проводившихся ОАО «ВНИИЭ» и БП «Электросетьсервис», рассчитывается среднее влагосодержание твердой изоляции по специально разработанной программе для ПЭВМ [б].

Другим косвенным и весьма приближенным методом определения влажности твердой изоляции является контроль влагосодержания масла. Кроме количественного определения содержания влаги в масле (предпочтительным является измерение относительной влажности, а не абсолютной), критерием увлажненности может служить пробивное напряжение масла. Во всех случаях при отборе проб и интерпретации получаемых результатов нужно учитывать динамику влагообмена между маслом и твердой изоляцией и изменения температуры в трансформаторе [11, 28, 213].

Возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора во многом зависят от степени старения изоляции. Если локальные развивающиеся дефекты отражаются на результатах электрических измерений на обмотках, то степень старения и ресурс остаточного срока службы выявить значительно сложнее. Даже с помощью наиболее чувствительного к дефектам метода газохроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформатора, с трудом выявляется старение изоляции.

Косвенные методы, такие, как определение тангенса угла потерь изоляции обмоток, емкости на различных частотах, коэффициента абсорбции, из-за большой зависимости от температуры, геометрии и характеристик масла, не дают однозначной оценки состояния изоляции.

Исследователи давно занимаются оценкой степени старения изоляции трансформаторов. Еще в конце 20-х годов были проведены фундаментальные исследования ухудшения свойств изоляции в результате теплового старения. Тогда же была предложена применяемая и поныне аналитическая связь интенсивности старения с температурой изоляции. Обработка данных многочисленных опытов на образцах и моделях изоляции, а также на реальных трансформаторах показала, что заметный рост старения наблюдается при температуре выше 130 °С, что и позволило предложить предельные значения температуры наиболее нагретых точек в эксплуатации между 130 и 140 °С. Подробнее эти вопросы освещены в гл. 3.

В качестве показателя старения твердой изоляции трансформатора принята ее остаточная механическая прочность, так как ее электрическая прочность снижается существенно медленнее и основной причиной повреждений состаренной изоляции в трансформаторе практически всегда является ее разрушение.

По определению IEEE срок службы трансформатора соответствует потере 75 % разрывной прочности бумаги. Тогда она не может надежно противостоять нагрузкам от вибрации, импульсов и токов КЗ.

Значительный успех в оценке состояния твердой изоляции трансформаторов был достигнут в 60-х годах, когда на основе физико-химических представлений о строении молекулы целлюлозы и о ее постепенном разрушении под воздействием старения параметром оценки был предложен коэффициент полимеризации, связанный со степенью разрушения целлюлозной полимолекулы [214-216].

Было установлено, что коэффициент полимеризации DP, который показывает среднее число оставшихся неразрушенными колец глюкозы в молекулах целлюлозы твердой изоляции, наилучшим образом коррелируется со снижением механической прочности [217,218].

Относительное изменение механической прочности электротехнической бумаги на разрыв [215] составляет, % начального значения:

Прочность на разрыв 100 80 60 40 20 10
Коэффициент полимеризации 100 75 60 42 21 15

Коэффициент полимеризации для образцов изоляции, отобранных из трансформаторов, монотонно снижается с увеличением их срока службы.

Коэффициент полимеризации и в настоящее время является основным оценивающим параметром при испытаниях целлюлозной изоляции на старение.

Опыт показывает, что коэффициент полимеризации порядка 200 соответствует непригодной к работе изоляции. При нормальном состоянии изоляции этот коэффициент находится в пределах 600-800. Новая изоляция имеет коэффициент полимеризации порядка 1000-1200 [75,215,216,219].

Закономерности старения изоляционной бумаги подробно исследовались в лаборатории EDF (LCIE), в частности, изменения ее механических свойств [220]. За критерий степени деградации принимают коэффициент DP, его расчетное значение для образцов бумаги снижается с начального значения 1000 до 200 при температуре 130 °С - в течение 4 лет, при температуре 100 "С - в течение 20 лет; при температуре 80 °С старение в течение 50 лет вызывает снижение DP до 360, т. е. изоляция остается работоспособной.

Рабочая группа СИГРЭ 15.03 [71] предложила использовать так называемый коэффициент деградации Кноспа:

KD = 1000 (1/ DP - 1 / DP0 ),

где DP - степень полимеризации состаренной бумажной изоляции; DP0 - то же, для новой изоляции.

С величиной KD концентрация фуранов в логарифмическом масштабе связана линейной зависимостью в широком диапазоне значений, причем эта зависимость сравнительно мало зависит от температуры, при которой проходило старение.

Оценка состояния твердой изоляции в силовых трансформаторах с помощью определения коэффициента полимеризации DP применяется с конца 60-х годов, методика измерения среднего коэффициента полимеризации новой и состаренной электроизоляционной бумаги регламентирована в 1974 г. публикацией МЭК 450.

Программа обследования трансформаторов, принятая РАО «ЁЭС России», содержит определение степени полимеризации твердой изоляции (витковой и барьерной). По «Объему и нормам испытаний электрооборудования» [1] ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении DP до 250.

По мнению ученых университета штата Квинсленд (Австралия), более четкое выявление степени старения бумаги удается получить с помощью гель-хроматографии, непосредственно отражающей молекулярную массу и ее распределение для целлюлозы в состаренной бумаге. Результаты анализа с помощью гель-хроматографии хорошо коррелируются с условиями и продолжительностью старения бумаги, а также с результатами измерений межслоевой поляризации (восстанавливающегося напряжения) [221].

Использование для контроля деградации изоляции трансформаторов значений DP или величины молекулярной массы дает возможность определять механические свойства изоляции и ее износ в результате старения однозначно и уверенно. Однако это требует отбора проб твердой изоляции из наиболее нагревающихся частей обмотки, что сопряжено со вскрытием бака, во многих случаях нежелательным.

Многочисленные исследования, направленные на поиски методов, не требующих вскрытия трансформатора, привели к использованию определяемого с помощью ГХА содержания в масле газов СО и СО2, а затем — концентрации в масле фуранов, как продуктов распада целлюлозной изоляции при ее старении.

Косвенное определение степени деградации твердой изоляции производится теперь уже во многих странах с помощью контроля концентрации фуранов в пробе масла, взятой из трансформатора. Подробно эта методика описана ранее (см. гл. 3).

4.5. Периодичность обследования

Периодичность обследования определяется правилами технической эксплуатации оборудования, «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» и техническим руководством энергосистемы. Необходимость обследования определяется многими факторами, главным из которых является истинное состояние трансформатора.

Так к примеру, по мнению специалистов БП «Электросетьсервис», оценка состояния крупных трансформаторов по всему комплексу параметров с учетом данных эксплуатации и особенностей

конструкции трансформатора в виде комплексного обследования необходима для трансформаторов, вышедших за нормированный срок службы, а после 8-12 лет - для определения необходимого объема капитального ремонта. Комплексное обследование необходимо проводить сразу после выявления профилактическими испытаниями дефектов, а также в первые годы эксплуатации, а приработанный период. Объем обследования — различный. Так, для трансформаторов с выявленными в работе дефектами обследование проводится набором методов, уточняющих характер, объем и место дефектов [107].

О комплексах методов, применяемых при обследованиях трансформаторов, подробно рассказано в п. 5.2, посвященном организации профилактики.

Краткие выводы

* В последние годы в нашей стране и за рубежом производятся массовые обследования парка трансформаторов, вызванные быстрым ростом доли трансформаторов, выработавших свой нормативный ресурс. Обследования проводятся по специальным программам, включающим оценку возможных опасных воздействий на трансформатор, углубленное знакомство с конструкцией и условиями эксплуатации, измерения как в работе, так и в отключенном состоянии контрольных параметров и сравнение их с нормами, оценку состояния трансформатора и принятие решения о дальнейшей его эксплуатации.

* Программа обследования трансформаторов, принятая РАО «ЕЭС России», включает подробное ознакомление с данными эксплуатации трансформатора, результатами измерений и испытаний, представляющих оптимальный комплекс методов, направленных на выявление наиболее частых и опасных дефектов. Комплекс разработан на основе широкого опыта организаций, специализирующихся на обследовании трансформаторов. Программа обследования утверждена приказом № 304 от 07.07.95 «О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования».

* Подробно разработаны эффективные методы обследования, позволяющие не только уточнить диагноз, поставленный на основании результатов контроля состояния трансформатора в работе, но и определить зону дефекта, его опасность развития в аварию.

К таким методам относятся измерения электрических характеристик отключенного трансформатора: значений tg d и емкости изоляции, абсорбционных характеристик (за рубежом — спектра поляризации, восстанавливающегося напряжения, зависимости tg d

от частоты, в нашей стране - зависимости емкости от частоты или времени разряда), сопротивления обмоток постоянному току. Практикуется измерение тока холостого хода на пониженном напряжении, определение деформации обмоток по сопротивлению короткого замыкания обмоток, по импульсным (метод НВИ) и частотным характеристикам (метод FRA), с помощью методов вибродиагностики.

Определение состояния и степени старения твердой изоляции производится с помощью измерения влажности образцов изоляции, коэффициента полимеризации.

* Эффективность методики обследования, применяемой российскими организациями, подтверждают результаты оценки состояния силовых трансформаторов с большими сроками службы. Использование широкого набора методов контроля показывает, что даже длительно эксплуатирующиеся в наших энергосистемах трансформаторы обладают значительным ресурсом и их эксплуатация в большинстве случаев может продолжаться еще длительное время.

5. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОФИЛАКТИКИ И КОМПЛЕКСЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ

5.1. Стратегия проведения контроля и обследований

Важнейшую роль в поддержании работоспособности трансформаторов играет организация профилактического обслуживания. Стремление защититься от внепланового выхода из строя, выявить развивающиеся в трансформаторе дефекты или опасные режимы работы до того, как они вызовут повреждение, требует эффективной системы ухода за трансформаторами, обеспечивающей как оптимальное ведение режимов работы, гарантирующее длительный срок службы, так и своевременное выявление развивающихся дефектов методами непрерывного контроля и с помощью периодических обследований.

Необходимый и оптимальный объем. Надежды на создание оборудования, не требующего постоянного надзора в течение всего срока службы, не оправдываются, и необходимо дальнейшее развитие средств и систем диагностики с целью выявления возможно большего числа видов дефектов, по возможности - на ранних стадиях их развития. С другой стороны, как показывает, например, опыт энергокомпании EDF, ни увеличение частоты осмотров, ни новые методы диагностики в применении ко всему оборудованию себя не оправдывают. Эти меры целесообразно применять лишь к наиболее ответственному оборудованию, в том числе, к крупным трансформаторам [70, 164].

При эффективной системе поддержания работоспособности трансформатора должны обеспечиваться:

Стратегии профилактики. Наиболее принципиальным моментом организации профилактики является замена стратегии периодически проводимых профилактических работ - ТВМ (Time Based Maintenance) - на систему профилактики, зависящей от состояния объекта — СВМ (Condition Based Maintenance), активно применяемую в зарубежных энергокомпаниях.

При профилактике по системе ТВМ при расчете периодичности обследований используют статистическую вероятность появления дефекта внутри трансформатора. При этом стремятся гарантировать выявление дефектов до того, как они перерастут в повреждение с аварийным выходом. Естественно, при этом мероприятия по графику проводятся во многих случаях чаще, чем это необходимо по состоянию трансформатора.

Переход от ремонтов по расписанию к ремонтам по реальному состоянию оборудования, опирающийся на непрерывный контроль его состояния с выявлением дефектов на ранней стадии их развития (система СВМ), обещает принести немалый экономический эффект, особенно необходимый в новых условиях конкуренции в энергетике. Система СВМ направлена на снижение вероятности не выявленного развития повреждений в стратегически важных трансформаторах, продление срока службы давно работающих машин, снижение расходов на ремонт и обслуживание. На практике повышается коэффициент готовности, при обычных темпах старения изоляции и хорошем контроле ущерб от простоя трансформаторов снижается в 2-4 раза.

Дальнейшие преимущества даст предлагаемая СИГРЭ концепция системы обслуживания по обоснованной надежности - RCM (Reliability Centered Maintenance), допускающей продолжение эксплуатации дефектного оборудования с приемлемой степенью риска. Поддержание достаточной надежности обеспечивается оптимизацией режима работы, снижением до минимума необходимых переключений трансформаторов, широким внедрением непрерывного копт-роля, применением экспертных систем оценки состояния, мерами но восстановлению работоспособности в полевых условиях (On-line Processing) при минимуме ремонтных работ [222. 223).

На рис.15 показана эволюция стратегии профилактики от системы ТВМ к системе RCM.

Рис. 15. Эволюция стратегий профилактики

Проблемам организации ухода за трансформаторами и контроля их состояния был в основном посвящен коллоквиум СИГРЭ в Сиднее в 1997 г., организованный исследовательским комитетом ИК-12. В докладах освещались как технические аспекты контроля состояния (сравнение эффективности методов контроля, критерии оценки состояния), так и экономические аспекты (возможности продления срока службы с помощью оптимальной стратегии профилактики, учет затрат на эксплуатацию трансформатора в течение всего срока службы) [224].

Многолетние поиски диагностических параметров, однозначно определяющих связь надежности изоляции с измеренными при неразрушающих испытаниях характеристиками , пока не дали существенных результатов. Отсюда вытекает необходимость применения оптимально подобранного комплекса методов контроля и оценки состояния трансформаторов.

Комплекс методов контроля. Состав такого комплекса зависит от цели обследования, надежности данного трансформатора для работы энергосистемы и, конечно, от возможностей обследующей организации. Наиболее полный объем имеет обследование трансформаторов с большим сроком службы, направленное на определение его дальнейшей работоспособности. Цель такого обследования, кроме выявления возможных дефектов – оценка общего состояния отдельных узлов и трансформатора в целом, по возможности – прогнозирование оставшегося ресурса трансформатора, определение необходимого объема ремонта или реконструкции.

Наибольшие возможности при проведении обследований имеют специализированные организации, осуществляющие контроль оборудования в широких масштабах. За рубежом такие организации обычно тесно связаны или вообще входят в состав фирм – производителей трансформаторов. Ниже будут приведены примеры комплексов обследования трансформаторов.

Любое решение о выводе трансформатора из работы или продолжении его работы всегда основано на предположениях об остаточном сроке службы. Как и любой прогноз – это вероятностное предположение, точной уверенности никогда нет – на работу трансформатора влияет множество факторов, их не удается учесть полностью. Однако важность задачи так велика, что поиск связи оставшегося ресурса с измеряемыми параметрами составляет значительную долю работ по повышению надежности трансформаторов. В частности, к таким работам относятся исследования фуранов в масле трансформатора и выделения в масло газов СО и СО2 с целью определить ресурс твердой изоляции. В последнее время сообщается о попытках связать степень старения изоляции с поляризационными характеристиками изоляции. Вообще-то связь старения изоляции с измеряемыми электрическими характеристиками имеется, зависят от него и тангенс угла диэлектрических потерь, и его прирост с повышением напряжения, и значения зарядного и разрядного токов, и частичные разряды. Но связи эти неоднозначны, корреляции недостаточны для уверенной оценки, особенно, для основного показателя - электрической прочности изоляции.

Опыты ускоренного старения изоляции, как показывают подробные исследования, неэквивалентны естественному ходу старения в рабочих условиях. Это объясняется тем, что эти опыты производятся при температурах, значительно более высоких, чем рабочие (от 100 до 200 °С и более), и при этом действуют три механизма деструкции изоляции - гидролиз, термодеструкция и окисление. При реальных температурах (у трансформаторов, защищенных от атмосферы) основным механизмом деструкции является гидролиз.

По этой причине попытки найти связи параметров изоляции со степенью старения с помощью опытов ускоренного старения приводят к слишком грубым или даже неверным результатам [31].

Большинство исследователей полагают, что определение остаточного срока службы изоляции на основании анализа ее какой-то характеристики в настоящее время с достаточной достоверностью недостижимо. Отсюда вытекает необходимость применения оптимально подобранного и хорошо проверенного на практике комплекса методов контроля и оценки состояния трансформаторов.

В реальных условиях часть дефектов трансформаторов, особенно медленно развивающихся, выявляется не аппаратурой непрерывного контроля, а при периодических измерениях по расписанию. В частности, периодичность отбора проб масла для ГХА в полном объеме [46] - 1 раз в полгода, учащение отбора проб производится при выходе концентрации хотя бы одного газа за граничные значения и при быстром нарастании концентрации газов.

Оснащение аппаратурой непрерывного контроля, способной выявить большую часть дефектов, целесообразно лишь на отдельных трансформаторах, особенно ответственных или находящихся в критическом состоянии (практика США, Франции, Швейцарии).

Соответственно, наиболее целесообразной стратегией контроля состояния трансформаторов в данное время является экономически оптимальное сочетание систем ТВМ и СВМ.

Непрерывный контроль. Одним из главных средств новых эффективных стратегий обслуживания трансформаторов является непрерывный контроль их состояния. В последнее время заметно выросло применение такой системы контроля.

Своевременное выявление возникшего дефекта позволяет вовремя его устранить, обойтись ремонтом трансформатора на месте установки. Ремонт на месте установки решает проблемы с вводами, насосами, радиаторами охлаждения, разуплотнением, утечками масла, засорением трубок охладителя. Другие возникающие (перегрев стали, плохая сварка, ослабление прессовки) дефекты требуют транспортировки на завод.

По расчетному сценарию ремонта трансформатора с повреждением изоляции в одной из обмоток (практика одной из энергокомпаний США), если дефект не был выявлен своевременно и повреждение повлекло за собой возникновение дуги и разрыв бака, расходы на ремонт возрастут более чем в 2 раза [101].

Часто непрерывный контроль позволяет оценить состояние трансформатора и провести плановый ремонт в критические сроки так, чтобы потери от вывода из работы или замены источника энергии были минимальны.

Особенно эффективно применение непрерывного контроля для трансформаторов, отработавших большой срок службы. Практика показывает, что риск повреждения силового трансформатора начинает заметно возрастать после десяти лет эксплуатации и тогда возникает потребность в системе раннего выявления дефектов.

Переход к непрерывному контролю состояния оборудования на подстанциях подробно обсуждался на конференции в Нью-Орлеане, организованной институтом электроэнергетики США EPRI в феврале 1997 г. Было отмечено, что около 65 % всех силовых трансформаторов в Северной Америке имеют срок службы более 25 лет и проблема оценки их работоспособности стала первостепенно важной. В этих условиях необходим переход от превентивной профилактики, проводящейся при возникновении дефектов, к профилактике, зависящей от состояния оборудования, к предупреждающей профилактике, опирающейся на непрерывный контроль состояния оборудования [15].

Как правило, при непрерывном контроле выявляется только факт возникновения дефекта. Определение места и опасности дефекта производится обследованием трансформатора в отключенном состоянии.

Многие эксперты за рубежом прогнозируют в ближайшем будущем повышение использования оборудования, в том числе силовых трансформаторов, что связано с реструктуризацией энергетики и требованиями свободного рынка электроэнергии. Ожидается рост нагрузок силовых трансформаторов в связи с задержками в поставках сетевого оборудования. Допустить риск работы оборудования можно только при непрерывном контроле нагрузочной способности трансформатора.

Простейшим примером устройства непрерывного контроля является газовое реле. Хорошо известны многочисленные примеры, когда с его помощью выявляются дефекты на ранней стадии их развития. В этих случаях своевременное отключение трансформатора позволяет предотвратить развитие дефекта до повреждения и исключить аварийный выход из строя.

Высокоэффективные системы контроля используют самую современную измерительную и вычислительную технику со сложными программами обработки данных измерений, их сравнения, поиска корреляции между непосредственно не связанными параметрами, анализа частотных спектров и т.п.

Применение эффективных систем контроля и диагностики позволяет, предупреждая аварийный выход из строя крупных трансформаторов, получить такой значительный экономический эффект, что становится целесообразным использование даже весьма сложных средств измерения, обработки данных и выдачи результатов контроля. Примерами сложных устройств, использующих самые последние достижения науки и техники, являются оптоволоконные измерители температуры обмоток, акустические и радиочастотные измерительные устройства для индикации частичных разрядов и дугообразования внутри бака, устройства непрерывного контроля концентрации растворенных в масле газов, автоматизированные системы непрерывного контроля состояния трансформатора и др.

Эффективность применения усовершенствованных методов контроля можно иллюстрировать следующим примером.

Расчеты, проведенные специалистами США и Швейцарии, показывают, что раннее обнаружение развития дефектов в трансфор-

маторе снижает расходы на ремонт на 75 %, потери от недоотпуска электроэнергии - на 63 %, а ежегодная экономия составляет 2 % стоимости нового трансформатора. Опыт внедрения установок непрерывного контроля состояния трансформаторов в Швейцарии под-

тверждает, что энергокомпания экономит в 3-6 раз больше, чем затрачивает на систему контроля, включая периодические измерения на отключенном трансформаторе [225].

Высокую эффективность применения такого сравнительно сложного метода диагностики, как газохроматографический анализ масла, подтверждает оценка экономии от внедрения этого метода, проведенная СИГРЭ в 1990 г. Общая экономия, по мнению рабочей группы, составила на этот момент не менее 100 млн дол. [226].

Программы обследования как часть профилактики. Организация оптимальной эксплуатации трансформаторов, имеющих длительный срок службы, требует проведения программ массового обследования парка трансформаторов. Такие программы проводятся крупнейшими энергокомпаниями, а иногда и в национальных масштабах.

Наиболее широко развернутой программой оценки состояния силовых трансформаторов являются мероприятия, проводимые в энергокомпании EDF (Франция). Парк трансформаторов включает в себя около 450 единиц мощностью 300 МВ-А и более.

С 1992 г. во Франции принята упорядоченная стратегия контроля состояния на трех уровнях:

систематическое применение ограниченного числа методов диагностики, выявляющих широкий спектр дефектов;

применение уточняющих методов, использующих подробные критерии оценки;

применение развитых методов индивидуального обследования трансформаторов, не прошедших критериев первых двух уровней контроля.

Кроме широко внедренного ГХА масла для избранных групп трансформаторов (по десять трансформаторов в группе) применяются более тщательные обследования, включающие:

подробный физико-химический анализ масла, кроме обычных характеристик, включающий определение фуранов, ионных примесей, удельного сопротивления и других параметров;

измерения отключенного трансформатора на напряжении частотой 50 Гц, включающие измерения емкости и тангенса угла диэлектрических потерь, коэффициента трансформации, тока холостого хода, потерь;

измерения спектра поляризации с определением постоянных времени в пределах от 1/50 до 1000 с.

Обследования намечено повторять каждые 5 лет [69].

Другим примером многоуровневой программы обследования является узаконенная практика испытаний трансформаторов в Польше.

На первой стадии контроля состояния проводится внешний осмотр, испытания масла и его газохроматографический анализ. Принимается во внимание статистика причин отключения подобных трансформаторов, учитывается влияние увлажнения на характеристики масла, динамика изменений газосодержания в масле.

На второй стадии контроля проводятся обследования с помощью тепловизора, измерения ЧР, виброакустические измерения, испытания работы устройства РПН в динамике.

На третьей стадии проводятся испытания в отключенном состоянии, в том числе измерения сопротивления обмоток, сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь, импульсная дефектоскопия, измерения токов намагничивания, диэлектрических потерь в изоляции с помощью моста Doble M4000.

Полная оценка работоспособности трансформатора производится по завершении всех стадий контроля [228,229].

В энергосистемах России из-за значительной доли трансформаторов, имеющих большие сроки службы, усиления воздействия токов КЗ и длительных рабочих перенапряжений, необходимым стало повышение эффективности системы обслуживания оборудования с опорой на знание его рабочего состояния. Обслуживание по состоянию в наших энергосистемах предусматривается указаниями Правил технической эксплуатации электрооборудования [230].

Общая система контроля трансформаторного оборудования принята Приказом РАО «ЕЭС России» № 304. Установлены три уровня системы контроля трансформаторного оборудования:

Специализированные организации при участии ремонтных организаций и заводов-изготовителей проводят обследование по программе, разработанной индивидуально для данного трансформатора при выводе его в капитальный ремонт после повреждения. На этом же уровне решается вопрос о дальнейшей эксплуатации длительно работавшего трансформатора.

По контролируемым во время работы параметрам в соответствии с Нормами отслеживается динамика их изменения во времени. Учитываются режимы работы трансформаторного оборудования, результаты ремонтов в процессе эксплуатации, работы по обслуживанию трансформаторного масла и другие аспекты эксплуатации.

Заключение о техническом состоянии оборудования принимается группой экспертов.

Периодичность контроля в процессе эксплуатации зависит от вида контролируемого параметра. Так, после периода приработки трансформатора отбор проб масла для ГХА проводится не реже 1 раза в 6 мес.; оценка влажности твердой изоляции - через 10-12 лет после включения и далее - 1 раз в 4-6 лет; определение фуранов в масле - 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года; испытания масла после периода приработки для трансформаторов до 35 кВ включительно производятся 1 раз в 4 года, а для 110 кВ и выше - 1 раз в 2 года. Эти сроки определены на основании анализа скорости развития дефектов, выявляемых с помощью контроля данного параметра.

Важная роль в организации эффективной системы контроля и выполнении мероприятий по совершенствованию ухода за трансформаторами должна принадлежать ОАО «ВНИИЭ» и БП «Электросеть-сервис», определенных в РАО «ЕЭС России» головными организациями по проблемам оценки работоспособности трансформаторов [231].

Эффективность программ обследования. Высокая эффективность стратегии ухода за трансформаторами по их состоянию подтверждается результатами обследования парка трансформаторов в России, проводимого ОАО «ВНИИЭ», БП «Электросетьсервис», АО «Фирма ОРГРЭС», АО СибНИИЭ, НПО «Техносервис-Электро», АО «Диатранс» и др. Так, по опыту НПО «Техносервис-Электро», которым за 6 лет было обследовано более 200 трансформаторов 6,3-1000 MB-А, 90 % которых имело наработку более 25 лет, было установлено, что срочного вывода из работы требуют не более 2 % трансформаторов, капитальный ремонт нужен для 20-25 % давно эксплуатирующихся трансформаторов, незначительных ремонтных работ требуют 30-35 % трансформаторов, 40-50 % обследованных трансформаторов могут работать без ограничений. Наработку в 45-50 лет следует признать критической, дальнейшая эксплуатация связана с неоправданным риском.

Современная ситуация в энергосистемах делает реальной замену не более 3-5 % трансформаторов, лишь в энергосистемах с особо большой долей устаревшего оборудования - до 10-13 % [5].

Информационное обеспечение профилактики. Важным условием эффективного ухода за крупным парком трансформаторов является наличие необходимого информационного обеспечения системы обследования состояния трансформаторов. Результаты обследования и слежения за изменением состояния каждого конкретного трансформатора должны фиксироваться в базе данных, входящей в информационную систему. В задачи информационной системы входят сбор и обработка результатов испытаний и измерений, проводимых согласно нормам испытаний и другим директивным документам, результатов технического обслуживания и ремонтов, анализа отказов и других аспектов эксплуатации трансформаторного оборудования, необходимых для оценки технического состояния.

По мнению специалистов ВНИИЭ [231], база данных такой системы должна содержать следующую информацию:

  • перечень объектов, на которых установлено оборудование;

  • паспортные данные оборудования;

  • особенности конструкции (тип и особенности устройств РПН, конструкция и размещение обмоток, конструкция магнитопровода и размещение шунтов, конструкция прессовки обмоток, количество адсорберов и их размещение, конструкция системы охлаждения и данные по маслонасосам, способ защиты масла от окисления и т.д.);

  • характеристики режимов работы трансформаторного оборудования;

  • описания аварий и отказов в процессе эксплуатации;

  • причины и объемы ремонтов, включая данные о замене и модернизации отдельных элементов;

  • работы по обслуживанию трансформаторного масла и по его замене;

  • результаты испытаний и измерений, включая результаты комплексных обследований с оценкой технического состояния и рекомендации по дальнейшей эксплуатации.

База данных должна пополняться оперативно по мере поступления информации и капитально ревизоваться ежегодно.

В информационной системе должны быть блоки выявления дефектов, оценки технического состояния, принятия решения и выдачи рекомендаций.

В качестве начального шага создания информационной системы в лаборатории трансформаторов ВНИИЭ была создана база данных, в которой хранится информация о паспортных данных трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов напряжением 330 кВ и выше, установленных в СССР до 1990 г. (2576 единиц оборудования).

5.2. Комплексы методов контроля и обследования

Комплекс мероприятий по оценке состояния трансформатора и определения его работоспособности включает непрерывный и периодический контроль диагностических параметров и подробные обследования в отключенном состоянии (гл. 4).

Оптимальный объем обследования и комплекс использованных методов контроля состояния трансформатора зависят как от ответственности объекта контроля, важности данного трансформатора для работы сети или электростанции в целом, так и от возможностей организации, проводящей обследования. Наибольшими возможностями обладают специализированные организации, работающие в национальных или региональных масштабах.

Комплексное обследование дает: высокую эффективность раннего выявления дефектов; обоснование переноса сроков капитального ремонта; исключение ложной отбраковки, возможное при оценке по одному параметру; возможность подтвердить работоспособность или ввести ограничения на режим; выдачу рекомендаций сроков и объема ремонта или замены оборудования, а также рекомендаций по повышению безопасности и безаварийности эксплуатации трансформатора.

Приведем примеры некоторых комплексов обследований.

Наиболее прогрессивный подход к оценке состояния трансформаторов, опирающийся на концепцию стратегии ухода, сформулированную ИК-12 СИГРЭ, отражен в комплексе ОАО НИЦ «ЗТЗ-Сервис» (г. Запорожье).

В научно-инженерном центре «ЗТЗ-Сервис» проводятся работы в широкой сфере обслуживания силовых трансформаторов любых мощностей на напряжения 35-1150 кВ. Сфера деятельности НИЦ охватывает энергосистемы стран СНГ, включая и Россию, особое значение имеет тесный контакт с трансформаторостроителями г. Запорожья, изготовившими подавляющее большинство силовых трансформаторов большой мощности, эксплуатируемых сейчас в России.

Кроме обследования состояния трансформаторов, специалисты НИЦ занимаются монтажом и вводом в работу, эксплуатацией н обслуживанием, испытаниями и диагностикой, контролем и защитой, расследованием причин отказов и выработкой мер по их пре- дупреждению, ремонтом, реконструкцией и модернизацией, обновлением и продлением срока службы трансформаторов.

В основу комплексной методики определения состояния силовых трансформаторов, применяемой НИЦ, положены принципы моделей вероятных дефектов. По возможности не используется сравнение измеренных параметров с результатами предыдущих или исходных измерений, а оценивается состояние трансформатора в данный момент. С помощью этой методики осуществляется переход от превентивной профилактики к системам обслуживания трансформаторов по фактическому состоянию и по обоснованной надежности.

Применяемые НИЦ традиционные методы испытаний - ГХА масла, физико-химические методы анализа масла, определение характеристик вводов и сопротивления обмоток - считаются наиболее информативными, но все же недостаточными, так как выявляют только симптомы дефектов, но не их место и опасность. С их помощью практически невозможно оценить степень увлажнения и загрязнения, дефекты устройства РПН, старение масла во вводе.

К перспективным видам испытаний на работающем трансформаторе, освоенных или рекомендуемых к освоению НИЦ, относятся:

  • расширенный анализ масла (кроме традиционных газохроматографических влаги, фуранов и механических примесей - определение карбоксилов в ИК-спектре, числа омыления, мутности, потенциального осадка, коэффициента поверхностного натяжения, коэффициента полярности, цвета). В стадии разработки: выделение связанной воды под воздействием температуры, определение свойств газовыделения, изменение характеристик после обработки сорбентами. Продукты деградации в масле используются для выявления дефектов в контактах РПН;

  • опыт прогрева трансформатора с отбором проб масла (Water Heat Run Test) - оценка увлажнения твердой изоляции по выделению влаги в масло при повышении его температуры;

  • определение параметров частичных разрядов - кажущегося заряда, частоты повторения и энергии (восьмиканальная система измерения проверена уже на 40 трансформаторах и реакторах);

  • анализ виброакустического спектра (выявление дефектов крепления на фундаменте, аномальных вибраций, резонансов, износа маслонасосов). Исследуется возможность определения качества прессовки по вибрации на поверхности бака;

  • обследование с помощью тепловизора (определение нагрева контактов, разъема, контуров тока в баке, исправности охладителей и фильтров, перегревов устройства РПН, если оно находится в отдельном баке, нагревов вводов, коммутационной аппаратуры).

Методика предполагает широкое внедрение различных видов непрерывного контроля:

  • газов, растворенных в масле (с экспертной системой интерпретации результатов анализа);

  • относительной влажности масла (с экспертной системой);

  • частичных разрядов (акустическими и электрическими датчиками, с определением опасности дефекта);

  • диэлектрических характеристик вводов ВН (амплитудно-фазового спектра тока небаланса в трехфазной системе);

  • виброакустических спектров (определение распрессовки обмоток и магнитопровода);

  • характеристик устройства РПН (потребление привода, момент сопротивления на валу, акустические параметры).

В отключенном состоянии производится оценка увлажнения и загрязнения по зависимости tg d и Rиз от температуры. Считаются неэффективными испытания, предусмотренные нормами при низкой температуре и анализируемые без учета зависимости от температуры. Выявление деформаций обмоток с помощью измерения реактивного сопротивления рассеяния и межобмоточной емкости считаются недостаточно чувствительными к аксиальным деформациям, скручиванию обмоток, локальным деформациям отдельных катушек. Перспективные методы - определение частотных характеристик обмоток, частотный анализ сопротивления рассеяния и добавочных потерь.

В разработанной НИЦ Типовой программе обследования технического состояния трансформаторов 220-750 кВ и шунтирующих реакторов особое внимание уделяется учету влияния особенностей конструкции на развитие дефектов и на эффективность диагностики.

В объем обследования входят:

  • определение дефектов, возникающих в конкретных условиях эксплуатации, оценка запасов прочности и слабых мест в конструкции на базе опыта аналогичных типов и рабочих режимов трансформатора;

  • определение степени увлажнения изоляции по данным опыта «Water Head Run Test» и температурной зависимости характеристик изоляции;

  • определение степени загрязнения изоляции и масляных промежутков по данным анализа масла, включающего дисперсный анализ частиц;

  • выявление перегревов токоведущих соединений и магнитопровода на базе ГХА пробы масла и оценки переходных сопротивлений контактов, электромагнитных характеристик и виброакустических измерений;

  • определение деформации обмотки по изменению сопротивления КЗ и емкости обмотки;

  • выявление перегревов изоляции, степени ее старения на ба ГХА, фуранов в масле и определения коэффициента полимеризации изоляции по образцам, взятым из определенных зон;

  • определение наличия и вида дефекта во вводе, степени загрязнения и старения масла, осадка на внутренней поверхности фарфора;

  • определение степени старения масла и его остаточного pecypca.

В частности, в лаборатории полевых измерений НИЦ для оценки состояния трансформаторов используются:

  • измерения диэлектрических характеристик и их температурные зависимостей с помощью моста М4000 фирмы Doble;

  • измерения интенсивности ЧР, определения их места акустическим методом с помощью аппаратуры фирмы Haefely Trench - Tettex и других фирм;

  • снятие характеристик холостого хода и короткого замыкания акустических и вибрационных характеристик для оценки состояния электромагнитной системы, динамического состояния обмоток и магнитопровода;

  • тепловизионный контроль нагревов узлов трансформатора;

  • определение состояния контактных соединений и целостности параллельных проводников обмоток;

  • оценка состояния системы охлаждения;

  • оценка состояния вводов высокого напряжения;

  • определение состояния устройств РПН.

Лаборатория испытания материалов проводит полный комплекс определения состояния масла, ГХА масла с определением наличия в трансформаторе развивающихся дефектов электрического, механического и термического характера, степени старения масла и твердой изоляции, увлажнения и загрязнения масла [10,232].

Комплекс обследования НПО «Техносервис-Электро» рассчитан в первую очередь на оценку работоспособности трансформаторов с большим сроком службы. Кроме традиционных методов испытаний, проводимых в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования», применяются дополнительные нетрадиционные методы контроля для выявления места и развития дефекта, повышения точности постановки диагноза.

В комплекс входят:

  • определение интенсивности и места ЧР электрическими и акустическими методами, в том числе измерения под рабочим напряжением с помощью резистивных и индукционных датчиков. Весьма эффективно ведется поиск места частичных и других разрядов с помощью прибора Ultraprobe 2000, использующего преобразование ультразвуковых колебаний в звуковые;

  • тепловизионное обследование с выявлением местных повышенных нагревов бака, вводов, радиаторов, маслонасосов и вентиляторов при работе трансформатора под нагрузкой. Эффективно обследование местных нагревов бака при работе на холостом ходу;

  • вибрационное обследование по программе обработки VESTA (разработка НИЦ «Вибро-Центр», г. Пермь), выявляющее снижение прессовки обмотки и магнитопровода, дефекты креплений маслонасосов. Проводится под нагрузкой и на холостом ходу;

  • ГХА масла по девяти газам, в том числе углеводородов С3 и С4;

  • определение концентрации фуранов для оценки степени старения и деструкции твердой изоляции;

  • определение концентрации ионола и продуктов старения в масле;

  • определение влагосодержания масла с помощью метода Карла Фишера кулонометрическим титрованием (методика МЭК);

  • измерения tg d и удельной проводимости масла, определение их зависимости от температуры с отбором проб из бака, вводов и устройства РПН;

  • контроль загрязнений в масле.

Обследованию предшествует анализ повреждаемости данного типа трансформатора, режимов работы, результатов профилактических измерений, испытаний и осмотров в эксплуатации.

Один из очень важных результатов работы НПО «Техносервис-Электро», подтверждающий эффективность комплексного обследования: из числа трансформаторов, отработавших по 25 лет и более, 25 % не требовали даже учащения диагностики, 45 % требовали учащения, 30 % - немедленного вывода из работы.

В НПО «Техносервис-Электро» за 1997-1999 гг. обследовано около 200 трансформаторов 35-500 кВ от 6 300 до 1 000 000 кВ-А, со сроком службы от 12 до 54 лет [52, 162, 210].

Комплекс обследования, используемый БП «Электросетьсервис» и лабораторией трансформаторов ОАО «ВНИИЭ», включает примерно те же операции, что и перечисленные выше и развивается в соответствии с трехуровневой программой обследований, описанной в п. 5.1. Только за 1995-1996 гг. специалисты этих организаций обследовали и дали рекомендации по дальнейшей эксплуатации 160 единиц крупного трансформаторного оборудования, имеющего большую наработку [6, 231].

Специалистами ПЭИГЖ (С.-Петербург) сформулирован минимально необходимый объем комплекса обследования крупных силовых, трансформаторов. Об этом докладывалось на заседании Совета по; диагностике при Уралэнерго в 1999 г. и на семинаре «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем», прошедшем в 2001 г. (ВНИИЭ - НЦ ЭНАС, Москва).

Минимально необходимый комплекс содержит контроль физико-химических и электрических параметров масла, ГХА масла, определение давления масла, определение влажности твердой изоляции (по заложенным в трансформатор образцам), электрических параметров изоляции при рабочем напряжении, интенсивности и места ЧР, обследование с помощью тепловизора. Желательно выявление деформации обмоток с помощью определения сопротивления КЗ и метода низковольтных импульсов, а также виброконтроль прессовки обмоток и сердечника [211].

В качестве примера комплекса обследования, принятого за рубежом, рассмотрим программу оценки работоспособности сетевых трансформаторов 275 и 400 кВ с большим сроком службы в энергокомпании National Grid Co pic (Великобритания). Компания обслуживает 280 подстанций, на которых работают 700 трансформаторе мощностью 100-1000 MB-А.

В объем комплексных испытаний входят: подробный анализ масла с определением содержания газов (ГХА), влаги, фуранов, фенолов и крезолов, кислотного числа и других параметров, проверка газового реле, контроль разрядов на радиочастотах, обследование с помощью тепловизора. Периодически проводится измерение tg d вводов и осмотр устройства РПН.

Специальные виды испытаний: анализ частотных характеристик моток, оценка состояния изоляции с помощью измерений сопротивления изоляции обмоток, tg d , восстанавливающегося напряжения или поляризационных характеристик, измерения сопротивления обмоток постоянному току. Проводится измерение тока холостого хода. При питании внешнего источника повышенного напряжения определяется наличие частичных разрядов акустическими и радиочастотными датчиками. При осмотре с неполной разборкой используются эндоскопы.

Периодическое проведение комплексных обследований поддерживает надежность работы трансформаторов на хорошем уровне, коэффициент вынужденных перерывов в работе не превышает 0,3 % в год [81].

Практический порядок обследования. В качестве примера проведения процедуры обследования трансформатора после его внезапного отключения от сети приведем рекомендации, сформулированные организацией ZPBE Energopomiar-Elektryka (Польша) на базе многолетнего опыта оценки состояния крупных трансформаторов. Следует отметить высокий уровень ухода за трансформаторами и успешное использование передового мирового опыта польскими энергетиками.

Рекомендованы основы правильных действий персонала, способы постановки точного диагноза, принятия оптимального решения при идентификации дефекта, а также способы устранения дефекта.

Вступительные действия обследования начинаются с наружного осмотра трансформатора. Основные объекты осмотра:

  • уровень масла в расширителе и в устройстве РПН;

  • наличие течей бака, охладителей, маслопроводов, устройства РПН;

  • термосигнализаторы (уставка и значение на трансформаторе);

  • вспомогательные устройства: насосы, вентиляторы, привод устройства РПН, охладители и т.п.;

  • проходные изоляторы (царапины, трещины фарфора, утечка масла, следы разрядов);

  • защитная мембрана бака;

  • рабочие и защитные заземления (нижние зажимы);

  • ограничители перенапряжений;

  • осушители (изменение цвета абсорбента) и уровень масла в поддоне;

  • привод устройства РПН;

  • защита от чрезмерного роста давления внутри бака;

  • уровень масла и наличие газов в газовом реле.

Опыт ZPBE показал, что с помощью наружного осмотра выявлялось около 25 % повреждений трансформатора, что подчеркивает значение правильно проведенного осмотра.

Важнейшей частью обследования после внезапного отключения трансформатора является регистрация действий релейной защиты и работы аварийного регистратора. К примеру, чрезвычайно важным является анализ работы аварийного регистратора в отношении токов КЗ через трансформатор, времени КЗ, изменения напряжения и т.п. Необходимо также учесть возможность ошибочных действий защиты, что на практике случается достаточно часто.

Самым эффективным средством выявления дефектов является масла, что подтверждает многолетний опыт, статистика и корреляция ГХА масла с результатами наружного осмотра трансформаторов, подозреваемых в наличии дефектов.

Наиболее частыми дефектами, которые выявляются с помощью ГХА масла, являются перегревы с высокой температурой (30-50 %), несколько меньшая доля дефектов (30-40 %) - с наличием электрических разрядов, сочетание обоих этих видов дефектов представляют 2-7 % повреждений.

Критерии оценки состояния трансформатора на основе ГХА масла включают значения максимальных концентраций газов, раство- ренных в масле, и допустимую динамику их прироста, а также общее количество горючих газов [48].

Как уже отмечалось выше, польские энергетики допускают различную концентрацию газов в масле для блочных и сетевых транс- форматоров. По сравнению с требованиями МЭК 60599 [44] и российского РД 153-34.0-46.302-00 [46] допустимые концентрации по всем газам в 2-5 раз выше (кроме СО и СО2, граничные значения которых заданы польскими энергетиками в 2-3 раза ниже).

Исследуются также газы, находящиеся в газовом реле после аварийного отключения трансформатора. Результаты выявляют такие процессы, как выделение газов при разложении масла или твердой изоляции, понижение уровня масла из-за неплотностей бака или недолива масла, наличие сильного потока масла из бака в расширитель, например при КЗ внутри бака. Ложные срабатывания газового реле могут быть вызваны движением масла при механических смещениях конструкции, перенасыщением масла воздухом из-за недо- статков обработки масла, а также случайными замыканиями в цепях защиты.

Большое значение в рекомендациях придается концентрации суммы горючих газов, растворенных в масле. Типичными пределами концентрации для медленно развивающихся повреждений блочных трансформаторов являются 2200-3700· 10-6 отн. ед., сетевых - 2500-3700· 10 -6 отн. ед., опасное состояние наступает при концентрациях 3700 - 7500 · 10 -6 отн. ед., а предаварийное - при концентрациях более 7500· 10 -6 отн. ед.

Для масла проводится определение физико-химических параметров, диэлектрических характеристик и влагосодержания.

При подробном обследовании трансформатора, кроме обычной программы, предусматриваемой профилактическими измерениями проводятся следующие специальные процедуры:

  • измерения токов намагничивания, резко увеличивающихся при наличии замкнутых витков в обмотках. Оценка состояния производится сравнением с ранее полученными значениями или измеренными на других фазах. Эти измерения весьма просты и тем не менее очень эффективны, так как выявляют однозначно наличие виткового замыкания. Это достаточно важно, потому что в случае виткового замыкания дальнейшие испытания уже излишни. Ремонт этого типа повреждения на месте установки трансформатора невозможен. Измерения проводятся на напряжении 220 В. С этого испытания начинают послеаварийное обследование, измерения токов проводят до измерения сопротивления обмоток (появляющееся при этих измерениях остаточное намагничивание сердечника может вызвать значительную погрешность);

  • определение сопротивления обмоток с помощью одновременного измерения тока и напряжения или мостового метода. При соединении обмоток в треугольник сопротивления по фазам определяются расчетным путем;

  • измерения при переключении отводов, которые чаще всего производятся мостом Келлера, либо методом вольтметра;

  • измерения сопротивления изоляции обмоток, производящиеся обычно мегаомметром с моторным приводом на напряжение 2,5 кВ либо еще большим с использованием зажима «экран» для измерений по зонам. В настоящее время эти измерения считаются вспомогательными, по их результатам отбраковка не производится;

  • испытания переключателя напряжения под нагрузкой (РПН) по специальной методике, разработанной ZPBE, основанной на анализе процесса переключения.

Применяются также не требующие инструкцией по эксплуатации трансформаторов дополнительные виды испытаний, в частности, измерения частичных разрядов (производятся аппаратурой, позволяющей устранить влияние помех, например, приборами фирмы Tettex), измерения емкости и tg d обмоток (также проводимых помехозащищенной аппаратурой, например, мостом М4000 фирмы Doble), анализ частотной характеристики (с приложением к обмотке трансформатора низкого напряжения с частотой, изменяемой в широких пределах от 100 Гц и выше, и одновременной регистрации ответной реакции обмотки [81], однофазные измерения ZK, заменяющие трехфазные измерения сопротивления рассеяния (рекомендованные инструкцией по эксплуатации).

В завершение проводится опыт холостого хода, всегда предшествующий включению трансформатора в работу.

Значительную часть рекомендаций составляет анализ действий релейной защиты и персонала с перечислением видов дефектов, вызывающих срабатывание одного или нескольких видов релейной защиты.

Анализ возможности и вероятности повреждения производится с учетом положения переключений в сети, которое было в данный момент (либо сразу перед отключением трансформатора).

Подробное ознакомление с конструкцией трансформатора и с опытом оценки состояния и проведения обследований значительно влияет на достоверность анализа и конечных выводов. Авторы показывают это на примерах.

В заключение излагается подход к принятию решения о дальнейшей судьбе трансформатора. Подчеркивается, что в решении не существует готовых шаблонов, а заключительный анализ должен провести точную интерпретацию результатов измерений, оценить их соответствие допустимым пределам, а также учесть работу релейной защиты, обстоятельства аварии, схему коммутации подстанции, специфику конструкции трансформатора. Возможная неоднозначность проявления дефектов требует, чтобы принятие решения опиралось на использование нескольких методов измерений или испытаний. Подтверждением наличия дефекта является отбраковка по крайней мере по результатам двух , разных измерений, а также по результатам ГХА или испытаний масла.

Если появились хотя бы небольшие сомнения в отношении точности и правильности результатов измерений, это следует, безусловно, выяснить, например, путем точного анализа либо повторения измерений.

Особенно сложным является принятие решения, когда необходимо оставить трансформатор в работе, несмотря на наличие дефекта. При этом определяются необходимые ограничения режима работы. Также высокой квалификации требует принятие решения о том, где производить ремонт трансформатора - на месте или на заводе. Обычно такие решения принимаются вместе с представителями завода [194].

Краткие выводы

  • В настоящее время идет процесс замены стратегии периодически проводимых профилактических работ на систему профилактики, зависящей от состояния объекта, что приносит немалый экономический эффект. Дальнейшие преимущества может дать концепция системы обслуживания по обоснованной надежности, допускающей продолжение эксплуатации дефектного оборудования с приемлемой степенью риска.

  • Эффективная система профилактики обеспечивает повышение надежности работы оборудования за счет снижения числа и продолжительности аварийных и ремонтных выходов из строя, своевременный вывод в ремонт и тем самым продление срока службы оборудования. Предупреждение аварийного выхода из строя крупных трансформаторов позволяет получить такой значительный экономический эффект, что становится целесообразным использование даже весьма сложных средств измерения, обработки данных и выдачи результатов контроля.

  • Организация оптимальной эксплуатации трансформаторов, имеющих длительный срок службы, требует проведения программ массового обследования парка трансформаторов. Во многих странах приняты многоуровневые программы обследований парка трансформаторов, содержащие минимально необходимый набор методов оценки состояния оборудования.

  • Принятая в РАО «ЕЭС России» программа обследования трансформаторов проводится на трех уровнях: штатный контроль в работе службами энергопредприятий; более сложный, требующий особой аппаратуры и, как правило, отключения трансформатора от сети, контроль специализированными организациями; совместное с представителями заводов-изготовителей обследование по программе, разработанной индивидуально для данного трансформатора с определением его работоспособности.

  • Действенность профилактического обслуживания по состоянию подтверждает практика массовых обследований, проводившихся в последнее время. Для парка отечественных трансформаторов со сроком службы 25 лет и более показано, что срочного вывода из работы требуют не более 2 % трансформаторов, а половина трансформаторов вообще могут работать без ограничений и ремонта в ближайшие годы. Критической может считаться наработка в 45-50 лет.

  • Полный комплекс мероприятий по оценке состояния трансформатора и определения его работоспособности включает непрерывный и периодический контроль параметров в работе и подробные обследования в отключенном состоянии. Отсутствие универсальных и однозначных параметров оценки состояния трансформатора делает необходимым применение оптимально подобранного комплекса методов его контроля, всестороннего учета всех обстоятельств работы трансформатора при решении вопроса о его дальнейшей работе. Особенно сложным является принятие решения, когда необходимо оставить трансформатор в работе, несмотря на наличие дефекта. При этом определяются необходимые ограничения режима работы. Также высокой квалификации требует принятие решения о том, где производить ремонт трансформатора - на месте или на заводе. Обычно такие решения принимаются вместе с представителями завода-изготовителя.

  • Эффективность профилактики определяется правильными действиями персонала после выявления ненормальностей в работе трансформатора, оптимальным выбором комплекса обследования, принятием правильного решения при идентификации дефекта, точной постановкой диагноза, выбором наиболее рационального способа устранения дефекта.

Примером прогрессивного подхода к оценке состояния трансформаторов, опирающегося на концепцию стратегии ухода, сформулированную СИГРЭ, является комплекс обследования, используемый НИЦ «ЗТЗ-Сервис» (Украина).

  • Важным условием эффективного ухода за крупным парком трансформаторов является наличие современного информационного обеспечения системы обследования с обширной базой накапливаемых данных.

6. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ

6.1. Общие требования и возможности

Наибольшей эффективностью в предупреждении аварий трансформаторов обладают системы непрерывного контроля, использующие комплекс датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов развивающихся при работе дефектов.

Результаты измерений контролируемых параметров в системе отображаются в удобном для использования виде и сохраняются для возможности сравнения и выявления тенденций изменения по времени. Кроме непосредственно измеряемых данных, в систему вводятся сведения о предыдущих условиях эксплуатации. Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза, но учет прошлых режимов работы и ранее измеренных значений позволяют полнее оценить общее состояние трансформатора, прогнозировать процесс его ухудшения.

Множество параметров, которые необходимо обрабатывать в таких системах, сложные логические связи, подлежащие выявлению, необходимость быстрого анализа и оперативного принятия решения требуют высокой степени автоматизации систем контроля.

Автоматизированные системы контроля применяются уже продолжительное время. Существует много работающих систем с частичным охватом контролируемых параметров, т. е. с резко ограниченным числом видов выявляемых дефектов.

Общими для систем непрерывного контроля является цель - выявление на ранней стадии развития опасных для трансформатора дефектов непосредственно во время работы. Также общим является наличие общей системы обработки, анализа и отображения в удобном для эксплуатационного персонала параметров состояния трансформатора. Различными являются комплексы чувствительных к дефектам датчиков, методы выявления опасного состояния узлов трансформатора.

К настоящему моменту широкий охват контролируемых параметров, наибольшую глубину проработки и опыт эксплуатации имеют три зарубежные системы непрерывного контроля: система TPAS (США), система компании Siemens (ФРГ) и система ABB Secheron (Швейцария).

Разработки автоматизированных систем непрерывного контроля силовых трансформаторов проводятся также в России и странах СНГ. Примерами могут служить система СДИСТ (СКТБ Мосэнерго), система для Трипольской ГРЭС нескольких предприятий Украины, система, разработанная университетом в Твери. Наиболее глубоко проработанной является система для АСУ ТП подстанций, разработанная в ГНЦ РФ «ВЭИ». Однако сведений об опыте эксплуатации таких систем пока нет.

Растущую роль автоматизированных систем контроля состояния трансформаторов показывает Ганноверская промышленная ярмарка-выставка, прошедшая с 20 по 25 марта 2000 г.

В области трансформаторостроения на ярмарке сравнительно слабо были представлены новые разработки крупных трансформаторов. Видимо, сыграла свою роль либерализация рынка электроэнергии, потребовавшая в первую очередь экономии инвестиций (их уровень, например, в ФРГ, снизился с начала процесса либерализации с 13,5 до 7 млрд марок). В энергетике преобладает общая тенденция к лучшему использованию существующих трансформаторов. В результате на ярмарке были широко представлены системы непрерывного контроля состояния трансформаторов, позволяющие осуществлять уход за ними с учетом рабочего состояния.

В отличие от предыдущих лет, системы непрерывного контроля предлагаются для мощностей трансформаторов, начиная уже от 10 МВ-А. Подчеркивается возможность объективной оценки состояния трансформаторов на основе непрерывного контроля температур, токов, напряжений, концентрации водорода и влаги в масле. Системы контроля рассчитаны как на новые трансформаторы, так и на работающие длительное время.

Компания Alstom Schorch Transformatoren представила сведения об автоматической системе непрерывного контроля состояния типа MS 2000 для трансформаторов мощностью более 100 МВ-А и типа MS 1000 для трансформаторов мощностью от 10 до 100 МВ-А.

Компания Siemens поставляет систему непрерывного контроля состояния Sitram+ второго поколения на базе вычислительной системы Simatic, получающей сигналы от датчиков, установленных на трансформаторе, производящей обработку, анализ и визуализацию данных измерений. Система обеспечивает раннее обнаружение дефектов в трансформаторе и извещение об этом на пульте управления. Применение системы позволяет перейти к системе ухода за трансформатором по его состоянию, что снижает эксплуатационные расходы.

Компания VA Tech Elin Transformatoren также поставляет систему непрерывного контроля и диагностики трансформаторов с выдачей рекомендаций по уходу.

6.2. Системы контроля с частичным охватом параметров

Первые работы в области создания автоматизированных систем непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов по нескольким параметрам проводились с начала 80-х годов.

В США в этот период в некоторых организациях начались разработки автоматизированной системы, вначале с ограниченным числом контролируемых параметров. Эти разработки к настоящему времени привели к созданию наиболее универсальной системы с широким охватом выявляемых дефектов - TPAS (Transformer Performance Analysis System). Разработки автоматизированных систем контроля к этому времени велись и в других странах: Италии, Финляндии, Японии.

Упрощенная система непрерывного контроля, разработанная компанией ASEA-Brown Boveri Т & D Inc., Raleigh (North Carolina), определяет содержание в масле трансформатора водорода, оксида углерода и смеси метана и этана (измерения проводятся с помощью металлооксидных датчиков концентрации газов в пространстве, отделенном от масла мембраной), контролирует частичные разряды, вибрации трансформатора и температуру масла. Частичные разряды выявляются по комбинации сигналов, получаемых с индуктивной катушки и емкостной обкладки на вводе высшего напряжения [62].

Для преобразовательных силовых трансформаторов мощностью 200 МВ-А, установленных на межсистемной связи Fenno-Scan, на подстанции 400 кВ энергокомпании Imatran Voima OY, с 1988 г. установлена система PTCMS, контролирующая температуры в наиболее нагретых точках обмоток с помощью 22 волоконно-оптических датчиков, частичные разряды с помощью акустических датчиков

и выделение водорода в масло трансформатора. Контролируется непрерывно режим работы трансформаторов по токам и напряжениям, фиксируется число срабатываний устройства РПН. Система разработана компанией ABB Stroemberg Power Oy [73, 233].

В национальной энергокомпании Италии Enel первая автоматизированная система такого рода установлена на автотрансформаторе 420/130 кВ мощностью 250 МВ-А. В систему вводятся данные о напряжениях и токах, давлении масла, температуре окружающего воздуха, сердечника, верхних слоев масла, охладителей на входе и выходе, о концентрации горючих газов в масле, о положении коммутационных аппаратов и устройства РПН, о срабатываниях защиты и сигнализации. Система состоит из двух блоков - обработки данных (вблизи трансформатора) и сопоставления данных (в помещении управления подстанцией). Блоки соединены волоконно-оптическим каналом связи с возможностями передачи сигналов со скоростью 2,5 Мбит/с [234].

Упомянутая выше среди экспонатов Ганноверской выставки-ярмарки система MS 2000 разработана компанией Alstom Schorch Transformatoren. Датчиками системы служат трансформаторы тока на вводах, измерительные отпайки вводов, накопители максимальных воздействий, измерители температуры верхних слоев масла и окружающего воздуха, индикаторы содержания газов (водорода) и влаги в масле. Для устройства РПН контролируются позиции, токи, усилия в двигателе привода, в основе контроля - метод сравнения с прежними данными.

Связь датчиков с компьютером, находящимся в здании управления подстанцией, осуществляется помехозащищенными линиями (скручивание проводов или оптоволокно).

Система выполнена на базе промышленных компьютеров и имеет обширную программную часть, обеспечивающую сбор, обработку, запоминание, визуализацию и дальнейшую передачу данных. Система имеет модули: допустимой перегрузки, старения изоляции, управления вентиляторами. Используется принцип стабилизации уровня масла в расширителе. Регулирование режима охлаждения направлено на удлинение срока службы [235].

На разработке и поставке отдельных составляющих систем автоматизированного контроля состояния трансформаторов специализируется компания J.W. Harley (США). В ней, в частности, разработан комплекс программ SAGE, осуществляющий обработку, анализ данных и постановку диагноза и имеющий математические, статистические и логические функции обработки. Сбор данных производится в базе Access или Oracle. На основе программ SAGE осуществляются системы контроля, оценивающие состояние изоляции и ее остаточный срок службы, используя алгоритмы диагностики.

Компания J.W. Harley поставляет также системы контроля трансформаторов, имеющих устройства РПН. Специалисты этой компании разработали датчик, определяющий относительную влажность масла.

Датчики и программы SAGE этой компании используются, в частности, в энергокомпании Commonwealth Edison (США), проводящей программу исследования поведения в работе крупных силовых автотрансформаторов. Под контроль поставлены два стержневых автотрансформатора производства General Electric и два броневых автотрансформатора производства Westinghouse. Все трансформаторы - на напряжение 345/138-34,5 кВ мощностью 300 МВ-А.

Во время работы контролируется температура масла на входе и выходе каждого охладителя, измеряемая с помощью датчиков на магнитных присосках, помещенных на подводящей и отводящей масло трубах. Частичные разряды измеряются четырьмя помещенными на баке акустическими датчиками. Кроме обычного отбора проб масла для анализа растворенных в нем газов, применен прибор Syprotec Hydran 201 Ti для непрерывного контроля содержания водорода, оксида углерода, этилена и ацетилена. В декабре 1998 г. установлен также разработанный EPRI датчик Micromonitors MMTG А/Н, определяющий концентрацию газов в масле на трансформаторах с пленочной защитой масла. Датчик определяет концентрацию водорода, кислорода, ацетилена, этилена, оксида углерода, диоксида углерода, метана, этана и азота.

Передача измеряемых данных осуществляется по радио с помощью промышленного передатчика WIT 95 на частоте 900 МГц и соответствующей антенны микроволнового диапазона [236].

6.3. Системы контроля состояния оборудования всей подстанции

С начала 90-х годов начались разработка и внедрение автоматизированных систем контроля состояния оборудования всей подстанции, включая силовые трансформаторы. Примерами таких систем являются разработки компании General Electric Industry and Power Systems (США) - система Smart Substation на штатных средствах контроля, разработки интегрированных систем контроля подстанций под руководством института электроэнергетики США EPRI [15].В единую систему контроля, защиты и управления подстанцией включен разработанный фирмой ABB Calor Emag Schaltanlagen (ФРГ) комплекс разнообразных высокочувствительных датчиков непрерывного контроля состояния оборудования подстанции, в том числе трансформаторов, кабельных вводов, коммутационной аппаратуры: выключателей, разъединителей, заземлителей, а также КРУ с элегазовой изоляцией [103].

Примером системы АСУ, несущей функции диагностики состояния оборудования, является система интегрированной автоматики подстанции 1SAS энергокомпании GPU Energy (США) [237].

На подстанции Hilltop в энергокомпании Minnesota Power применена система-советчик Cannon Technologies Substation Advisor для контроля трансформаторов и выключателей, работающая совместно с системой АСУ подстанции типа GE Harris D20. Датчики системы Advisor контролируют давление в баке, токи и окружающую температуру. Усовершенствованным датчиком, заменившим прежний термодетектор, производится контроль температуры верхних слоев масла в баке. По полученным данным, система определяет температуру наиболее нагретой точки в трансформаторе и относительное старение изоляции из-за перегрева.

Есть идея о применении системы для контроля характеристик линий с использованием локального сервера с теледоступом через Интернет или Интранет [238].

Энергокомпания Dayton Power & Light внедрила автоматизированную диагностическую систему для силовых трансформаторов и выключателей на 60 своих подстанциях. На оборудовании устанавливаются дополнительные датчики для непрерывного слежения за состоянием аппаратов. В числе устанавливаемых для этого устройств - крепящийся магнитом индикатор нагрева для определения разности температур между баком, в котором находится устройство РПН, и основным баком. Это позволяет проводить ремонт устройств РПН по необходимости, а не по расписанию, как это было до сих пор. Для автотрансформаторов применен непрерывный контроль концентрации горючих газов в масле с датчиком, устанавливаемом в сливной трубе радиатора. Особенно важен непрерывный контроль состояния для устаревших, изношенных трансформаторов.

Диагностические программы, имеющиеся в системе CMMS (Computerized Maintenance Management System), используются также для обучения персонала. Устройства и система контроля для разных подстанций могут быть разными, вообще непрерывный контроль введен лишь на 30 % подстанций этой энергокомпании.

Существуют и коммерческие системы интегральной диагностики подстанции, например, система GE Harris ISCS, применяемая энергокомпаниями Ontario Hydro, Tacoma Public Utilities, National Grid. Набор программ ABB Power Rich позволяет выполнить систему диагностики и ведения ухода за оборудованием подстанции, предупреждающую его повреждения, которая легко осуществляется на обычном персональном компьютере [239].

6.4. Контроль с экспертными системами

Дальнейшим развитием автоматизированного контроля трансформаторов является использование экспертных систем для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу. Примером может служить диагностическая информационная система для трансформаторов Insite™, рекомендуемая компанией Doble Engineering (США). Это самообучающаяся экспертная система, выявляющая дефекты, определяющая изменения в работе трансформатора и дающая рекомендации по уходу за ним.

Измеряются параметры режима работы, тангенс угла диэлектрических потерь и емкость вводов, токи по фазам, напряжения и токи электродвигателей насосов и вентиляторов. Измеряются влагосодержание масла, температура верхних и нижних его слоев, концентрация растворенных в масле газов. Измеряются температура, ток двигателя устройства РПН, его положение.

Система Insite включает шесть главных частей: датчики, блок обработки данных, линию связи, сервер, математическое обеспечение анализа с помощью экспертной системы, матобеспечение интерфейса с пользователем. Передача данных от блока обработки данных к серверу производится периодически или в случаях нарушения режимов. Двухсторонняя связь этого блока с сервером в системе Insite осуществляется с помощью местной сети связи или телефонной сети. Система контролирует состояние выключателей, трансформаторов, их вводов, трансформаторов тока. При сбоях в работе персоналу посылается тревожный сигнал. Сообщение содержит описание анормальности и рекомендации по мерам, которые должны быть приняты.

Типичный пример тревожного сообщения, посылаемого системой Insite: «Существенные изменения на вводе № Н2. Тангенс утла диэлектрических потерь этого ввода 2,75 %, а его изменение - 1,3 % в месяц. Емкость этого ввода 333 пФ, и она изменяется на 0,4 % в месяц по сравнению с номинальной. Если эти изменения продолжатся, ввод надо будет заменить [40, 217, 237, 239].

Институтом электроэнергетики США EPRI разработана система Xvisor для диагностики состояния трансформаторов. Она обрабатывает результаты измерений датчиками и коррелирует с информацией о нагрузочных способностях и особенностях конструкции трансформатора. Это дает беспрецедентные возможности анализа состояния оборудования. Система Xvisor автоматически оценивает состояние трансформатора, решает проблемы постановки диагноза, определяет необходимые меры при возможном развитии дефекта. Дальнейшее развитие этой системы предполагает создание базы знаний об устройствах РПН и вводах трансформаторов. Как минимум девять крупных компаний используют систему Xvisor [40].

Одна из первых экспертных систем для диагностирования повреждений на подстанции и обработки оперативной информации была разработана в университете г. Афины (Греция) в 1991 г. Одна из ее подсистем была предназначена для контроля состояния силовых трансформаторов.

На Украине разработкой автоматизированных систем непрерывного контроля состояния трансформаторов под нагрузкой занимались организации «Варта», «Киевэнергодиагностика», «Донбассэнерготехнология», ПО «Запорожтрансформатор», Киевский политехнический институт и [240,241].

В автоматизированных системах контроля работы трансформаторов может быть использован серийно выпускаемый ПО «Киев- прибор» информационно-диагностический комплекс «Регина», осуществляющий обработку и регистрацию сигналов, построение графиков изменений параметров, анализ состояния оборудования [242].

6.5. Комплексные автоматизированные системы

Первой системой контроля состояния силовых трансформаторов, предназначенной для выявления максимально возможного числа видов дефектов на ранней стадии их развития, является разработанная в США система TPAS(Transformer Performance Analysis System). Принципиальное отличие этой разработки - создание новой концепции комплексного контроля состояния трансформатора, основанной на моделировании возможных процессов в трансформаторе при изменении его нагрузки и внешних условий и сравнении с реальными показаниями измерительных датчиков на трансформаторе.

Разработки начались с 80-х годов. Массачусетсом технологическим институтом, компанией Westinghouse, несколькими крупными энергокомпаниями. Прототип системы был введен в энергосистеме Consolidated Edison в 1986 г. Демонстрационная модель системы работала в энергосистеме American Electric Power на автотрансформаторе 765/345/34,5 кВ мощностью 500 MB-А с 1990 г. Уже в середине 1992 г. система использовалась на 18 крупных силовых трансформаторах.

Система TPAS разработана для выявления возникающих при работе трансформатора дефектов типа частичных пробоев изоляции, ослабления механической прочности из-за коротких замыканий, появления точек перегрева в обмотке и сердечнике, повреждений комплектующих узлов - устройств РПН и вводов. Системой через короткие промежутки времени контролируются наиболее важные параметры, отражающие состояние трансформатора. В основу положены связи этих параметров с выявляемыми с их помощью дефектами (табл. 5).

Таблица 5

Связь параметров с выявляемыми дефектами

Контролируемые параметры

Вид дефекта

Влага в масле

4 и 8

Газы в масле

1-7

Частичные разряды

1,2,5,6,7

Температура

1,3,4

Вибрация

1,3

Uпр масла

4,6,7

Перегревы

1,3,4

Примечание. Приняты следующие обозначения видов и проявлений дефектов: 1 - дефект в обмотке; 2 - дефект изоляции; 3 - дефект сердечника; 4 - горячие точки; 5 - дугообразование; 6 - пузырьки газа; 7 - грязь в масле; 8 - утечки в системе.

Кроме датчиков, контролирующих эти параметры, система использует измерительные трансформаторы тока и напряжения для контроля режима работы, датчики положения устройства РПН, включения и отключения вентиляторов и насосов, сведения о геомагнитных возмущениях (рис. 16).

Рис. 16. Структурная схема работы системы TPAS

Как уже сказано выше, особенностью системы TRAS является использование математических моделей поведения отдельных узлов трансформатора (концепция Model Based Monitoring). Модели содержат постоянные и переменные коэффициенты, с помощью которых может прогнозироваться характеристика трансформатора при определенных условиях эксплуатации. Некоторые коэффициенты модели являются адаптивными, они изменяются в зависимости от рабочего режима трансформатора. Так, например, на входе такой модели может быть ток перегрузки , а на выходе – потери I 2 R. В этом случае могут вводиться дополнительные зависимости сопротивления R от внешней температуры, положения переключателя паек и т.п.

Для каждого датчика системы модель рассчитывает ожидаемые результаты измерений, и время от времени они сравниваются с фактическими данными. Если разница представляет статистически значимую величину, это сигнализирует об ухудшении состояния данного узла. Применение адаптивных моделей резко повышает чувствительность к аномалиям за счет меньшей зависимости от условий режима работы трансформатора.

На рис. 17 поясняется работа математической модели в системе TRAS.

В системе TRAS , в частности, применены тепловая модель поведения изоляции (определение наиболее нагретой точки), модель процесса выделения газов из масла и модель установления равновесия влаги между маслом, воздухом и твердой изоляцией.

Критериями выявления дефектов могут являться пороговые значения измеренных величин, отличие их от значений, прогнозируемых соответствующей моделью, тенденции изменения значений по времени, отношения значений. Выявление дефектов сопровождается выдачей тревожных сигналов.

В системе TRAS производятся краткосрочный и долгосрочный анализы данных измерений. Краткосрочный анализ использует поминутные измерения, прогноз делается адаптивной моделью. Применение адаптивной модели позволяет приспособить систему к любому конкретному трансформатору.

Долгосрочный анализ тенденций изменения характеристик включает проверку постоянных, входящих в уравнения модели. Таким образом, модель вовремя адаптируется по этим постоянным. Слежение за постоянными уравнений моделей дает возможность выявления их небольших изменений под воздействием внешних по отношению к трансформатору условий (см. рис. 17).

Тенденции к изменениям проявляются уже в начальной стадии развития дефектов в трансформаторе, при их выявлении можно провести корректирующие мероприятия прежде, чем наступит повреждение.

Рис. 17. Структурная схема модуля с математической моделью

Для примера, с помощью модели поведения влаги в масле рост увлажнения может быть прекращен внешними воздействиями прежде, чем потребуется дорогостоящая обработка масла.

В системе TPAS применены некоторые специальные виды чувствительных датчиков.

Акустические датчики частичных разрядов представляют собой стекловолоконные стержни, которые являются чувствительными приемниками акустических сигналов. При установке в масле они выявляют ультразвуковые сигналы от разрядов в изоляции, преобразуя их в электрические с помощью контактирующих с ними пьезоэлектрических преобразователей. Такие стержни-приемники весьма чувствительны и к разрядам, возникающим при статической электризации масла в трансформаторе. Датчики могут быть установлены на трансформаторе при реконструкции, через крышку бака или люки. При невозможности установки стержней-приемников на баке трансформатора устанавливаются чувствительные микрофоны, защищенные от воздействий внешней среды. Внешние датчики могут быть установлены и при наличии внутренних. Кроме того, имеется еще один внешний датчик, реагирующий на звуки дождя, града и другие посторонние звуки. Специальная тестирующая схема периодически проверяет функционирование всех частей системы акустических датчиков.

Датчик влаги в масле, специально разработанный для системы TRAS, непрерывно определяют относительную влажность масла. Его показания сверяют с моделью равновесия влаги в системе изоляции. Выявляются изменения увлажненности масла в работе, которые могут снизить его электрическую прочность, вызвать выделение пузырьков газа из твердой изоляции, привести к ускоренному старению бумаги.

Датчик газов, растворенных в масле, является в основном детектором водорода, но он также немного чувствителен к газам СО, С2Н2 и С2Н4 , выделяющимся внутри трансформатора. Соответствующая модель определяет возможные изменения концентрации газов в масле.

Датчики температуры размещены в верхних и нижних слоях масла в баке трансформатора, а также в окружающем воздухе.

Для вычисления температур нагревов верхних слоев масла и самых горячих точек в трансформаторе используется модель теплового состояния, рекомендованная IEEE. Сравнение с расчетными значениями температуры для измеренных значений рабочего тока трансформатора позволяет выявить неполадки в системе охлаждения.

На основе показаний датчиков температуры производится температурная компенсация всех других датчиков и моделей.

Датчики влаги, газов и температуры масла устанавливаются в шунтирующей охладители ветви циркуляции масла. Краны и люки на крышке бака трансформатора используются для установки датчиков частичных разрядов и температуры верхних слоев масла. Кабели от датчиков выведены в небольшой ящик на трансформаторе, где находятся интерфейсы и устройство обработки данных.

Опыт эксплуатации системы TPAS. Первые опыты проводились в 1989 г. на трансформаторе 248/8000 В мощностью 50 кВ•А. Первый прототип системы TPAS проверялся на складе завода, на трансформаторе 2300/400 В мощностью 500 кВ •А. В последующем с помощью системы TPAS стали проводиться тепловые испытания крупных трансформаторов на заводе. Длительная проверка работы системы осуществляется на семи демонстрационных объектах, представляющих собой трансформаторы на напряжения ВН 230-765 кВ мощностью 125-500 МВ-А.

По мере накопления опыта эксплуатации установок TPAS, продолжается их совершенствование в направлении применения более чувствительных датчиков для контроля устройств РПН и вводов, усовершенствования алгоритмов обработки сигналов (особенно частичных разрядов), использования метода искусственных нейронных сетей для интерпретации тревожных сигналов и для проверки состояния датчиков, расширения набора моделей процессов, происходящих в трансформаторе (миграции влаги, образования пузырьков, статической электризации потоком масла). Ведутся разработки по усовершенствованию датчиков непрерывного контроля газа, применения виброконтроля распрессовки обмоток и магнитопровода, неразрушающих испытаний прочности масла, оптических датчиков температуры наиболее нагретых точек [100, 101, 243, 244].

6.6. Система контроля компании Siemens

В основе системы непрерывного контроля состояния трансформатора, разработанной компанией Siemens, лежит широкое применение стандартных вычислительных средств, позволяющих обработать измеряемые датчиками сигналы, провести их анализ, осуществить удобное для персонала отображение и выдать предупреждение об опасных режимах. Модульный принцип с легкой заменой отдельных модулей и использование стандартных интерфейсов обеспечивают большую гибкость системы, приспособляемость ее вариантов к требованиям заказчика.

Система включает комплект датчиков, аналого-цифровые преобразователи и компьютерную часть (рис. 18). Выполняется система в двух вариантах.. В первом варианте вся система, т. е. аппаратура обработки данных и персональный компьютер размещены в одном шкафу, который монтируется непосредственно на трансформаторе. Чтобы противостоять погодным воздействиям (в зависимости от места установки), шкаф снабжается системами охлаждения и подогрева, включаемыми в зависимости от температуры и влажности в шкафу.

Рис. 18. Модульная структура системы непрерывного контроля силового трансформатора компании Siemens:

1- центр управления; 2 - модем; 3 - токи, напряжения, температура; 4 - обработка данных, АЦП 16 бит; 5 - ведущий компьютер RS 232; б - вариант I, весь комплект на трансформаторе; 7 - вариант II, обработка данных на трансформаторе, компьютер - в центре управления

Во втором варианте на баке трансформатора располагается только аппаратура приема и обработки данных. Персональный компьютер стандартного исполнения находится в здании пункта управления. Модули аналого-цифрового преобразования разных групп датчиков соединены между собой интерфейсами RS485, а с персональным компьютером - интерфейсом RS232. С помощью компьютера производится обработка данных, запоминание и оценка результатов измерений, кроме того, осуществляется связь с внешними системами. При втором варианте системы для связи компьютера с системой контроля используется интерфейс RS485, который позволяет для избавления от помех применить волоконно-оптический канал связи. Для обработки и архивирования данных применен промышленный компьютер, рассчитанный на длительную непрерывную работу.

В комплект датчиков, поставляющих информацию о состоянии отдельных узлов трансформатора, могут входить:

  • электрические и акустические датчики частичных разрядов, реагирующие на быстро развивающиеся дефекты изоляции;

  • датчики содержания влаги в масле, сигнализирующие об увлажнении изоляции;

  • устройства непрерывного анализа газов, растворенных в масле, определяющие наличие локальных и общих перегревов, разрядов или дугообразования внутри трансформатора;

  • измерители температуры в разных точках, выявляющие отклонение режимов от нормальных и общие перегревы;

  • устройства контроля диэлектрических характеристик вводов, использующие в качестве датчиков измерительные обкладки на них.

Датчики имеют систему самопроверки.

Для контроля режима работы трансформатора собираются данные о токах, напряжениях, геомагнитных возмущениях, положениях устройства РПН, о рабочем состоянии вентиляторов и насосов, о других параметрах разных узлов.

В последней из разработанных установок контролируется 45 параметров, перечисленных ниже:

Контролируемые параметры Число датчиков
Напряжение 3
Ток 5
Положения отпаек РПН 1
Температура в разных точках 10
Газы, растворенные в масле 4
Влажность масла 1
Включение насосов и вентиляторов 4+4
Скорость потоков:  
воздуха 4
масла 4
Уровень масла:  
в расширителе 1
в баке устройства РПН 1
Давление масла во вводах ВН 3

В основе математического обеспечения системы контроля - операционная система Microsoft Windows (95 или NT). Программа обеспечивает управление системой, обработку и запоминание данных, а также визуализацию данных на экране персонального компьютера.

Первая ступень работы программы - обработка данных. Каждую минуту проводится весь комплекс измерений и рассчитываются физические значения, в том числе коэффициент старения, полная продолжительность работы трансформатора и т.п. Все измеренные параметры отображаются на экране и при необходимости распечатываются.

Вторая ступень - выявление перехода за допустимый предел одного или нескольких параметров. Для каждого из физических параметров может быть установлен свой предел. Если надо, задействуется тревожная сигнализация. После выдачи файла с тревожной информацией и измеренными значениями за последние 2 ч через модем посылается сообщение с ними в удаленные компьютеры (до 3 шт.).

По прошествии каждого часа запускается команда на сжатие данных. Результаты 60 поминутных измерений сжимаются в один пакет данных, характеризующих этот час.

Последовательность действий показана на рис. 19.

Почасовые данные, а также одноминутные за 30 дней архивируются на жестком диске. По прошествии 30 дней одноминутные данные стираются. Архив минутных данных помогает, например, анализировать данные специальных испытаний во время включения-отключения трансформатора.

Благодаря сжатию и сокращению данных необходимый объем памяти на один трансформатор в год снижен до 3 Мбайт. Так, например, фиксируется только максимальное в течение часа значение концентрации газов в масле.

Рис. 19. Последовательность действий при сжатии и запоминании данных в системе компании Siemens

Во время работы системы протоколируются все сведения об изменениях режима работы трансформатора и возникновении дефектов, о начале и конце работы системы непрерывного контроля.

Передача информации на удаленные терминалы реализуется с помощью модема. Изображение на экране ведущего компьютера непрерывно передается на компьютеры пульта управления или диспетчерского пункта. Это позволяет их персоналу анализировать данные контроля.

Пример передаваемого на пульт управления сообщения приведен на рис. 20.

Тревожное сообщение на экране ЭВМ пульта управления имеет вид: «Непрерывный контроль силовых трансформаторов» НОВОЕ СООБЩЕНИЕ

Пример страницы с регистрацией тревожных сообщений приведен на рис. 21.

Эффективным методом определения в трансформаторе дефектов на ранней стадии их развития является анализ газов, растворенных в масле. Непрерывный контроль содержания растворенных в масле газов в системе Siemens проводится с помощью датчика Hydran, изготовленного компанией Syprotec. Этот датчик чувствителен не только к водороду, он заметно реагирует на оксид углерода (18 % чувствительности) и этилен (8 % чувствительности). Точность измерений составляет ± 10 % полной шкалы или ± 25 • 10 -6отн. ед. по водороду. Если датчик Hydran показывает повышение концентрации водорода или смеси газов в масле, можно взять пробу масла из контролируемого трансформатора, провести в лаборатории полный анализ по всем характерным для дефектов газам, уточнить диагноз и получить уверенную основу для принятия дальнейших мер.

Дополнительно в масле определяется содержание влаги, позволяющее оценить увлажненность твердой изоляции. Для измерения влаги в масле используется полупроводниковый датчик, который, так же как и датчик газа в масле, монтируется на трубопроводе, ведущем от трансформатора к охладителю, что позволяет осуществить контроль масла, протекающего через обмотку. Современные датчики способны определить влагосодержание масла порядка нескольких частей на миллион.

Чтобы определить использованный ресурс или остаточный срок службы, необходимы сведения о перегрузках и тепловых процессах в трансформаторе. Нагрузка трансформатора определяется с помощью измерений токов и напряжений. Измерение напряжений производится на измерительных обкладках вводов. Диапазон частот при измерениях напряжений находится в интервале от 50 Гц и до единиц мегагерц. С помощью измерений напряжения можно также оценить продолжительность работы трансформатора: если напряжение к трансформатору не приложено, прекращается отсчет времени часов работы.

Рис. 20. Пример передаваемого на пульт управления сообщения (система Siemens)

11.05.98 13:52:46

11.05.98 13:52:46

Трансформатор 2, блок 6

Температура охладителя 1:

73,5 ºС > предела [50 ºС]

11.05.98 14:04:28

11.05.98 14:04:28

Трансформатор 413, п/ст Клауэнфусс

Температура наиболее нагр. точки:

100,1 ºС > предела [98 ºС]

11.05.98 14:10:42

11.05.98 14:10:42

Трансформатор 212, п/ст Нойштадт

Температура наиболее нагр. точки:

150,0 0 С > предела [110 0 С]

11.05.98 14:10:42

Температура наиболее нагр. точки:

150,0 0 С > предела [100 0 С]

Рис 21. Пример регистрации тревожных сообщении (система Siemens)

Датчики напряжения, работающие с измерительных обкладок вводов, находятся в работе 4 года на трансформаторе 200 МВ-А и 2 года - на трансформаторе 350 МВ-А. Такими датчиками снабжены еще два трансформатора большой мощности в ФРГ. Напряжение можно измерять и внешним измерительным трансформатором.

Токи измеряются во всех трех фазах обмотки ВН и по одной фазе на СН и НН. В комбинации с положением устройства РПН это позволяет рассчитать нагрузку трансформатора.

Основой для оценки использованного ресурса является анализ процесса старения бумажно-масляной изоляции, определяемого тепловыми процессами, в первую очередь, наибольшими рабочими температурами. Для контроля этих процессов измеряется температура масла с помощью термосопротивлений РТ100.

Температура верхних слоев масла хорошо определяется по температуре в верхней части охладителя, измеряемой в трубе, ведущей к радиаторам, в отличие от измерений температуры на крышке бака, которые в большей степени зависят от погодных условий. По температуре верхних слоев масла с помощью методики, предписанной стандартами, рассчитывается температура наиболее нагретых точек и оценивается старение трансформаторной изоляции.

Измерения температуры в нижней части охладителя и наружная температура дают информацию о правильности работы охладителя. Эти измерения, а также фиксация времени включения и отключения насосов и вентиляторов, определяющая продолжительность их работы, и позволяют проводить профилактику по состоянию этих элементов трансформатора.

Измерения скорости масла и потока воздуха через охладители, а также значения нагрузки и положение устройств РПН позволяют контролировать эффективность системы охлаждения. Это поможет, например, выявлять засорения радиаторов.

Уровень масла в расширителе и баке устройства РПН, а также давление масла во вводах позволяют контролировать состояние этих узлов.

Опыт эксплуатации системы. Первая система непрерывного контроля силовых трансформаторов компании Siemens была установлена в 1997 г. на блочном трансформаторе мощностью 200 МВ-А, работающем на сеть 220 кВ и на сетевом трансформаторе мощностью 300 МВ-А в сети 400 кВ. В 1998 г. планировалось оснащение еще трех крупных силовых трансформаторов.

Результаты работы системы на трансформаторе мощностью 200 МВ-А были подробно проанализированы в первые полгода ее работы.

Трансформатор работал в основном (около 70 % времени) с постоянной нагрузкой около 140 МВ-А. Вследствие этого температуры масла были очень стабильны. Температуры масла на входе и выходе охладителя, температура охлаждающей воды и расчетная температура наиболее нагретой точки колебались в пределах 3-6 °С (не более). Разница температур в верхней и нижней частях охладителя составляет 2 °С. Максимальное расчетное значение температуры наиболее нагретой точки составило 71,8 °С. Это соответствует коэффициенту износа 0,05, рассчитанному для теплового старения по «шестиградусному» правилу, т. е. пренебрежимо малому для этого режима работы.

Показания датчика Hydran в пределах точности соответствуют результатам полного лабораторного анализа газов в масле, свидетельствующим о «здоровом» состоянии трансформатора.

За 2500 ч с начала работы по показаниям датчика Hydran концентрация смеси газов, монотонно возрастая, выросла с 22 до 120х10 -6 отн. ед., в течение следующих 1000 ч, оставаясь практически неизменной. В .течение этого времени анализы показали заметный рост концентрации оксида углерода (до 386•10-6 отн. ед.), что вполне обычно. Концентрации водорода и суммы углеводородов СхНy были ниже 10•10-6 отн. ед.

Влажность воздуха в расширителе имела постоянно низкое значение, так как при работе в режиме постоянной нагрузки трансформатор практически не «дышит». Влажность масла составляла 4-5 • 10-6 oth. ед. и немного возрастала в периоды отключения или снижения нагрузки. Вообще увлажненность масла в пределах нескольких миллионных частей является для нового масла нормальной.

Контроль состояния вводов в системе осуществляется с помощью измерения напряжения на обкладках ввода. Пробой между конденсаторными обкладками внутри ввода вызывает изменение напряжения на измерительной обкладке. Если предположить, что пробой не наступает одновременно на всех вводах трех фаз, то имеем возможность выявления частичного пробоя при сравнении измерений на трех фазах. Для маслобумажных вводов 400 кВ, имеющих 75 обкладок, на основе практических наблюдений был установлен критический порог разницы напряжений между фазами несколько ниже 2 %.

Такие изменения легко отличить от колебаний напряжения в сети, которые находятся в пределах до 1 %. При работе системы непрерывного контроля выходов за эти пределы не наблюдалось.

Для оценки нагрузки на переключатель устройства РПН используются данные о токах нагрузки и числе переключений устройства РПН на разные положения отпаек обмотки. Определяется суммарная нагрузка на переключатель. За 5 мес. работы системы накопленная сумма коммутируемых токов составила 294,3 кА на фазу. Наиболее часто переключения происходят при рабочих токах около 300 А. Для контроля устройства РПН применена система ТМ100, измеряющая момент на валу переключателя и температуру в зоне устройства РПН. Определяется износ контактов.

Система контроля может устанавливаться как на новых, так и на работающих трансформаторах, особенно, при их реконструкции.

При установке системы контроля на трансформатор требуются дополнительные фланцы для датчиков газа и влаги в масле, а также для измерения скорости масла. Эти фланцы привариваются к трубопроводам, ведущим от бака трансформатора к охладителю.

Надо отметить, что большое внимание при контроле состояния вышеуказанных трансформаторов уделялось и методам выявления дефектов при обследовании трансформаторов в отключенном состоянии. Кроме традиционных измерений электрических характеристик, использовались анализ переходных функций трансформатора с помощью импульсной и частотной характеристик и измерения частичных разрядов при повышенном напряжении. В частности, при измерениях частичных разрядов был выявлен дефект внешнего разрядника на шинах подстанции.

Результаты эксплуатации системы непрерывного контроля, введенной в работу с января 1997 г., считаются удовлетворительными [102, 245, 246].

Дальнейшее расширение использования этой системы непрерывного контроля распространяется на трансформаторы малых и средних мощностей с использованием автоматизированной системы Sitram 100. В настоящее время компания Siemens считает целесообразным уста- новку таких систем на трансформаторах мощностью от 10 МВ-А [247].

6.7. Система контроля компании ABB Secheron

Компанией ABB Secheron разработан проект системы непрерывного контроля силовых трансформаторов мощностью более 100 МВ-А. Первый образец системы введен в работу в начале 1997 г. на трансформаторе 220/65 кВ мощностью 185 МВ-А на подстанции Fiesch (Швейцария). Эта система, подобно американской системе TPAS, использует сравнение измеряемых значений с получаемыми на математических моделях процессов в трансформаторе (нагрев верхних слоев масла, увлажнение и газосодержание масла). Сравнение проводится с использованием принципов искусственного интеллекта (сети Кохонена).

При работе трансформатора непрерывно измеряются следующие параметры:

  • нагрузка трансформатора;

  • температура верхних слоев масла;

  • температуры бака и окружающего воздуха;

  • концентрация растворенных газов и влажность масла;

  • вибрация бака;

  • перенапряжения и токи КЗ в каждой фазе.

Контролируются срабатывания газового реле, реле перегрузки и режим работы охладителей.

По оценке экспертов системой ABB Secheron выявляется 80 % дефектов, ведущих к повреждениям.

Наибольшее число дефектов определяется примененным в системе датчиком содержания газов в масле типа Hydran 201 Ri, поставляемым компанией Syprotec. Датчик выявляет растворенные в масле водород и оксид углерода, пропускаемые мембраной. Время реакции датчика на появление этих газов составляет 10-20 мин. Датчик работает по принципу топливного элемента. Протекающий через его электроды ток растет с увеличением концентрации растворенных в масле газов.

Ввиду того, что старение маслобумажной изоляции резко ускоряется при ее увлажнении, системой непрерывно определяется увлажненность масла, а о количестве влаги в твердой изоляции судят косвенным способом: по равновесному влагосодержанию в системе масло-картон. Для оценки увлажненности масла в трансформаторе применен тонкопленочный полупроводниковый датчик, емкость которого зависит от влагосодержания масла. Сравнение с измерениями по методу Карла Фишера показало, что точность измерений составляет около 3 %.

Во время работы трансформатора система контролирует параметры нагрузки и температуры в разных его частях. Для непосредственного измерения температуры наиболее нагретых точек внутри обмотки установлены точечные оптические датчики. Значительно большую информацию о нагревах внутри трансформатора можно было бы получить от распределенных волоконно-оптических датчи-ков, но трудность выполнения и сложность измерений позволяют применять их только при лабораторных опытах и для решения принципиальных вопросов конструкции, но не для мониторинга на месте установки. Точность применяемых в настоящее время точечных оптических датчиков составляет ±1 °С.

Для измерений вибрации используются обычные акселерометры, устанавливаемые на баке, причем вибрация записывается каждый раз с появлением перенапряжений.

Перенапряжения измеряются на вводах напряжения 65 кВ с помощью емкостного делителя напряжения. Повреждения витковой или главной изоляции могут быть выявлены с помощью измерения частичных разрядов в изоляции, проводимых по той же схеме на отключенном после воздействия перенапряжений трансформаторе. Для измерений ЧР на работающем трансформаторе разрабатываются методы подавления влияния короны и электромагнитных помех.

Для оценки возможной деформации обмоток после воздействий КЗ разрабатывается метод с измерением реактивного сопротивления рассеяния на работающей машине. В случае КЗ большой кратности предполагается в отключенном состоянии проводить анализ переходной функции обмоток частотным или временным методом.

Рассматриваются возможности использования в системе контроля состояния вводов ВН с помощью измерений tg d и емкости и пофазного сравнения результатов, а также с помощью ГХА масла вводов.

Важной задачей системы контроля на будущее является оценка состояния устройства РПН. Возможности для этого – контроль момента на валу, токов нагрузки электропривода, наблюдение за процессом коммутации, измерение температуры масла контактора, использование прогнозирования износа контактов при измерениях рабочего тока.

Сбор и обработка данных измерений производится системой Т- МАР 2230, разработанной компанией J.W. Harley и позволяющей обрабатывать и отображать данные непрерывного контроля 17 аналоговых и 16 дискретных сигналов с частотой слежения 150 или 1920 ГЦ (отображение токов КЗ). Для сокращения объема памяти данные сжимаются до одного значения каждый час на каждом канале измерения. Благодаря этому память системы хранит данные за 3 мес. Модем между системой обработки данных и ПЭВМ позволяет отображать данный на удаленном терминале и с него же управлять потоком данных.

Сигналы от датчиков обрабатываются двумя системами на подстанции и далее передаются на центральный компьютер. Система Т-МАР 2230 собирает эти данные, а также фиксирует срабатывания газового реле, сигналы изменения состояния системы охлаждения и сигналы перегрузки. Для записи перенапряжений и вибрации бака используется цифровой осциллограф.

С помощью соответствующего математического обеспечения результаты непрерывного контроля отображаются на мониторе ПЭВМ, что дает возможность быстрого выявления изменений характеристик масла или подачи тревожного сигнала.

Требования к компьютеру: класс не ниже IBM-386, 8-16 Мбайт оперативной памяти, операционная система классом не ниже DOS 5,0, Windows 3,1 - Windows 95, модем со скоростью не ниже чем 2400 Бод, монитор SVGA, графический принтер.

Результаты эксплуатации системы непрерывного контроля, введенной в работу в январе 1997 г., удовлетворительные, получены хорошие совпадения между измеряемыми значениями и получаемыми на математических моделях (температура верхних слоев масла, влажность и газосодержание масла). Для оценки эффективности прогнозирования изменений характеристик периодически определяется разница между моделью и данными контроля.

Летом 1997 г. были зафиксированы перенапряжения на вводах 65 кВ. Из-за отсутствия анормальных режимов пока нет данных о корреляции между перенапряжениями, токами КЗ и состоянием трансформатора. Отмечается, что для принятия решения о состоянии трансформатора нужен больший объем анализируемых данных, в частности, о выходах трансформатора из строя и связанных с ними эффектах медленного старения [50, 144, 248].

Краткие выводы

  • Предупреждение аварий трансформаторов наиболее эффективно достигается системами непрерывного контроля с комплексом датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов, развивающихся при работе дефектов. Обработка большого количества данных, требования к удобному отображению результатов и оценки состояния трансформатора требуют автоматизации такой системы.
  • С начала 90-х годов автоматизированные системы начинают применяться за рубежом, вначале с ограниченным числом непрерывно контролируемых параметров (нагрузка, перенапряжения, нагрев масла, выделение газов). Контроль распространился на все оборудование подстанций, включая трансформаторы, а автоматизированные системы стали частью АСУ ТП подстанций.

К настоящему времени число автоматизированных систем контроля трансформаторов исчисляется сотнями. Разработки таких систем проводятся и у нас в стране, однако сведений об их опыте эксплуатации пока нет.

  • Автоматизация с широким применением вычислительной техники привела к разработке комплексов программ обработки, анализа и отображения данных контроля. Дальнейшим развитием автоматизированного контроля трансформаторов является использование для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу экспертных систем.

Такие функции выполняет диагностическая информационная система для трансформаторов Insite™, рекомендуемая компанией Doble Engineering (США). Это самообучающаяся экспертная система определяет изменения в работе трансформатора, выявляет дефекты и дает рекомендации по уходу за трансформатором на основе данных непрерывного контроля и предыстории его эксплуатации.

  • Наиболее совершенные средства выявления дефектов в работающем трансформаторе - комплексные автоматизированные системы непрерывного контроля, которые начали применяться за рубежом в последнее десятилетие. Такие системы применяются на самых крупных, особенно ответственных трансформаторах.

Примерами служат три зарубежных системы непрерывного контроля: система TPAS (США), система компании Siemens (ФРГ) и система ABB Secheron (Швейцария). Они имеют наибольшую глубину проработки, широкий охват контролируемых параметров, высокую достоверность постановки диагноза и значительный опыт эксплуатации на крупных трансформаторах.

  • Системы непрерывного контроля особенно важны как средство перехода к профилактике, опирающейся на реальное состояния трансформатора, которая приводит к сокращению расходов на обслуживание и продлевает срок службы работающих трансформаторов. Эффективны и системы, контролирующие ограниченное число параметров, например, нагрев и выделение газов в масло.
  • Кроме функций выявления дефектов, система непрерывного контроля может решать задачи управления режимом силового трансформатора. Например, существует возможность с помощью соответствующего регулирования охлаждающих устройств держать температуру постоянной. Следствием этого было бы меньшее увлажнение благодаря пониженному «дыханию» трансформатора, и, тем самым, продление срока его службы.

7. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ

7.1. Необходимость автоматизации оценки состояния

Решение такой сложной задачи, как постановка диагноза состояния оборудования на основе многих контролируемых параметров с учетом особенностей объекта контроля, его режимов работы и предыстории его эксплуатации, требует переработки большого количества информации, невозможной без автоматизации этого процесса. Применение автоматизированных систем постановки диагноза при оценке состояния оборудования началось в середине 80-х годов.

Внедрение «интеллектуальных» систем облегчило труд эксплуатационного персонала, повысило эффективность управления режимом и достоверность оценки состояния трансформатора, устранило многие ошибки персонала. Особенно эффективно использование экспертных систем постановки диагноза с базами знаний, составленными квалифицированными специалистами по отдельным направлениям диагностики.

При отборе контролируемых параметров для базы знаний экспертной системы решается оптимизационная задача получения максимальной информации о состоянии объекта контроля при минимально возможном объеме применяемых средств и методов контроля. При такой оптимизации важную роль может сыграть объективная оценка информативности отдельных признаков дефектов и контролируемых параметров трансформатора. Предложена классификация признаков, которые делятся в зависимости от вероятности появления признака для объектов с данным диагнозом на признаки с детерминированной и условной диагностическими ценностями. Неоднозначно проявляющиеся признаки имеют частную диагностическую ценность [110].

Количественная оценка вероятности появления признака требует статистического анализа результатов обследования многих транс- форматоров после их повреждений.

7.2. Алгоритмический подход

Первым шагом по пути к созданию автоматизированной системы принятия решения о состоянии машины стал алгоритмический подход к процедуре принятия решения.

Примером такого подхода может служить система управления обслуживанием крупных силовых трансформаторов, разработанная в Японии в конце 80-х годов и действующая на основе комплекса алгоритмов оценки состояния трансформаторов. Система контролирует уровень масла в расширителе, температуру масла, содержание газов и их состав, частичные разряды в изоляции [249].

Другим примером могут служить разработанные для автоматизированной системы управления работой Загорской гидроаккумулирующей электростанции [250] простейшие алгоритмы выявления нарушений режима работы трансформаторов:

  • на основе сравнения тока нагрузки, температуры верхних слоев масла и ее разности с температурой окружающего воздуха с заданными уставками, с учетом длительности перегрузки по току;

  • на основе сравнения рабочего напряжения обмоток НН и ВН с заданными уставками, с учетом длительности перенапряжения и количества случаев перенапряжения за текущие сутки, за предшествующий год и за весь срок службы;

  • на основе сигналов о работе дифференциальной защиты;

  • на основе сигналов газового реле.

Параметры допустимых режимов (кратности и длительности перегрузок и перенапряжений, число перенапряжений) соответствуют инструкции по эксплуатации силовых трансформаторов.

На выходе алгоритмов - сообщения о вероятных дефектах трансформатора (ускоренный износ, повреждение системы охлаждения, повреждение магнитопровода, возможность аварийного выхода из строя), рекомендации по промежуточным мероприятиям (проверка действий релейной защиты, проведение осмотра, проведение обследования в отключенном состоянии, проверка газов на горючесть), по дальнейшему ведению режима (продолжать, разгрузить трансформатор, принять меры к снижению перенапряжений, отключить, вывести в ремонт).

Помогают процедуре принятия решения и отдельные программы интерпретации значений контролируемых параметров для оценки состояния трансформаторов.

Для повышения эффективности оценки состояния трансформатора при обследованиях, проводимых ОАО «ВНИИЭ» и БП «Электросетьсервис» [6], используется комплект программ оценки состояния трансформаторного оборудования и высоковольтных вводов для персонального компьютера, включающий:

  • программу оценки состояния трансформаторного оборудования по результатам хроматографического и физико-химического анализов масла;

  • программу расчета среднего влагосодержания твердой изоляции обмоток трансформатора;

  • программу оценки опасной деформации обмоток трансформатора;

  • программу оценки состояния высоковольтных вводов.

7.3. Интерактивная интерпретация данных

Применяемые системы автоматизации принятия решения имеют различные возможности, вплоть до простейшего удобного представления данных для принятия решения самим оператором.

Примером такой системы является разработанная в Польше цифровая программа для ЭВМ, позволяющая наглядно представить результаты ГХА масла трансформатора применительно к нескольким методам интерпретации этих результатов. Отдельно полученные концентрации ключевых газов и их отношения сравниваются с критериями методов Дорненбурга, Роджерса, Дюваля, метода отношений газов. Имеется возможность вводить концентрации 11 газов и 6 вариантов отношений. Получаемые на мониторе решения предоставляются как по каждому из методов в отдельности, так и в общем поле, суммирующем результаты оценки отдельными методами. Это позволяет специалисту, проводящему анализ, сопоставить их между собой и с учетом условий эксплуатации, типа трансформатора и другой информации принять оптимальное решение по оценке работоспособности трансформатора и наиболее вероятному виду проявляющихся дефектов [251].

7.4. Экспертные системы

Создание исчерпывающих по полноте алгоритмов постановки диагноза представляет собой чрезвычайно сложную, часто неразрешимую задачу из-за трудностей алгоритмизации учета таких факторов, как предыстория эксплуатации объекта контроля, опыт работы подобных объектов, множества влияющих на оценку состояния факторов, связанных взаимными ассоциативными связями.

Построение правил и моделей ситуации при решении задач оперативной диагностики представляет большие трудности и практически без использования знаний высококвалифицированных экспертов обойтись нельзя. Для осуществления работы в реальном времени это возможно только при использовании экспертных систем принятия решения [252].

Внедрение таких систем коренным образом повысило достоверность диагноза по результатам контроля состояния оборудования. В этом случае используются интеллектуальные возможности человека, багаж накопленного им практического опыта, знания многих экспертов, объединенных в общей базе знаний экспертной системы.

Нельзя смешивать экспертные системы с системой экспертных оценок, когда много экспертов дают абстрактную оценку какого-то факта, а потом эти оценки суммируют и берут среднее. В экспертной системе база знаний формируется из собранных мнений всех экспертов по какому-либо факту, а на их основании уже ставится диагноз.

Сущность экспертной системы состоит в следующем: записанные в формализованном виде мнения экспертов по какому-либо факту введены в базу знаний системы. База знаний построена по типу «ЕСЛИ..., ТО...», например: «Если коэффициент полимеризации бумажной изоляции обмоток становится равным или меньшим 250, то ресурс изоляции считается исчерпанным» [1]. Таких правил в базе знаний столько, сколько требуется, чтобы всесторонне оценить состояние обследуемого узла. База знаний системы диагностики силового трансформатора может содержать несколько сотен правил.

Экспертная система позволяет заложить в базу данных («базу знаний») знания самых опытных специалистов, которые не всегда под рукой, когда надо решать вопрос о состоянии машины, например, когда нужно реагировать на тревожные сигналы системы непрерывного контроля.

Экспертные системы приобрели большое значение именно для постановки диагноза при оценке состояния оборудования. Это объясняется тем, что для решения сложных, многофакторных задач в них используются базы знаний большого объема, содержащие результаты опыта, накопленного высококвалифицированными специалистами при эксплуатации и испытаниях многих машин.

При использовании экспертной системы решения, обобщающие большой объем измерительной информации, получаемой от системы контроля, могут приниматься значительно быстрее, чем это может сделать сам работающий персонал электростанции. Экспертная система может привлечь внимание оператора к ненормально протекающему режиму или к отклонениям в состоянии оборудования, чтобы принять решение о его замене или ремонте. С помощью экспертной системы можно оптимизировать график плановых остановов, мероприятия по профилактике, минимизировать стоимость обслуживания и ремонта, снизить число вынужденных остановов блока, время вынужденного простоя, повысить коэффициент готовности блока.

Для принятия решения о дальнейшей работоспособности машины необходимо проанализировать очень большое количество данных, характеризующих режим и состояние оборудования. Особенно затруднительно принятие решения оператором работающей машины в периоды изменений режима, например, во время пуска или внезапных переходных процессов, а также при быстром развитии дефекта. В этих случаях неоценима помощь экспертной системы, формулирующей точное описание состояния оборудования, дающей рекомендации с указанием необходимых действий персоналу, с определением приоритета действий и оценкой вероятных последствий невыполнения рекомендованных действий для оперативного персонала.

Раньше всех обоснование необходимости экспертных систем было сформулировано в Японии. Проведенный там анализ динамики численности высококвалифицированных электриков показал, что их доля стремительно снижается, уходят опытные специалисты и сохранение багажа их знаний возможно лишь с применением современных средств информатики и принципов искусственного интеллекта - вложив его в базу знаний экспертных систем [253].

В базе знаний экспертно-диагностической системы находятся диагнозы и рекомендации, вытекающие из конструкции объекта контроля, правил и практики обслуживания и поддержания работоспособности оборудования. База знаний создается на основе коллективных знаний и опыта высококвалифицированных технических экспертов. Если система сталкивается с непредвиденной ситуацией, оператор извещается о необходимости постановки нового диагноза. Каждый такой новый диагноз вводится в базу знаний системы.

Рабочая группа СИГРЭ 11.02 в 1994 г. проанализировала применение экспертных систем контроля и диагностики в применении к гидрогенераторам. Многие выводы из этого анализа можно распространить и на оценку состояния силовых трансформаторов.

Важным является установление единой терминологии в отношении контрольных и диагностических систем. Авторы обобщения предлагают терминологически разграничить эти функции, используя следующие определения:

экспертная система (Expert System) — система с использованием вычислительной техники, основанная на базе знаний и направленная на интеллектуальную оценку и принятие решения. Система не включает простейшие решения типа алгоритмов контроля и функционального контроля (в том числе, для защитных устройств);

экспертная система непрерывного контроля (Monitoring Expert System) - система с ЭВМ, непрерывно получающая сигналы и данные измерений в динамике от работающей машины, имеющая также базу знаний и выдающая решение о ведении режима в реальном масштабе времени. Главная особенность системы - выдача рекомендаций в очень короткий срок после возникновения дефекта;

экспертная система диагностики (Diagnostic Expert System) -система с ЭВМ, получающая данные измерений, проведенных при диагностических испытаниях на остановленной машине и выдающая рекомендации о возможности дальнейшей эксплуатации машины с использованием базы знаний. Система - диалоговая, время выдачи рекомендаций сравнительно длительное.

Для гидрогенераторов приемлемой была признана стоимость экспертной системы порядка 1,5-5,0 % стоимости контролируемой машины [154].

Можно отметить, что именно для оценки состояния изоляции, как особо ответственной и сложной задачи, были разработаны первые экспертные системы в энергетике.

Количество и объекты применения экспертных систем выросли в геометрической прогрессии за последние 15-20 лет. Все шире применяются они и для оценки состояния силовых трансформаторов.

7.5. Примеры экспертных систем

Примером современной системы контроля состояния трансформаторов с автоматизированной постановкой диагноза может служить диагностическая информационная система для трансформаторов Insite™ (см. гл. 6). В нее включена самообучающаяся экспертная система, определяющая изменения в работе трансформатора, выявляющая дефекты и дающая рекомендации по уходу за ним [40, 217, 237,239].

На симпозиуме СИГРЭ по диагностике трансформаторов в Берлине в 1993 г. были описаны три таких системы.

Наиболее универсальная из них разработана в университете штата Вашингтон (США) и использует опыт шведской энергокомпании Vattenfall для контроля состояния крупных трансформаторов. Система рассчитана на ввод данных контроля трансформаторов с помощью ГХА масла по семи газам, жидкостной хроматографии для оценки состояния твердой изоляции, акустических измерений внутренних частичных разрядов в трансформаторе и измерений переходной функции трансформатора для контроля смещений обмоток из-за воздействия КЗ. При сравнении с критериями оценки система использует принципы нечеткой логики [58, 254].

На симпозиуме была описана экспертная система постановки диагноза TRANEX для эксплуатирующихся силовых трансформаторов, разработанная для использования в центре управления иранской энергосистемы TAVANIR. Экспертная система имеет блок оценки недостаточно определенной информации, работающий с использованием нечеткой логики [255].

Экспертная система TRAPES, разработанная в университете El Fenosa (Испания), предназначена для оценки состояния одного конкретного трансформатора и проверялась на опытном стенде, состоящем из двух трансформаторов 1,5 и 2,0 МВ-А, 15/0,4 кВ. В систему вводятся данные от термопар, размещенных на сердечнике, в масле, контролирующих окружающую температуру, от волоконно-оптических датчиков, размещенных на обмотке, от датчиков вибрации и перемещения, от датчика поступления газа в газовое реле и расходомера на охладителях. На стенде моделируются перегрузки, КЗ, перенапряжения [256]. Структура системы TRAPES, типичная для экспертных систем, приведена на рис. 22.

Экспертная система TFDES, разработанная в университете г. Нанкин (КНР), использует для диагностирования повреждений в силовых трансформаторах главным образом данные ГХА масла. Оценка состояния производится также с использованием аппарата нечеткой логики [257].

Экспертные системы решают все более широкий круг вопросов, включая повышение эффективности обслуживания, ведения режима и оценки конструкции силового трансформатора.

Успешно ведутся разработки в области создания экспертных систем для диагностики оборудования подстанций в институте электроэнергетики США EPRI. Особое внимание уделяется контролю состояния трансформаторов с большим сроком службы [15, 131]. Институтом разработана упомянутая выше, в разделе 6, система диагностики состояния трансформаторов Xvisor, использующая принципы экспертной системы [40].

Диагностические экспертные системы для оценки состояния создавались и в нашей стране.

Рис. 22. Структура диагностической системы TRAFES

Созданию таких систем и их элементов были посвящены сообщения на совещании по контролю состояния трансформаторов в апреле 1997 г. на ВВЦ в Москве. В выступлениях от энергосистем Свердловэнерго, Ленэнерго, Владимирэнерго, НПО «Техносервис-Электро» указывалось на необходимость создания экспертной системы диагностики, выявляющей большинство дефектов трансформаторов.

При создании экспертных систем диагностики отмечаются трудности ввода данных оценки состояния твердой изоляции на базе жидкостной хроматографии и характеристик частичных разрядов, оцениваемых с помощью акустических датчиков.

Экспертно-диагностическая система для силовых трансформаторов Нурекской ГЭС разрабатывалась в ВНИИЭ. Минимальный объем вводимой в архивные файлы базы данных системы следующий: Паспортные данные трансформатора, результаты ГХА масла и анализа его физических и химических характеристик, результаты контроля состояния изоляции [258].

На базе разработок ВНИИЭ и ОРГРЭС, в частности, осуществлена экспертная система диагностики как часть прототипа интеллектуальной системы принятия решений в объединенном информационном пространстве электростанции. Система непрерывного контроля и диагностическая экспертная система обслуживают все основное оборудование Загорской ГАЭС, включая и силовые трансформаторы на напряжение 500 кВ [250].

В Норильском индустриальном институте предложены принципы построения экспертной системы для нового поколения АСУ, осуществляющей диагностику и управление режимами силовых трансформаторов (ДЭСТР). Непрерывно контролируемыми параметрами являются уровень и температура масла, температура воздуха, средняя нагрузка за определенный промежуток времени. Дополнительная информация , которую нужно ввести в систему: концентрации водорода и горючих газов в масле, интенсивность частичных разрядов, значения напряжения короткого замыкания, изоляционные характеристики вводов, число КЗ, число перенапряжений, вибрация, шумы и др. Оценка параметров должна вестись с использованием аппарата нечеткой логики [259].

Для Чебоксарской ГЭС университетом ЧГУ создана экспертно-диагностическая система оценки состояния трансформаторного оборудования, позволяющая мотивировать вывод в ремонт на основе непрерывного контроля и диагностики рабочего состояния трансформаторов вместо системы периодических ремонтов. С помощью экспертной системы принимается решение об останове оборудования, контролируется качество выполненного ремонта.

Существует большое количество экспертных систем, решающих частные задачи диагностики. Так, экспертные системы для интерпретации результатов ГХА масла создавались в различных странах (Японии, Швеции, КНР, Тайване, США) [253,254,257,260,261].

Элементы экспертной системы заложены в цифровой программе для облегчения интерпретации результатов ГХА масла, используемой в Польше и упомянутой выше [251].

Как сообщалось на семинаре РАН «Кибернетика электрических систем», в Ивановском ГЭУ создана автоматизированная система оценки состояния силовых трансформаторов на базе данных ГХА масла. В этих разработках рассматривалась возможность прогнозирования скорости развития дефекта и в конечном счете - определения остаточного срока службы трансформатора [262].

Разработанная в ВЭИ экспертная система диагностики «Трансформатор», применяемая с 1987 г., для принятия решения о состоянии изоляции также использует результаты ГХА масла. Учитываются сведения о профилактических испытаниях, ремонтах, рабочих режимах трансформатора [263], которые в базу знаний вводятся вручную.

Примером системы для автоматизированной интерпретации результатов измерений частичных разрядов на УВЧ в изоляции высоковольтного оборудования является экспертная система, применяемая на одном из заводов компании Siemens. Ее создатели подчеркивают трудности реализации чисто алгоритмической системы расшифровки измерений частичных разрядов.

Результаты измерений частичных разрядов и их обработки с применением нечеткой логики используются для оценки срока службы трансформаторов в системе, разработанной в технологическом институте Musachi (Япония).

Для выявления места повреждений на подстанции распределительных сетей с помощью методов топологического анализа также используется экспертная система, основанная на базе данных по повреждениям, составленной по многолетнему опыту эксплуатации подстанций в Южной Корее.

7.6. Экспертная система комплексного обслуживания

Применяя экспертную систему, можно построить и весь комплекс мероприятий по обслуживанию оборудования. Примером такого комплекса может служить система «Альбатрос», разработанная Уральским ГТУ и Свердловэнерго.

В систему (первый уровень базы данных) вводятся результаты измерений параметров трансформаторов и внешних воздействий на них. Система проверяет достоверность показаний датчиков, приводит результаты к единой температуре, по требованию выдает паспортные данные («историю болезни», списки установленного оборудования). На основе результатов ГХА масла система выдает вид дефекта и степень развития. Ввод в базу данных - ручной.

Далее полученные результаты измерений передаются в базу данных сетевого предприятия, представляющую второй уровень. Обработка данных на втором уровне производится инженером по диагностике (сравнение с предыдущими и заводскими данными, расчет соотношений, оценка динамики изменений параметров). В анализе участвует начальник службы изоляции. Полученные параметры вносятся в базу знаний, где сравниваются с нормами. При необходимости проводится более подробное обследование трансформатора.

Инженер по диагностике проверяет выдаваемые системой вид, степень развития дефекта, рекомендованные мероприятия. Система составляет график проведения плановых испытаний и измерений и сверяет план с фактическим ходом испытаний. На этом основании выдаются задания бригадам. Начальник службы готовит решение о дальнейшей судьбе оборудования.

Все данные общего характера передаются на третий уровень -базу данных энергосистемы. На этом уровне инженер по диагностике энергосистемы принимает решение о работоспособности оборудования. Производится анализ брака и отказов оборудования, решаются кадровые вопросы.

Главное достижение разработки - унификация информации для всех трех уровней, куда идет информация. В системе действует проверка информации на непротиворечивость.

В базе знаний находятся блоки диагностики по ГХА масла, физико-химическим характеристикам масла, диэлектрическим характеристикам твердой изоляции, потерям холостого хода, сопротивлению обмоток постоянному току. Модуль общей интерпретации базы знаний выдает заключение о состоянии диагностируемого оборудования.

Диагностика по ГХА масла производится в системе сравнением графиков концентраций и отношений газов с типичными для разных дефектов графиками. В экспертной системе к обычным сравнениям добавлены учет концентраций СО и СО2, анализ с помощью треугольника Дюваля. Предельные концентрации газов дифференцированы по типам трансформаторов - номинальным напряжениям, конструкции данного типа, типу масла, залитого в трансформатор.

В базе данных помещаются все сведения о вскрытиях трансформаторов. В настоящее время система «Альбатрос» применяется для контроля состояния силовых трансформаторов и вводов.

Имеется два прототипа «Альбатроса» - на Foxpro коммерческий и на Delphi - исследовательский. В 1998 г. контролировался 21 вывод трансформаторов из работы с последующим вскрытием. Достоверность диагнозов по результатам тестирования составила 96 % [264].

Развитию экспертных систем для автоматизации процесса принятия решения большое внимание уделяется на сессиях СИГРЭ. Так, в 1990 г. был сделан обобщающий доклад по использованию экспертных систем для диагностики состояния изоляции в мощном электрооборудовании в Японии - стране, которая первой начала развивать эти системы. В докладе анализируются, в частности, шесть экспертных систем диагностики трансформаторов [253].

В 1994 г. рабочей группой СИГРЭ 23.05 был проанализирован мировой опыт в части усовершенствования систем контроля и создания экспертных систем для оборудования подстанций [265]. Было отмечено, что в Японии к этому времени на подстанциях действовало 25 экспертных систем (первая начала работу на подстанции 500 кВ Shin-Ikoma энергокомпании Kansai).

В 1997 г. рабочая группа СИГРЭ 38.06 представила доклад о проведении испытаний и обслуживании экспертных систем, используемых при эксплуатации и планировании работы энергосистем. Анализ проведен на основе опыта работы 24 экспертных систем из 13 различных стран.

Изложена концепция применения экспертных систем, их структура, особенности базы правил и возможности систем. Среди других рассматривались системы профилактики и диагностики, выявления повреждений оборудования в сетях. В частности, приведены алгоритмы проверки состояния экспертной системы и отдельных ее модулей [266].

В 1998 г. рабочая группа СИГРЭ 34.07 опубликовала обзор применения на подстанциях интеллектуальных систем и средств управления, включающий использование экспертных систем контроля состояния оборудования [267].

В этом обзоре анализируется применение на подстанциях электрических сетей для управления, защиты и контроля рабочего режима самых современных технологий. Подробно рассмотрены используемые для этого экспертные системы оценки состояния объекта и принятия решения о режимах его работы с использованием математического аппарата нечеткой логики, который позволяет

объективно определять состояние объекта при нечетко выраженных критериях оценки. Для анализа развития повреждений используется метод искусственных нейронных сетей.

В обзоре также рассмотрены вопросы измерения, обработки и передачи данных о состоянии оборудования на подстанции и режимах его работы, структура баз данных, методы проверки систем управления и защиты подстанции. В заключение приводятся преимущества использования интеллектуальных систем на действующих подстанциях, приведен обширный список литературы по этой проблеме.

В последнее время для диагностики оборудования, кроме экспертных систем, расширяется применение и других направлений техники искусственного интеллекта. Так, для оценки состояния по нормированным параметрам стали использоваться методы нечеткой логики для решения многофакторных задач - методы нейронных сетей и др. [59,60,158,259,268,269].

Примером экспертной системы с широким использованием методов искусственного интеллекта является система ANNERS (разработка университета в Вирджинии и компании Doble Engineering) для диагностики состояния силовых трансформаторов. В основе постановки диагноза - результаты ГХА масла по девяти газам (включая кислород и азот). Используется определение концентраций ключевых газов и их отношений. Контролируются также температура и влажность масла в трансформаторе.

Принятие решения производится системой с учетом многих факторов. Для постановки диагноза и выработки решения требуется база знаний большого объема, управляемая с помощью эволюционирующих алгоритмов. Впрочем, управление базой знаний может производиться и не в автоматическом режиме, а вручную.

Использование при работе системы принципов построения нейтронных систем и эволюционирующих алгоритмов позволяет осуществлять самообучение системы ANNERS, что не только автоматически совершенствует базу знаний, но и дает возможность использовать в ней не только известные экспертам знания, но и неизвестные им, выработанные логическим путем самой системы.

При работе системы параллельно сравниваются два потока данных: основанный на нейронных сетях классификатор «нормально-ненормально» и такой же, основанный на базе знаний. Сравнение идет сначала по признаку «нормально-ненормально», а далее - по виду дефекта, определенному для этого потока данных. На стыке двух потоков формулируется общий диагноз и рекомендуются нужные мероприятия.

Результаты испытаний системы ANNERS на примерах реальных трансформаторов показали, что она значительно эффективнее выявляет дефекты, чем при автоматизированной постановке диагноза [60].

Крamкие выводы

  • Сложность решения задачи оценки состояния трансформатора, большое количество перерабатываемой информации и потребность в знаниях высококвалифицированных экспертов потребовали автоматизации процесса принятия решения, внедрения «интеллектуальных» систем диагностики.

  • Развитие автоматизированных систем шло от составления алгоритмов принятия решения к интерактивным системам помощи персоналу, ставящему диагноз, к программированию отдельных операций постановки диагноза и далее - к экспертным системам принятия решения. Только при использовании последних возможно осуществление оценки состояния оборудования в реальном времени -основной задачи оперативной диагностики.

  • Эффективность применения экспертных систем показывает рост их числа в разных отраслях в геометрической прогрессии за последние 15-20 лет. Все шире применяются они и для оценки состояния силовых трансформаторов. Диагностические экспертные системы для этой цели создаются и в нашей стране.

Главные преимущества применения экспертно-диагностических систем:

* автоматизация процесса принятия решения, повышение объективности оценки работоспособности и оперативности принятия корректирующих мер при работе трансформатора;

* снижение требований к квалификации принимающего решения персонала;

* использование богатого опыта высококвалифицированных экспертов, в том числе, когда их присутствие невозможно;

* большая оперативность принятия решения вплоть до непрерывной оценки состояния оборудования в работе;

* возможность развития системы принятия решений на основе накапливаемого опыта ее эксплуатации, опыта выявления дефектов трансформаторов;

* создание единой базы знаний экспертов, которая может быть использована на большом числе объектов или в центре диагностики, обслуживающего оборудование в масштабе энергосистемы.

  • Для эффективной постановки диагноза система накапливает базу знаний большого объема, на практике содержащую сотни «правил», составленных высококвалифицированными экспертами. База знаний непрерывно обновляется, корректируется и дополняется новыми правилами по мере накопления опыта выявления дефектов.

  • Экспертные системы решают все более широкий круг вопросов, включая наиболее эффективную организацию обслуживания, выбор оптимального режима работы с продлением срока службы трансформатора, снижение потерь, оценки конструкции силового трансформатора.

  • Дальнейшее развитие «интеллектуальных» систем в части оценки состояния объекта и принятия решения о режимах его работы сопровождается использованием математического аппарата нечеткой логики, который позволяет объективно определять состояние объекта при нечетко выраженных критериях оценки. Для анализа развития повреждений используется метод искусственных нейронных сетей.

  • Опыт применения экспертных систем подтверждает реальную пользу от их включения в состав комплекса контроля состояния оборудования - повышается надежность оценки их работоспособности, повышается оперативность действий персонала, облегчается его труд. В конечном счете повышается надежность работы оборудования, осуществляется переход к стратегии профилактики в зависимости от реального состояния трансформатора.

8. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ВВОДОВ И УСТРОЙСТВ РПН

8.1. Повреждаемость комплектующих изделий

В общей повреждаемости силовых трансформаторов значительная доля причин повреждений приходится на комплектующие изделия. Так, по данным Генеральной инспекции РАО «ЕЭС России» на вводы и устройства РПН/ПБВ приходится около 60 % повреждений, по данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис» около 52 % выявленных причин повреждений относится к комплектующим узлам. У зарубежных трансформаторов доля вводов несколько меньше, но доля устройств регулирования напряжения -такого же порядка.

Проблеме повышения эффективности контроля состояния комплектующих изделий посвящены специализированные совещания и публикации.

Так, этой проблеме был посвящен коллоквиум ИК-12 СИГРЭ 1995 г. в Мальме [270]. На сессии СИГРЭ 1996 г. одна из предпочтительных тем ИК-12 была посвящена комплектующим узлам трансформаторов. По этой теме было представлено пять докладов, относящихся к работе устройств РПН, и четыре доклада по вводам.

Контролю состояния комплектующих изделий, особенно вводов ВН и устройств регулирования напряжения, уделяется особое внимание в российских энергосистемах, что вызвано низким качеством большинства этих изделий, изготовлявшихся на заводах со сниженной культурой производства. Именно этим объясняется особенно высокая повреждаемость отечественных силовых трансформаторов из-за развития дефектов во вводах и устройствах РПН.

8.2. Контроль состояния высоковольтных вводов

При отказах высоковольтных вводов в трансформаторах происходят очень тяжелые повреждения. Доля повреждений по этой причине в РАО «ЕЭС России» составляет 30-45 % общего числа. Вводы являются одним из самых опасных в отечественном трансформаторе узлом, повреждения которого часто сопровождаются катастрофическими последствиями - взрывом, разливом масла и пожаром [271]. На основании низкой надежности герметичных вводов 110-500 кВ, по результатам анализа аварий Минтопэнерго России был выпущен противоаварийный циркуляр «О мерах по повышению надежности герметичных вводов».

Заседание Совета по диагностике при Уралэнерго в Екатеринбурге в 1999 г. (восемь докладов и обсуждение) [272], в основном, было посвящено повреждениям и контролю высоковольтных вводов трансформаторов.

Типичные дефекты вводов: искрение контактов, острые края (микроразряды в масле), ослабление контактов (термическое разложение масла), дефекты остова (микроразряды в нем). Вводы ВН являются весьма напряженным в отношении тепловых нагрузок узлом: температура во вводе может превышать температуру верхних слоев масла на 10 °С. Конструкция вводов благоприятствует оседанию продуктов старения масла внутри нижней части покрышки.

Подтверждена возможность влияния перегрузок трансформатора на образование желтого налета в герметичных вводах. Из-за того, что нижняя покрышка ввода погружена в верхние слои масла бака, повышенная температура в этой зоне может привести к ускорению образования осадка на внутренней поверхности нижней покрышки, ее перекрытию и полному разрушению ввода. Считается, что в этом заключается наибольшая опасность от перегрузок трансформаторов 110-750 кВ, в том числе автотрансформаторов 500 кВ [2, 273-275].

Очень важно, чтобы масло, которым залиты вводы, было устойчиво к окислению, однако даже лучшие в этом отношении отечественные трансформаторные масла все же полностью не устраняют возможности взрыва ввода [276].

Большая работа по выявлению причин повреждений вводов и по разработке методов раннего выявления их дефектов проводится в организациях, проводивших обследования силовых трансформаторов: АО «Фирма ОРГРЭС», БП «Электросетьсервис», ОАО «ВНИИЭ», НПО «Техно-сервис-Электро», НИЦ «ЗТЗ-Сервис» [6,29,52,104,111,274,277].

При контроле состояния вводов в соответствии с предписаниями «Объема и норм испытаний электрооборудования» [1] для вводов 110-750 кВ при вводе в работу и между ремонтами производится измерение сопротивлений изоляции измерительного отвода С2 (ПИН) или последних слоев изоляции (отвод С3), tg δ и емкости основной изоляции на напряжении 10 кВ и изоляции отводов С2 и С3 на напряжении 5 кВ. Предельное значение емкости - на 5 % выше измеренного при вводе. Нормируется значение tg δ , приведенное к температуре 20 °С. При неудовлетворительных результатах измерений проверяется состояние масла во вводе (пробивное напряжение, влагосодержание, содержание механических примесей, tg δ при 70/90° С, кислотное число, газосодержание, содержание фурановых производных (при повышенном содержании газов СО и СО2).

Для крупных и ответственных трансформаторов рекомендуется производить контроль изоляции вводов под рабочим напряжением с определением изменений tg δ и емкости (или модуля полной проводимости). Предельное значение увеличения емкости - 5 % начального, tg δ - от 1 до 2 % (абсолютное значение) в зависимости от рабочего напряжения вводов.

В программе обследования состояния трансформаторного оборудования в РАО «ЕЭС России» по приказу № 304 от 07.07.95 при проведении диагностики предусмотрено также измерение тока утечки на выпрямленном повышенном напряжении, которое, в частности, позволяет определить наличие загрязнения внутренней поверхности высоковольтных маслонаполненных вводов.

Для измерения tg δ изоляции на вводах ВН силовых трансформаторов ПК «Радар-Микро» (Москва) разработал прибор типа РМ-5, действующий по принципу цифрового фазометра с передачей сигнала по радиоканалу с вывода ПИН.

В зарубежной практике также производятся измерения электрических характеристик вводов. В примере методики, приведенной инженером компании AVO International, оценка их состояния производится путем сравнения измеренных значений с начальными: допускается не больше 10 % роста по значению измеренной емкости и не более 300 % по значению tg δ . Измерения проводятся обычно при напряжении 1-10 кВ, однако надо иметь в виду, что измерительные отпайки на вводах часто рассчитаны на 2 кВ [167].

Отмечаются трудности измерений tg δ в условиях действующей подстанции [104]. В частности, для устранения помех при измерениях на вводах в зарубежных организациях и НИЦ «ЗТЗ-Сервис» применяется измерительная установка М-4000 фирмы Doble (измерения на 47,5 и 52,5 Гц) [29, 232].

Для контроля состояния вводов в работе в отечественных организациях проводится также газохроматографический анализ проб масла, отбираемых из высоковольтных вводов, применяются также и измерения частичных разрядов во вводах под рабочим напряжением [278, 279].

Обычно отбор проб масла из вводов для ГХА производится только для подтверждения наличия дефекта, выявленного при непрерывном контроле электрических характеристик под рабочим напряжением [280].

Методические указания по диагностике трансформаторов на основе ГХА масла (РД 153-34.0-46.302-00) рекомендуют при контроле вводов отбраковывать их, если концентрация в масле газа С2Н2 превышает 5-10 -6 отн. ед., а суммы газов SCxHy - 300-10-6 отн. ед. для вводов 110-220 кВ и I5O-IO -6 отн. ед. для вводов 330-750 кВ.

Рекомендуемая этим документом периодичность отбора проб -1 раз в 4 года для вводов 110-220 кВ и 1 раз в 2 года для вводов 330-750 кВ [46].

Отмечается неоднозначность связи результатов ГХА масла с состоянием вводов [52, 274]. Стремление к повышению эффективности контроля вводов вызывает потребность в дополнительных методах контроля. Таким методом, например, рекомендуется считать определение оптической мутности масла, выявляющее на ранней стадии образование желтого осадка во вводе по увеличению размеров коллоидных частиц, образующихся из нафтенатов меди и железа. Контроль мутности осуществляется сравнением поглощения света в пробе контролируемого и эталонного (свежего) масла [35, НО, 281,282].

Специалисты лаборатории материалов компании Doble Engineering считают эффективным контроль состояния вводов по анализу частиц в масле. Их практический опыт по контролю маслонаполненных вводов показывает, что развитие дефекта во вводе сопровождает реакцию между серой и медью в масле. При контроле проводился счет частиц, выявление волокон под микроскопом, выявление частиц углерода и металла. Стоит отметить, что старение бумажной изоляции на обследованных вводах было несущественно [32].

Контроль частичных разрядов также считается эффективным методом выявления развивающихся дефектов вводов. Опыт контроля вводов 110-500 кВ под рабочим напряжением позволил специалистам СибНИИЭ разработать нормы на значение кажущегося заряда частичных разрядов [106]. Разработанная для контроля частичных разрядов во вводах под рабочим напряжением система СКИ-2 с компьютерной обработкой данных (разработка НПК «Гамма» и НПО «Электрум») проверяется, в частности, в энергосистеме Ленэнерго. Данные для разработки норм [283] накапливаются.

Непрерывный контроль вводов является наиболее эффективным из-за особенностей повреждений вводов в виде слабых проявлений начальных стадий развития дефекта и быстрого перехода в его повреждение по достижении критического уровня.

Системы непрерывного контроля вводов используют измерения tg δ, емкости и проводимости, сравнения этих значений при измерениях на разных фазах или объектах контроля [279, 280, 284-287].

Примером выполнения такой системы может служить система непрерывного контроля изоляции вводов, примененная в Австралии (рис. 23). На группах вводов измеряются и пофазно сравниваются между собой электрические параметры (угол потерь и проводимость). При расхождении этих значений подается тревожный сигнал оператору подстанции (доклад СИГРЭ 12-101, 1992 г.).

На предприятиях ГНЦ ВЭИ и ДИАКС разработана автоматизированная система диагностики изоляции вводов блочного трансформатора, использующая непрерывный контроль вводов по частичным разрядам и комплексной проводимости [287].

Поставляемые в большом числе системы непрерывного контроля вводов под рабочим напряжением разработаны компанией АVО International. Непрерывный контроль характеристик вводов под рабочим напряжением осуществляет широко распространенная за рубежом контрольно-диагностическая система InsiteТМ (Doble Engineering) [15, 217].

На Украине (Донбассэнерго) разработано устройство для непрерывного контроля вводов под рабочим напряжением со сравнением суммы токов утечки трех фаз с током в фазе с минимальным током утечки. Централизованным контролем электрических характеристик вводов охвачено 15 крупных подстанций. Всего на Украине за 15 лет находились под контролем более 1000 трансформаторов тока [288].

Тепловизионный контроль вводов также позволяет выявить развивающиеся дефекты. Применение для этой цели тепловизоров начинается с самого начала их внедрения в зарубежную и отечественную практику. Эффективность проверки нагрева внешней части ввода, в частности, отмечалась в последнее время специалистами Ленэнерго, Мосэнерго, Тулаэнерго [115, 117, 289].

Тепловизионное обследование вводов детально рассмотрено и рекомендовано «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» [1], (приложение 3.14).

Рис. 23. Система непрерывного контроля состояния высоковольтных вводов силовых трансформаторов (Австралия):

1 - шины ВН; 2 — ввод ВН; 3 - схема изоляции ввода; 4 - измерительный вывод; 5 - шунтирующий конденсатор; 6 фазовый формирователь; 7 - комбинационный логический блок; 8 - волоконно-оптическая линия связи; 9 - щит управления; 10 - блок обработки сигналов; 11 - микропроцессор; 12 - модем; 13 - телефонный канал; 14 - система отображения

8.3. Контроль состояния трансформаторов тока

Контроль состояния измерительных трансформаторов тока имеет много общего с контролем вводов ВН. Конструкции этих аппаратов ВН во многом подобны: для маслонаполненных вводов с изоляцией конденсаторного типа соотношение бумаги и масла в конструкции близки к соотношениям в трансформаторах тока. Аналогично высока опасность повреждений вводов и трансформаторов тока: они сопровождаются взрывом, пожаром и разлетающимися осколками, повреждающими соседнее оборудование.

Контроль состояния измерительных трансформаторов также направлен на раннее выявление дефектов и проводится практически подобными методами. Если высокая повреждаемость вводов сильнее беспокоила отечественную энергетику, то аварии трансформаторов тока вызвали в 80-х годах за рубежом чрезвычайное беспокойство, сопровождавшееся многочисленными исследованиями причин повреждений и методов обнаружения развивающихся дефектов. В результате к настоящему времени за рубежом выработаны критерии оценки состояния измерительных трансформаторов по разным методикам, включающим, в первую очередь, непрерывный контроль. Большое внимание контролю состояния измерительных трансформаторов было уделено на симпозиуме СИГРЭ 1993 г. в Берлине [69].

На сессиях СИГРЭ 1996 и 1998 гг. после широкой постановки проблемы докладывалось о достигнутом прогрессе в части контроля состояния измерительных трансформаторов и, главным образом, о применении контроля в работе для выявления дефектов на ранней стадии их развития.

Эффективные методы контроля состояния трансформаторов тока используются и в отечественной энергетике, критерии оценки приведены в «Объеме и нормах испытаний электрооборудования» [1, раздел 7]. Этим документом регламентирован и контроль трансформаторов тока под рабочим напряжением (подраздел 7.10).

Подробный анализ развития повреждений изоляции трансформаторов тока и разработка диагностической системы выполнены в совместной работе специалистов АО «НИИПТ», НИЦ «ЗТЗ-Сервис» и института ВИТ [290].

Примером действующей системы непрерывного контроля изоляции маслонаполненных трансформаторов тока является микропроцессорное устройство с измерением комплексной проводимости и небаланса токов утечки, опробованное на подстанции ГРЭС и разработанное в Новочеркасском политехническом институте [291].

Уже упомянутая выше система СКИ-2 с контролем состояния изоляции под рабочим напряжением по интенсивности частичных разрядов предназначена и для выявления дефектов трансформаторов тока в работе [283].

Почти всегда в систему непрерывного контроля измерительных трансформаторов в работе входит выявление частичных разрядов. Подавление помех при их измерениях потребовало значительных усилий [91,283]. В частности, разработка помехоустойчивой системы вошла в программу исследований, проведенных в компаниях Lemke Diagnostics, VEW Eurotest и в энергокомпании Bayernwerk. Основная цель этих программ - найти средство раннего выявления дефектов изоляции трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией. Система выявляет частичные разряды во время работы трансформатора.

Измерения производятся индуктивным датчиком частичных разрядов внутри трансформатора, связанным с заземляющей шиной, и емкостным датчиком, реагирующим на внешние сигналы - помехи [292].

Прототип системы контроля состояния трансформаторов тока, успешно эксплуатирующийся в энергокомпании штата Нью-Йорк, кроме измерений тока утечки и частичных разрядов (акустическими и электрическими датчиками) осуществляет еще контроль концентрации газов в масле [293].

Для контроля трансформаторов тока в работе успешно применяется тепловизионное обследование. В частности, оно входит в комплекс контроля трансформаторов тока при их длительных испытаниях на работоспособность [290]. Эксплуатационный контроль трансформаторов тока с помощью тепловизора используется в нескольких российских энергосистемах [115].

За рубежом разработаны и системы, включающие контроль всего оборудования на подстанции, например, система SOS на базе мониторов изоляции вводов и трансформаторов тока, использующих сравнение векторов тока утечки (компания AVO International, энергокомпания Eskom, ЮАР, энергокомпания PSE & G, США) [15,217,294].

В частности, на сетевой подстанции Deans энергокомпании PSE & G система AVO/SOS Tan-Delta Continuous Monitoring System контролирует вводы 500 и 230 кВ девяти однофазных трансформаторов и 18 трансформаторов тока на 500 кВ. Система собирает, оценивает и отображает информацию с 36 контролируемых точек. В систему входят: устройство отбора измеряемой величины, устанавливаемое на каждом вводе аппарата ВН, емкостной делитель, устанавливаемый на крышке бака, коробка выводов, сборный шкаф.

Для оценки состояния трансформаторов тока в работе используется широко и описанная в гл. 6 контрольно-диагностическая система Insite, разработанная компанией Doble Engineering [286, 296].

Наиболее подробно разработана система контроля состояния трансформаторов тока в совместной работе НИИПТ и ВИТ. Предусмотрены три уровня контроля в работе:

  • измерения без отключения от сети значений tg δ, емкости и небаланса утечек по фазам, интенсивности ЧР, осмотр с помощью тепловизора - 2 раза в год;

  • при сомнительных результатах: контроль при максимальной температуре с наблюдением за изменениями значения tg δ ; с предполагаемым дефектом: измерения на отключенном от сети трансформаторе - снятие зависимости tg δ от приложенного напряжения вплоть до рабочего, контроль состояния масла (ГХА, увлажнение, tg δ , концентрация фуранов);

  • при неопределенности результатов и перед вводом в работу;

  • испытания в лабораторных условиях и длительные испытания при рабочем токе, напряжении и температурах (в течение 200 ч).

На основании ресурсных испытаний выработаны критерии, оценивающие развитие повреждения изоляции - величина tg δ, зависимость tg δ от температуры, от напряжения (вплоть до 1,1 Uном ), повышение температуры покрышки, образование в масле газов Н2 и СН4, отношение СО/СО2 [297].

8.4. Контроль состояния устройств РПН

Устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов под нагрузкой являются одним из самых слабых мест оборудования подстанций. По зарубежной статистике около 40 % аварий трансформаторов связаны с повреждениями устройств РПН [69]. В отечественной практике также отмечается ненадежность устройств РПН, особенно болгарского производства типов РС-3 и РС-4, а также типов ЗРНОА и SAY первых партий. В этих устройствах имеются конструктивно неудачные узлы, в результате чего доля повреждений трансформаторов составляет на наших подстанциях до 25 % [2].

В институте электроэнергетики США EPRI проведена работа по исследованию срока службы и износа контактов устройств РПН, определению контрольных параметров для выявления износа. Исследовались выделение газов в масло (Н2, СН4, С2Н2, С2Н6, СО, СО2), окружающее устройство РПН, концентрация частиц и загрязнений в масле.

На 54 устройствах РПН подстанций энергокомпании ВС Hydro (Канада) были сняты характеристики масла и контактов как исходные для дальнейшего контроля изменения параметров. Ускоренные испытания на срок службы проводились на подстанции Kent. Устройство РПН производило 800 операций в сутки, исследовался износ как без токовой нагрузки трансформатора, так и при токах через контакты устройства РПН порядка 100 А. Исследования показали, что с увеличением числа операций концентрации газов монотонно растут, анализ продуктов разложения масла может являться дополнительным методом оценки износа контактов устройства РПН [298].

Простейшим примером непрерывного контроля состояния устройства РПН является использование крепящегося магнитом индикатора нагрева бака этого устройства для сравнения температуры в нем и в основном баке трансформатора. Включение такого датчика в состав диагностической системы, применяемой в энергокомпании Dayton Power & Light, позволяет проводить ремонт устройств РПН по потребности, а не по расписанию, как это было до сих пор [239].

Фирмой J.W. Harley Inc. (США) в системе контроля состояния силовых трансформаторов с устройствами РПН используются датчики непрерывного измерения температуры, устанавливаемые на основном баке трансформатора и баке с устройством РПН [217].

Совместная работа института IREQ (Канада) и отделений компании ABB в США и Швеции привела к созданию системы непрерывного контроля устройств РПН во время работы на основе акустического детектора. Сравнение акустических сигналов в нормальном состоянии устройства РПН с текущими измерениями позволяют выявить дугообразование на контактах, ведущее к их износу и повреждению. Испытания в течение 12 мес. на трансформаторе 120 кВ мощностью 47 MB-А показали, что система может предупредить около 50 % всех повреждений устройств РПН. Системы контроля поставляет компания J.W. Harley Co (США). Системы Т-МАР и LTC-MAP 2105, 2130, 2115 и 2230, осуществляющие контроль по многим параметрам, предназначены для отображения состояния трансформаторов с устройствами РПН на щите подстанции, упрощенная система LTC-MAP 1525 - только для устройств РПН различных исполнений, наиболее сложная система Т-МАР 3100 представляет собой монитор с распечаткой изменений параметров контроля и выдачей оценки состояния трансформатора с устройством РПН [299-301].

Исследования, проведенные заводом-изготовителем РПН Maschinenfabrik Rheinhausen GmbH, несколькими энергокомпаниями ФРГ и институтом КЕМА (Нидерланды, ФРГ), были направлены на разработку методов профилактики устройств РПН по их состоянию. Показана эффективность контроля контактного сопротивления устройства РПН при подаче постоянного тока в обмотку ВН трансформатора, оценки износа контактов по концентрации нетрадиционных газов в масле бака устройства РПН, контроля механики переключения по измерениям момента, мощности и энергии переключения привода устройства РПН. Разработаны требования к системе непрерывного контроля устройства РПН [302].

О применении инфракрасной термографии и анализа растворенных в масле газов для выявления ухудшения состояния устройств РПН докладывалось на конференции Doble Clients в 1995 г.

Специалистами университета штата Queensland (Австралия) предложен метод контроля работы устройств РПН с помощью анализа чередования отдельных вспышек искрения контактов, непосредственно связанных с вибрацией контактов [303].

В отечественных разработках упомянута возможность оценки механического состояния устройств РПН по частотному методу НИЦ «Вибро-Центра» и по изменению тока или нагрузки электродвигателя привода устройства РПН [132].

Краткие выводы

  • Комплектующие изделия, в первую очередь высоковольтные вводы и переключающие устройства силовых трансформаторов, как правило, являются слабым звеном силовых трансформаторов. Как отечественная, так и зарубежная практика показывают, что более половины повреждений приходится на долю этих узлов. Отсюда -большое внимание контролю их состояния, многочисленные разработки методов и средств контроля.

  • Высоковольтные вводы являются одним из самых опасных узлов, повреждения которого часто приводят к очень серьезным последствиям: взрыву, разливу масла и пожару трансформатора. На долю вводов в РАО «ЕЭС России» приходится 30-45 % повреждений трансформаторов. Принимаются специальные меры по повышению надежности вводов и эффективности контроля их состояния.

  • Общепринятым методом контроля состояния изоляции вводов является периодическое определение электрических характеристик измерительного промежутка, для самых крупных и ответственных трансформаторов проводится контроль изоляции вводов под рабочим напряжением. Непрерывный контроль использует обычно сравнение электрических характеристик изоляции разных фаз или других трансформаторов того же типа.

  • Разработаны и применяются как в нашей стране, так и за рубежом автоматизированные системы контроля состояния вводов под рабочим напряжением.

  • В качестве дополнительных методов применяют измерения частичных разрядов под рабочим напряжением, а при уточнении опасности дефекта - ГХА масла из ввода. Разработки новых методов продолжаются, в частности, предложены определение оптической мутности масла, выявляющее на ранней стадии образование желтого осадка во вводе, контроль состояния вводов по анализу частиц в пробе масла из ввода.

Все шире применяется тепловизионный контроль вводов, позволяющий выявлять развивающиеся дефекты в них.

  • Электрические характеристики измерительных промежутков на вводах и подробные характеристики масла, отобранного из вводов, включая результаты ГХА масла, содержание фуранов и ионола, предполагается включать в общую базу данных системы контроля состояния отечественного трансформаторного парка.
  • Контроль состояния высоковольтных вводов имеет много общего с контролем измерительных трансформаторов тока, поэтому в гл. 8 кратко уделено внимание методам и средствам, применяемым для этого вида оборудования. Значительная аварийность трансформаторов тока за рубежом вызвала интенсивные разработки контрольных систем, в частности, автоматизированных систем непрерывного контроля. Такие разработки проведены и в нашей стране.
  • Сложным и часто недостаточно надежным узлом силового трансформатора является устройство регулирования напряжения под нагрузкой. По зарубежным данным с его повреждениями связано до 40 % аварий трансформаторов.

Для выявления дефектов в устройстве РПН чаще всего применяется определение разницы температур в баке устройства РПН и основном баке трансформатора.

В качестве дополнительных методов используется анализ газов в баке устройства РПН, акустические детекторы ненормальностей работы контактов, электрические параметры режима работы привода устройства РПН.

За рубежом выпускаются мониторы непрерывного контроля работы устройства РПН, как правило, входящие в состав автоматизированной системы контроля всего трансформатора.

Заключение

  • Ситуация в мировой энергетике, связанная с либерализацией рынка электроэнергии и усилением конкурентной борьбы, потребовала перехода к более эффективной стратегии эксплуатации оборудования, в том числе силовых трансформаторов. Такой стратегией является переход к обслуживанию и ремонтам оборудования не по графику, а в зависимости от его состояния и далее к эксплуатации с допустимой степенью риска аварии.

  • Существенные темпы старения парка электрооборудования в свою очередь потребовали оценки его работоспособности и продления срока службы. Расчеты показывают, что в нынешней ситуации экономически целесообразно продление срока службы на 20-30 лет. В большинстве развитых стран имеются программы обследования оборудования с целью поддержания его надежности на нужном уровне.

  • Отличия отечественной энергетики - особенно быстрый рост объема оборудования, вышедшего за определенные стандартами сроки службы, при крайней степени экономии средств на обслуживание и замену оборудования на новое.

За последнее время в российских сетях опасным фактором стали значительные длительные повышения напряжения. Постоянный рост мощности КЗ в системе привел к проблеме динамической стойкости конструкции обмоток.

  • На первый план выходит контроль и оценка состояния работающего оборудования, выявление дефектов на ранних стадиях их развития, когда стоимость ремонта еще не велика, предупреждение аварийных выходов из строя. В зависимости от скорости развития выявляемых дефектов контроль ведется периодически или непрерывно, наибольший охват контролируемых параметров происходит при полном обследовании трансформатора, имеющем целью определить его работоспособность.

  • Практика обследования отечественных трансформаторов подтверждает эффективность массовой оценки работоспособности. Для машин со сроком службы 25 лет и более показано, что срочного вывода из работы требуют не более 2 % трансформаторов, а половина трансформаторов вообще могут работать без ограничений и ремонта в ближайшие годы.

  • Большое разнообразие возможных дефектов трансформаторов, развивающихся в работе, требует широкого спектра методов и направленности контроля, в первую очередь, на выявление наиболее частых и опасных дефектов. Необходимость высокой оперативности принятия решения привела к широкому внедрению автоматизированных систем контроля и оценки состояния оборудования.

К настоящему времени число автоматизированных систем контроля трансформаторов в мире исчисляется сотнями. Наиболее совершенными являются комплексные автоматизированные системы непрерывного контроля по многим параметрам, применяемые за рубежом на самых крупных, особенно ответственных трансформаторах.

  • Характерные черты современного развития техники контроля состояния силовых трансформаторов:

  • создание комплексов различных методов для контроля в работе, периодических проверок и полного обследования. Задача таких комплексов - стремление выявить максимально возможное число видов дефектов, опасных для эксплуатации трансформатора;

  • использование при контроле новейших технологий в области измерительной техники: волоконно-оптических устройств, газохроматографического анализа, жидкостной хроматографии, термографии, вибрационных и акустических датчиков высокой чувствительности, газоотделяющих молекулярных мембран, полупроводниковых датчиков газо- и влагосодержания масла и пр.;

  • широкое применение вычислительной техники для обработки данных, включая спектральный и частотный анализы, системы защиты от помех, логические системы для анализа полученных данных, сравнения с нормативами, определения тенденций изменения контролируемых параметров. Сбор, передача и отображение данных в удобном для оперативного персонала виде;

  • использование «интеллектуальных» систем для анализа результатов измерений, учета условий работы оборудования, в том числе, предыстории его эксплуатации, для постановки диагноза, выдачи рекомендаций оперативному персоналу, решения о дальнейшей работоспособности трансформатора.

В последнее время начали применять анализ развития дефектов и оценку состояния оборудования с применением аппарата нечеткой логики и искусственных нейронных сетей.

  • Особенно эффективно внедрение экспертных систем принятия решения на базе знаний высококвалифицированных экспертов. При этом повышаются надежность оценки состояния трансформаторов, оперативность действий персонала, облегчается его труд. В конечном счете повышается надежность работы оборудования, осуществляется переход к стратегии профилактики в зависимости от реального состояния трансформатора.

  • Крупнейший форум электроэнергетиков - СИГРЭ - обратил особое внимание на контроль состояния трансформаторов как ответственного узла энергосистемы, он принял на себя координацию действий по совершенствованию систем контроля и повышению их эффективности. В рекомендациях СИГРЭ первоочередной задачей назван контроль под рабочим напряжением, особенно с помощью систем непрерывного контроля.

На ближайшую перспективу рекомендовано дальнейшее развитие методов контроля, в том числе, определения фуранов в масле и бумаге, выявление других продуктов старения масла, использование для контроля состояния обмоток переходных функций трансформатора, анализируемых во время работы, виброакустических методов определения распрессовки обмоток и сердечника.

Для наиболее ответственных трансформаторов рекомендуется непрерывный контроль газов и влаги в масле, частичных разрядов, диэлектрических характеристик высоковольтных вводов, состояния устройств РПН. Особое внимание следует уделить разработкам экспертных систем постановки диагноза и оценки работоспособности трансформаторов.

  • Применяемые в России методы контроля состояния трансформаторов, в основном, аналогичны методам, используемым за рубежом. За последние годы в этой области имеет место значительный прогресс, расширяется применение самых современных методов и средств выявления дефектов автоматизированных систем контроля состояния трансформаторов.

Методы и критерии оценки текущего состояния определены для отечественного оборудования на основе опыта периодически проводимых испытаний, ревизий и ремонтов. Они регламентированы в последнем издании «Объемов и норм испытаний электрооборудования» [1], имеются и подробные нормативно-технические документы по методикам контроля состояния трансформаторов, например по проведению газохроматографического анализа масла и определению вида и опасности выявляемых при этом дефектов [46, 83].