В число основных методов диагностики силовых трансформаторов под рабочим напряжением входят:
- физико-химический анализ масла;
- тепловизионное обследование узлов и элементов конструкций трансформатора;
- измерение частичных разрядов;
- контроль влажности и температуры в трансформаторе;
- измерение вибропараметров.
Порядок выполнения работ следующий:
- отбор масла из бака трансформатора;
- тепловизионное обследование узлов трансформатора;
- измерение частичных разрядов в нулевом проводе трансформатора;
- измерение частичных разрядов акустическим методом;
- измерение вибрационных характеристик;
- анализ результатов измерений и экспертиза технического состояния;
-оформление технического отчета.
13.2.1 Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев.
Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н2, ацетилен С2Н2, этан С2Н6, метан СН4, этилен С2Н4, окись СО и двуокись СО2 углерода.
Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен - перегрев активных элементов; этан - термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен - высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода - перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.
С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.
1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода.
2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции.
3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые разряды.
13.2.2 Тепловизионное обследование
Тепловизионное диагностирование силовых трансформаторов и автотрансформаторов является довольно сложной процедурой, так как при образовании локальных дефектов в трансформаторах они «заглушаются» естественными тепловыми потоками от магнитопровода и обмоток. К тому же функционирование охлаждающих устройств, которое способствует ускоренной циркуляции масла, сглаживает распределение температур в месте дефекта. При анализе результатов компьютерной диагностики необходимо учитывать конструктивные особенности трансформаторов, тип используемой системы охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и множество других факторов. Кроме того, на погрешность измерения влияют массивные металлические части трансформаторов, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счёт добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеяния [27].
С помощью тепловизионной техники в силовых трансформаторах можно выявить следующие дефекты:
- витковое замыкание в обмотках интегрированных трансформаторов тока;
- неисправности контактной системы регулирования под напряжением (РПН);
- возникновение магнитных полей рассеяния в трансформаторе за счёт нарушения изоляции отдельных компонентов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);
- дефекты в системе охлаждения трансформатора (маслонасосы, фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка её эффективности;
- изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчётов, разбухания или смещения изоляции обмоток (характерно для трансформаторов с большим сроком эксплуатации);
- нагревы внутренних контактных соединений обмоток низкого напряжения (НИ) с выводами трансформатора;
- обрывы шинок заземления;
- нагревы на аппаратных зажимах высоковольтных вводов;
- неисправность обогрева приводов РПН и т.п.
Тепловизор или его сканер должны устанавливаться на штативе, по возможности как можно ближе к трансформатору, на оси средней фазы, при использовании объектива 7-12°. К тому же тепловизор должен обеспечивать как аудио-, так и видеозапись.
После настройки постоянного температурного режима записи тепловизора ведётся покадровая регистрация термоизображений, начиная с верхней част крайней фазы (например, «А») по направлению к фазе «С», с наложением кадров друг на друга около 10 % размера.
Достигнув поверхности бака фазы «С», объектив сканера опускается ниже, и далее покадровая съёмка продолжается в противоположном направлении, и гаким образом процесс съёмки ведётся, пока не будет записана вся поверхность, включая расположенные под его днищем маслонасосы, маслопроводы и другие узлы. Термографической сьёмке подвергается вся доступная для этого поверхность бака по периметру (Рисунок 13.3) [28].
Рисунок 14.3 – Методика термографической съемки.
Тепловизор (2) во всех точках съёмки должен находится на одинаковом расстоянии от трансформатора (1). Необходимо обеспечить как минимум 4 точки съемки, максимальное же значение количества точек съемки зависит от типа системы охлаждения и его расположения. Например, при использовании выносной системы охлаждения (3), количество точек съёмки увеличивается до 6.
Далее осуществляется склеивание результатов съёмки в единый развернутый «тепловой» план. Участки плана с повышенными температурами нагрева сопоставляются с технической документацией на трансформатор, которая характеризует конструктивное расположение отводов обмоток, катушек, зон циркуляции масла, магнитопровода и его элементов и т.п. При этом фиксируется работа систем охлаждения, оценивается зона циркуляции масла, создаваемая каждой из них. Следует обращать внимание на образование аномальных тепловых зон на поверхности бака трансформатора из-за смещения потоков масла. На рисунках 13.4 и 13.5 изображены примеры тепловизионной съемки трансформатора тока.
Рис.14.4 - Тепловизионное обследование: одна вторичная обмотка не была заземлена.
Рис. 14.5 - Тепловизионное обследование после устранения неисправности: норма.
14.2.3 Вибродиагностика
Вибрация – механические колебания контролируемой точки агрегата относительно среднего, нейтрального положения. Вибрация – один из наиболее информативных и обобщенных параметров, который может быть применен для "безразборной" оценки текущего технического состояния оборудования, для диагностики причин повышенной вибрации.
По мере развития неисправностей в машине происходит изменение динамических процессов, происходят качественные и количественные изменения сил, воздействующих на детали машин. В результате изменяется как сам уровень механических колебаний, так и их форма. С физической точки зрения вибрация на поверхности бака мощного трансформатора качественно и количественно хорошо коррелируется с состоянием прессовки обмотки и магнитопровода. Изменение степени прессовки в процессе эксплуатации приводит к изменению общей вибрационной картины, усилению вибрации, изменению ее частоты, появлению модулированных колебаний. С данными изменениями довольно часто сталкиваются работники эксплуатационных служб, которые выполняют осмотры работающих трансформаторов.
На практике достаточно часто техническое состояние активной части трансформатора контролируется следующими вибрационными характеристиками: виброускорение, виброскорость и виброперемещение. Для количественного описания вибросигналов наиболее широко используются виброперемещение и виброскорость.
Для измерения вибрации используется переносной виброанализатор в режиме измерения виброускорений, виброскоростей или среднеквадратичных значений виброперемещений.
При обследовании датчик последовательно устанавливается в каждом секторе, и снимаются показания прибора. Результаты вибрационного обследования сводятся в таблицу.
По значениям в таблице строится эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака (Рисунок 14.6).
На Рисунке 14.6 в качестве примера приведены результаты вибрационного обследования силового трансформатора.
Рисунок 14.6 – Эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака.
Для трансформаторов не существует нормируемых значений по вибрации. Однако существует опыт накопленный некоторыми организациями который можно использовать при выдаче результатов вибрационного обследования. Так по опыту НИЦ "ЗТЗ-Сервис" нормально работающий трансформатор характеризуется следующими значениями вибрационных параметров:
ускорение – ниже 10 м/с2;
виброскорость – ниже 10 мм/с;
виброперемещение – 100 мкм.
Данные ряда организаций показывают, что уровень виброскорости ниже 6…10 мм/с может быть использован как некий барометр отсутствия ослабления прессовки обмоток и магнитопровода.
Регулярное проведение диагностирования силовых трансформаторов позволяет обнаружить на раннем этапе возникновение неполадок, более эффективно планировать проведение ремонтных работ и, как следствие, увеличить срок службы дорогостоящих силовых трансформаторов. Наибольшая эффективность диагностирования будет достигаться в случае комбинирования рассмотренных методов диагностики.
Недостатком диагностики является в основном отсутствие утвержденных общероссийских нормативных документов. Сама по себе диагностика является новым для России научно-техническим направлением и потому находится в стадии развития. Несомненно, как инновационное направление диагностика - это будущее контроля технического состояния объектов электроэнергетики.