Використання методів електромагнітної локації розрядних явищ для визначення обсягу ремонту трансформаторів

причиною

що виникають

в

процесі

експлуатації пошкоджень

трансформаторів

є,

головним чином, досягнення ізоляцією в деяких вузлах граничного стану, що, в свою чергу, змушує збільшувати інтенсивність діагностичних обстежень.

необхідність

цього

продиктована двома причинами: • не допустити пошкодження трансформатора в роботі (часто ці пошкодження супроводжуються пожежею);

• визначити зростання дефекту і вчасно вивести машину в ремонт. зазначені

обставини

вимагають

максимально використовувати

відомі

(Класичні)

методи,

а також більш інтенсивно впроваджувати в практику методики

і

пристрою,

які

показали

свою

ефективність

в

заводських

або

лабораторних

умовах.

Оскільки явища в трансформаторі складні, жоден з окремих

методів

НЕ

може

гарантувати

надійність оцінки технічного стану. Найбільш ефективні в даний момент тепловізійний контроль, аналіз масла, вимірювання характеристик часткових розрядів (ЧР), а також контроль

tg

δ (для вводів). Зазначені методи відомі, визначені відповідними

стандартами

і

нормами.

В

РД ЕО-0189-00, «Методичні рекомендації по діагностиці

силових

трансформаторів,

автотрансформаторів,

шунтуючих

реакторів

і

їх

вводів

в експлуатації на робочому напрузі »ці методи

узагальнені

в

рамки

«Багатопараметричної діагностики» з основним упором на вимірювання на робочому напрузі характеристик ЧР і термографических інформаційних функцій (ТИФ). Метою даної статті є деяке узагальнення результатів діагностики на конкретних прикладах –

по

результатами

обстеження

сотень

трансформаторів, з яких 3 пошкодилися в експлуатації, а за кількома

проведено

ремонт,

50

одиниць

знаходяться під посиленим контролем за ЧР та аналізу масла. 1. Методи діагностики У даній роботі, в рамках багатопараметричної діагностики, використовувалися наступні методи: • тепловізійний контроль – для визначення діссіпаціонних явищ з пошуком ділянок бака з підвищеними втратами і перевірки стану системи охолодження; • хроматографический аналіз масла – для визначення явищ, пов’язаних з утворенням дуги, нагріву, потужних ЧР; • локація зон підвищеної електромагнітної активності

шляхом

установки

датчиків

електричного дії

(технологія

описана

в

виданні On-Line

&Off-Line

Diagnostics for Power Station HV Equipment.//

EIC /

EMCW’99.

Cincinnati

Ohio,

USA

,

1999 року,

October 26-28.)

на

різні точки

дзвони.

це

дозволяє

виявити

ділянки

з найбільшою ЧР-активністю і встановити тип розрядного явища в даній точці. У зв’язку з цим слід

вказати,

що

до

застосування

цих

методів не було надійних способів визначення місць дефектів,

дозволяють

давати

досить

точний прогноз про тип дефекту в даному місці з аналізу характеристик розрядів. Однак необхідно відзначити,

що

технологія

локації

дефектів

акустичними методами постійно вдосконалюється. У попередніх роботах авторами для вимірювань характеристик ЧР і

tg

δ на трансформаторі використовувалися відомі схеми знімання сигналу через висновок високовольтного введення (СІН). Для цього були виготовлені комп’ютеризовані системи моніторингу за вимірюваннями ЧР, а також комп’ютеризовані системи вимірювання комплексної провідності в ізоляції вводів (параметр γ) типу «Фазан». Перший досвід моніторингу на трансформаторі з дефектним введенням виявився позитивним – вдалося запобігти пошкодженням (ГАС «Павец Чаїр», Болгарія). Однак подальше

використання

таких

систем

(на

декількох АЕС в Україні, а також в Північній Америці), в силу обмежень, що накладаються виведенням сигналу з введення, позбавила змоги належним чином реалізувати можливості контролю ЧР – системи виявилися дорогими, ненадійними і інформація, що отримується на цих системах, в повному обсязі характеризувала стан об’єкта .

великі

можливості

має

метод

локації

зон електромагнітної

активності

на

поверхні

трансформатора з використанням встановлюваних на момент вимірювань датчиків і вимірювальних пристроїв.

це

дозволяє

робити

надійне

висновок

про технічний стан дефектного вузла,
включаючи: ізоляцію,

бар’єри,

дугу

в

муздрамтеатрі,

іскріння

в РПН. Подібна інформація, що включає тип розрядного явища і його місце, може бути ототожнена з конструкцією

активної

частини

трансформатора.

Таким чином, це дозволяє більш достовірно прогнозувати надійність трансформатора ще й тому, що висновок буде зроблено не за загальними оцінками характеристик ЧР, а по тому, в якому місці конструкції є

дані

Характеристики.

наприклад,

наявність

навіть дуже

інтенсивних

розрядів

в

елементах

кріплення муздрамтеатру не так важливо, як досить слабкі ЧР в витковой ізоляції. Протягом останніх трьох років було проведено комплексне обстеження ~ 40 трансформаторів з використанням

багатопараметричної

діагностики.

Нижче будуть приведені дані по трансформаторів, за якими було проведено ремонт і була можливість зіставити

результати

діагнозу

з

фактичними.

При цьому в розділі 2 описані трансформатори з наявністю проблем у ізоляції, а в розділі 3 дан результат контролю іскрових явищ в пайках відводів. 2. Вимірювання на блокових трансформаторах 320 МВА 220 / 15,75

Трансформатори Т1 і Т2 перебували під контролем протягом двох років. У них при періодичних вимірах фіксувалися спалахи ЧР. Ймовірно, в даних трансформаторах мали місце розрядні явища в ізоляції. При цьому зони ЧР на обох трансформаторах були в одному місці (фаза «С», верх). Максимальні значення уявного заряду складали ~ 100 тис. ПКл. У 2003 р Т2

пошкодився

з

виткових

КЗ

на

фазі

«С»,

верхня частина обмотки. З цієї причини контроль Т1 проводився найретельнішим чином, і для нього було проведено комплексне обстеження. 2.1. Історичний аспект Періодично

проводили

діагностику

трансформатора з контролем розрядних явищ чотири рази: • перші вимірювання в жовтні 2002 р виявили підвищену

активність

в

зоні

фази

«С»

вгорі

бака

(До 1000 мВ);

• другі

виміру

в

жовтні

2003

м

виявили

аномально високу активність в зоні фази «С» вгорі бака (до 7000 мВ);

• треті вимірювання були проведені в грудні 2003 р Виміри проводилися вже після пошкодження Т2 при температурі повітря близько 18 проС. Разрядная активність була на рівні перешкод; • четверті вимірювання проводилися під час пуску нового трансформатора Т2 в березні 2004 р Разрядная

активність

помітно

зросла

по

порівняно

з грудня 2003 р За результатами чотирьох вимірів і аналізу умов

експлуатації

(12

близьких

КЗ

в

системі)

було прийнято

Рішення

про

поглибленому

обстеженні трансформатора.

була

розроблена

програма

випробувань, що складається з двох етапів: • вимірювання під робочою напругою;

• вимірювання на виведеному трансформаторі. Вимірювання на робочому напрузі. Вимірювання на робочому

напрузі

поділялися

на

вимірювання при

температурі 75 проЗ і при 41 проЗ: а) Нагрівання до 75 проЗ і витримка 20 год .:

• вимір ЧР при

t = 75 проС; • відбір проб масла на вміст вологи;

• тепловізійний контроль. б)

охолодження

трансформатора

до

t = 41 проЗ

витримка 20 год .: • вимір ЧР при

t = 41 проС; • відбір проб масла на вміст вологи і ГХ-аналіз;

• тепловізійний контроль. Вимірювання на відключеному трансформаторі. вимірювання

на

виведеному

трансформаторі

проводились згідно з нормативною документацією, прийнятої в Українській енергетиці. 2.2. Результати вимірювань на трансформаторі Т1 на робочому напрузі Результати локації зон розрядної активності. найбільш

важливі

результати

отримані

в

дослідах

з

«Нагріванням-охолодженням»

трансформатора. зони

дефектів,

виявлені

локацією,

вказані на рис. 1. ймовірні

явища

в

зонах,

зазначені

на

рис.1, такі: Зона 13 – часткові розряди в ізоляції, ймовірно, мають місце в масляному каналі обмотки ВН. Залежать від температури. При нагріванні до 75 проЗ збільшилися до 1500 мВ. Зі зниженням температури до 41 проЗ зменшилися до 100 мВ (осцилограми розрядного явища вказані на рис. 2). Зона 14, 16 – поверхневі часткові розряди (перекриття по поверхні твердої ізоляції). Від температури масла не залежать. Розряди стійкі, розвинені, мають місце на обох полярностях напруги. Амплітуда до 7000 мВ (осцилограми розрядного явища вказані на рис. 3). Аналіз структури осциллограмм вказує на ймовірні

процеси

при

підвищеної

і

зниженою температурах (рис. 2): а – при високій температурі (75проС) многолавінний розряд великої величини, пов’язаний з іонізацією в каналі з маслом і накопиченням заряду на твердій ізоляції,

амплітудою до 1500 мВ, величина уявного заряду по оцінці ~ 15 тис. пКл; б – однолавінний розряд в масляному проміжку при 41 проС, величина уявного заряду ~ тисячу пКл. Як випливає з аналізу осцилограм (рис. 3), ймовірний процес у верхній частині обмотки фази «С» – многолавінний

розряд

з

виносом

заряду

на

поверхню твердої ізоляції, розрядні явища у верхній частині

обмотки

фази

«С»,

ймовірно,

з

руйнуванням твердої ізоляції. Таким чином, по локації розрядних явищ визначено

наявність

двох

дефектів

в

активної

частини трансформатора: • в

верхньої

частини

фази

«В»

дефект

в

початковій стадії розвитку; • у верхній частині фази «С» – критичний дефект. Критичний дефект є небезпечним. Розрядними явищами зачеплена тверда ізоляція. Слід також зазначити, що пошкодження в експлуатації на трансформаторі

аналогічної

конструкції

(Т2,

Фелтон) мало місце саме у верхній частині фази «С». За характеристиками даного дефекту технічний стан – погіршення. Результати тепловізійного контролю. Зони підвищеного нагріву на трансформаторі вказані на рис. 4. зони

1,

2

нагрів

верхньої

частини

обмотки

фази «С»,

стійкий

теплової

дефект,

НЕ

залежить

від температури масла. Зона 3 – зона нагріву на рівні фланця дзвони. Зона 4 – вертикальна зона нагріву в районі нульового відведення. Ймовірно освіту контуру. причинами

виникнення

теплових

дефектів

по зонам

є

ушкодження

ізоляції

в

активної частини трансформатора. Таким чином, за результатами тепловізійного контролю визначені: 1. Рівень температури в районі фази «С» (зони 1 і 2) перевищує середній рівень температур сусідніх фаз на 2,5проЗ, що свідчить про дуже високий

рівні

діссіпаціонних

процесів

в

обмотці фази «С». 2. Температура введення фази «В», як головки, так і

порцеляни,

перевищує

температуру

сусідніх

вводів

на

5проЗ

(надзвичайно

багато),

що,

можливо, свідчить про проблеми і в самому введенні (що підтверджується наявністю ЧР) або можливий загальний нагрів введення від поганого контакт головки введення зі шлейфом. 3. Вертикальний

локальний

нагрів

з

торця трансформатора під нульовим виводом може бути пов’язаний або з процесами в нульової шини, що проходить

в

цієї

області,

або

створенням

паразитного контуру. результати

аналізу

трансформаторного

масла. З огляду на ознаки наявності електророзрядних і термічних явищ, аналіз масла було проведено в двох лабораторіях: • «MORGAN SCHAFFER», Канада – аналіз розчинених у маслі 7 газів; • більш повний аналіз в лабораторії Москви, при цьому аналізувалися

розчинені

в

маслі

гази

(7

видів),

ионол,

фурановиє,

каламутність,

а

також

влагосодержание (по розчиненої Н2О і пов’язаної Н-ОН воді) при максимальній і мінімальній температурах. З порівняння результатів аналізу масла слід, що дані по розчиненим в маслі газів, отримані

в

двох

лабораторіях,

в

межах

похибок збігаються

(за

винятком

водню,

через

різних термінів доставки в лабораторії). За аналізом змісту в маслі газів слід, що: ацетилен перевищує норму в 2,7 рази, СО – в 6 разів, СО2 – в 5 разів.

Зі співвідношення газів видно, що це розряди великої потужності (ймовірно, це пробою масла між обмотками або котушками, або котушками на землю). Наявність ацетилену і його перевищення (і співвідношення газів) говорять про наявність джерела термічного розкладання масла з температурою понад 700проС, при цьому можливі розряди з руйнуванням паперу. Перевищення СО і СО2 в два і більше разів зазвичай пов’язане з перевантаженнями або перенапруги. з

аналізу

вмісту вологи

масла,

певного при температурі від 41проЗ до 75проС, слід: – при збільшенні температури з 41проЗ до 75проЗ і витримці

при

цієї

температурі

влагос
одержание масла зросло: по розчиненої вологи приблизно в 5 разів, за обсягом вмісту вологи – в 2,5 рази. – зростання

абсолютного

значення

вмісту вологи в 5 разів означає, що має місце значне зволоження паперової ізоляції, яка потребує сушіння масла. Аналіз результату по фуранового і каламутності вказує на відсутність ознак старіння як паперової ізоляції, так і масла. Концентрація антиоксидантних присадок, що зменшують окислювальні процеси, – в «нормі». Таким чином, за результатами аналізу масла: • По аналізу розчинених у маслі газів стан погіршення. • Значно зволожена тверда ізоляція і терміново потрібно сушка. результати

профілактичних

випробувань

на

відключеному трансформаторі. При виконанні профілактичних випробуваннях контролювалися: – втрати холостого ходу,

– опір ізоляції, – tg δ вводів 220 кВ, – опір Zk ,

– опір обмоток ВН, – опір обмоток НН. з

вищевикладених

характеристик

відхилення зафіксовані:

за обмоткам

• Обмотка

НН

по

розбіжності

між

собою

і заводськими даними більш ніж на 30%, збільшення опору по обмотці «b-c». По вводах 220 кВ Введення фази «С» (по tg З2). • Решта

вводи

по

зміни

ємності

в порівнянні із заводськими даними. 2.3. Підсумкове висновок щодо технічного стану Т1 на підставі діагностики Результати

комплексного

обстеження

технічного стану ілюструється таблицею, позначення зон дефектів на активній частині – на рис. 5, зони дефектів

на

дзвоні

трансформатора

позначені на фото, рис. 6. На рис. 5 вказана зона критичного дефекту, який було локалізовано електричними і телевізійними методами:

Зона 1 – стійкий розвинений частковий розряд амплітудою

до

70

тис.пКл,

ймовірно,

з

перекриттям по поверхні твердої ізоляції. Даний розряд є критичним з можливим переходом в пробою (пошкодження

обмотки

автотрансформатора

Т2

аналогічної конструкції також мало місце в цій зоні). Зона 2 – зона підвищеного нагріву. результати

загальних

характеристик

(по

маслу,

профілактичним

випробувань)

підтверджують

наявність критичного дефекту. Це, очевидно, випливає з: • нализ масла, який вказує на наявність потужних розрядів в ізоляції і наявність зон нагревов, а також на можливість пошкоджень твердої ізоляції; • вимірювання вмісту вологи (при 75проЗ і 41проС), які

також

вказують

на

значне

зволоження

обмотки,

що

може

приводити

до

виникненню ЧР при зростанні температури масла. Менш значимими є дефекти: електричного характеру, які проявляються за наявністю ЧР в певних умовах в районі фази «В» (дефект № 2); термічного

характеру,

визначається

по

термограмме:

• дефект № 3 – перегрів в нижній частині дзвони трансформатора, під обмоткою з боку ВН фаз «А» і «В»; • дефект № 4 – перегрів з боку ВН фази «С». 2.4. Аналіз технічного стану при проведенні ремонту По

умовами

енергосистеми

даний

трансформатор був виведений в профілактичний ремонт для проведення

невідкладних

заходів

по

підтримці його технічного стану до капітального ремонту, поєднаного з ремонтом блоку. Ремонт проводився під керівництвом шеф-інженера заводу-виготовлювача. Був запланований частковий

слив

масла

для

огляду

контактів

вводів

НН

і огляду

верхньої

ярмова

балки

(стяжних

шпильок, контактів

місць

з’єднання

повідків

ярма),

а

також заміни

введення

ВН

фази

«С»,

сушки

активної

частини трансформатора з сушінням і дегазацією масла. В результаті огляду верхній частині трансформатора було виявлено: • ослаблення контактів вводів НН (до відкручування від руки); • значне

ослаблення

вертикальних

стяжних шпильок і, як наслідок, ослаблення підпресування обмоток. Під час ремонту була виконана підтяжка шпильок, почищені та протягнуті контакти з боку НН і проведена сушка активної частини трансформатора і масла. Був замінений введення фази «С» 220 кВ. Повний обсяг заходів по ремонту з підйомом дзвони буде виконаний під час капітального ремонту блоку. Після включення в роботу будуть проведені вимірювання за програмою передремонтної діагностики з вимірами

на

максимальної

і

мінімальної

температурах для порівняння з передремонтної
результатами для визначення

стану ізоляції і активної частини після ремонту і прийняття рішення – чи зможе

чи

трансформатор

надійно

працювати

до

виведення його в капітальний ремонт. 3. Вимірювання іскрових явищ в паяних контактах відводів Виміри проводилися на блочному трансформаторі 135 МВА 220 / 13,5 кВ. Трансформатор знаходився в експлуатації 7 років. Капітальні ремонти не проводилися. При проведенні періодичних вимірювань і локації розрядних явищ при варіації потужності на

трансформаторі

були

виявлені

дві

зони

іскрових явищ, структура осцилограми мала суттєва відмінність від осцилограми імпульсу ЧР в ізоляції. За фактом щирий трансформатор був виведений в ремонт. При демонтажі введення був виявлений дефект пайки між мідними провідниками «коси» і наконечником (рис. 7). При підйомі наконечника «коса» впала у внутрішню частину дзвони. На фотографії контакт «непропай» видно чітко.

Після підйому дзвони з’явилася можливість контролювати другий кінець відведення. Пайка на місці була піддана рентгеноскопії, при цьому було виявлено

значне

зменшення

кількості припою – «непропай» між відведенням і провідником останньої

(Високовольтної)

котушки

обмотки

ВН. Ймовірно, процес випаровування припою відбувався в результаті перегріву «коси» з-за поганої пайки головки

введення.

після

зняття

ізоляції

з’єднання відводу з обмоткою (рис. в місці контакту і був виявлений «непропай». ВИСНОВКИ 1.

Розглянуто

практичні

можливості нового

методу

об’ємної

локації

розрядних

явищ

на

робочому

напрузі

для

оптимізації ремонту. 2.

зафіксовані

дефекти

в

обмотках

і контактах з локації підтверджені іншими видами контролю на робочій напрузі і при ремонтних роботах. 3. Для деяких видів дефектів виявлено значна

залежність

інтенсивності

ЧР

від температури масла. автори: Аксьонов Ю.П., докт. техн. наук, заздрять В.І., канд. техн. наук, Ярошенко І.В.

Ссылка на основную публикацию