Современные промышленные предприятия работают в цикле непрерывного производства, перебои в работе которых приводят к тяжелым экономическим потерям. Это накладывает повышенные требования к системам производства и распределения электрической энергии, а, следовательно, и к элементам, составляющим эти системы.

Одними из главнейших элементов систем распределения электрической энергии являются силовые трансформаторы. Своевременное обнаружение дефектов трансформаторов позволяет предотвратить возникновение аварийных ситуаций, а также эффективнее планировать вывод трансформаторов из работы для проведения ремонтных работ.

В настоящее время существует множество методов оценки технического состояния трансформаторов. Предпочтительными являются те методы диагностики, для осуществления которых не требуется снятие рабочего напряжения.

Наибольшее распространение получили следующие методы:

- тепловизионное обследование;

- вибродиагностика;

- анализ масла из бака трансформатора.

1. 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 [5].

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 1) [6].

Рисунок 1 – Методика термографической съемки.

Тепловизор (2) во всех точках съёмки должен находится на одинаковом расстоянии от трансформатора (I). 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 [6].

Система охлаждения трансформатора является важным функциональным узлом, значительно влияющим на работу всего трансформатора, а контроль за ней является наиболее сложной и ответственной задачей. Чтобы определить неисправность в системе охлаждения трансформатора приборами ИКТ оператор должен иметь высокую квалификацию. В настоящее время выработаны два подхода, которые позволяют эффективно оценить работу системы охлаждения трансформаторов:

    – Оценка средней температуры однотипного оборудования, работающего при одной нагрузке, в одинаковых условиях окружающей среды. Опыт показывает, что разница средних по баку температур одинаковых трансформаторов, которые работают при одной нагрузке и в одинаковых условиях, больше чем на 2 °С, может быть признаком нарушения нормальной работы системы охлаждения.

– Контроль температуры патрубков входа и выхода масла из системы охлаждения и сравнение с данными типовых заводских испытаний. Анализ результатов тепловых испытаний и многочисленный опыт тепловизионных обследований позволяют установить среднюю разницу температур входа-выхода масла, характерную для каждого вида системы охлаждения. Отклонение от этого значения более чем на 1-1,5 °С уже служит признаком неисправной работы охладителя.

1. Вибродиагностика
   

Вибрация – механические колебания контролируемой точки агрегата относительно среднего, нейтрального положения. Вибрация свойственна всем работающим механизмам. 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 [1].

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 (Таблица 1).

Таблица 1 – Результаты вибрационного обследования.

По значениям в таблице строится эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака (Рисунок 2).

В Таблице 1 и на Рисунке 2 в качестве примера приведены результаты вибрационного обследования шунтирующего реактора.

Рисунок 2 – Эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака.

Результаты, полученные при вибрационном обследовании трансформатора, сравниваются между собой, а также с результатами предыдущих измерений. Для реакторов также производится сравнение с предельно допустимыми значениями.

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 [1].

1. Анализ масла из бака трансформатора
   

В наше время для анализа технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов, а также для прогнозирования развития различных дефектов широко применяется анализ трансформаторного масла. Исходными данными при таком способе диагностирования являются результаты проведения физико-химического анализа, хроматографический анализ растворенных в масле газов, фуранов и других примесей.

Трансформаторное масло выполняет две функции – оно одновременно является диэлектриком и охлаждающей жидкостью. При помощи измерения физических характеристик масла можно судить о его диэлектрических свойствах. Существенное влияние на физические свойства масла оказывают вода, растворенные в нем газы, а так же различные примеси и продукты распада изоляции.

Как правило при таком методе диагностирования анализируются концентрация водорода , этана , диоксида углерода , ацетилена , метана , этилена , окиси углерода CO, а также отношения /, /, /, /, /, /, /CO.

Ниже, в качестве примера, приведена таблица результатов хроматографического анализа масла из бака трансформатора. Также в данной таблице приведены предельные значения концентраций растворенных газов.

Таблица 2 – Хроматографический анализ масла из бака трансформатора

Предельные значения отношений концентраций растворенных газов в трансформаторном масле приведены в Таблице 3.

Таблица 3 – Предельные значения отношений концентраций растворенных газов в трансформаторном масле.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов позволяет обнаружить две группы дефектов.

К первой группе дефектов относятся перегревы токоведущих частей и элементов конструкции остова. Нагрев бумажно-масляной изоляции и масла свыше 600 °С приводит к повышению концентрации этилена . Перегрев масла, вызванный дуговым разрядом приводит к повышению концентрации ацетилена . В обоих случаях характерными газами являются , ,.

К причинам перегрева токоведущих соединений можно отнести следующие факторы:

– нагрев и выгорание контактов переключающих устройств;

– ослабление и нагрев места крепления электростатического экрана;

– обрыв электростатического экрана;

– ослабление винтов компенсаторов отводов низкого напряжения (НН);

– ослабление и нагрев контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора;

– нарушение пайки элементов обмотки;

– замыкание параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

К причинам перегрева металлических элементов конструкции остова относятся следующие факторы:

–неудовлетворительное состояние изоляции листов электротехнической стали;

– нарушение изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура;

– общий нагрев и недопустимые местные нагревы от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах;

– неправильное заземление магнитопровода;

– нарушение изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.

Ко второй группе дефектов относятся электрические разряды в трансформаторном масле. Эти разряды могут быть разрядами малой и большой мощности. Частичные разряды приводят к сильному повышению концентрации водорода, а также к незначительному повышению концентрации метана и этилена. Дуговые и искровые разряды приводят к сильному повышению концентрации водорода и ацетилена, а также к незначительному повышению концентрации метана и этилена. Превышение предельных значений окиси углерода и двуокиси углерода свидетельствует об ускоренном старении, а также увлажнении твердой изоляции. Перегрев твердой изоляции приводит к повышению концентрации диоксида углерода.

Ниже перечислены основные газы, соответствующие определенным дефектам.

Дефекты электрического характера:

Водород – дуговые, искровые и частичные разряды;

Ацетилен – искровой разряд, дуговой разряд.

Дефекты теплового характера:

Этилен – повышение температуры масла свыше 600°С;

Метан – нагрев масла в диапазоне от 400°С до 600°С, а также нагрев, сопровождающийся разрядами;

Этан – нагрев масла в диапазоне от 300°С до 400°С;

оксид и диоксид углерода – нагрев твердой изоляции [2].

Вывод

Таким образом, были рассмотрены три наиболее распространенных метода оценки технического состояния силовых трансформаторов. Наибольшая эффективность будет достигаться в случае комбинирования рассмотренных методов.

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.

Перечень использованных источников

1. Гавриленко А.В., Долин, А.П., Методика вибрационного обследования силовых трансформаторов, 2004.

2. Л. Г. Сидельников, А. М. Седунин, А. Ю. Сыкулев, ООО «ТестСервис» Диагностика масла в силовых трансформаторах

3. Л. Г. Сидельников, А. М. Седунин, А. Ю. Сыкулев, ООО «ТестСервис» Вибродиагностика и измерение частичных разрядов в силовом трансформаторе

4. Ю.М. Голоднов Контроль за состоянием трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат, 1988 – 88 с.: ил.

5. Михеев Г.М. Тепловизионный контроль высоковольтного оборудования: Учебн. пособие, Чебоксары: Изд-во Чуваш ун-та, 2004, 180 с.

6. Основные положения методики инфракрансой диагностики электрооборудования и ВЛ. / Под ред. С.А. Бажанова, М., 1999. 181 с.