Поиск

Вы просматриваете архив рубрики «Контроль за состоянием трансформаторов».

Архив рубрики «Контроль за состоянием трансформаторов»

СПОСОБЫ ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Проблема контроля состояния трансформаторов возникла сразу, как только появились закрытые масляные трансформаторы. Для того чтобы осмотреть какой-либо внутренний узел, надо было произвести отключение, слить масло, выполнить ревизию и затем снова залить масло. И все это следует выполнять с соблюдением многочисленных правил, иначе перед включением потребуется еще и сушка трансформатора. На заре массовой эксплуатации масляных трансформаторов ремонты со вскрытием предписывалось производить очень часто. Связанные с этим неудобства и трудности заставили искать и развивать такие методы контроля за состоянием трансформатора, которые не требовали бы вскрытия и слива масла. К тому же было замечено, что чем чаще без особой на то нужды трансформатор вскрывается, тем более вероятным становится его повреждение.

В настоящее время в соответствии с решением Главтехуправления Минэнерго СССР № Э-4/81 и инструкциями заводов-изготовителей капитальные ремонты трансформаторов напряжением 110 кВ и выше и мощностью 80 МВ-А и более электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций должны производиться первый раз не позже чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов. Для остальных трансформаторов необходимость капитальных ремонтов определяется по результатам испытаний и их состоянию в течение всего срока службы. Это стало возможным благодаря большим успехам в развитии способов проверки состояния трансформаторов и определения соответствующих показателей, по которым можно судить о работоспособности агрегата, иначе говоря, благодаря достижениям в области диагностики.

Под диагностикой понимается система мероприятий, проводимых с помощью различных технических средств для проверки и оценки состояния трансформаторов. Используются простейшие визуальные, механические, физические, химические и другие способы контроля состояния, а также их комбинации. Например, увлажнение трансформаторного масла может быть определено по изменению цвета индикаторного силикагеля или путем химического анализа. Наличие частичных электрических зарядов в масле или твердой изоляции может быть определено непосредственным измерением с помощью индикатора частичных разрядов либо при хроматографическом анализе растворенных в масле газов. Обычно для практических целей из всех возможных способов контроля того или иного параметра выбирают простейший, и лишь для более тщательной проверки, уточнения места и характера дефекта применяют более сложные способы.

Контроль за состоянием трансформатора носит комплексный характер. Обычно он начинается еще на стадии изготовления. Именно тогда проверяют качество изоляционных и активных материалов, отдельных деталей и узлов, качество сборки. Готовый трансформатор подвергают комплексной проверке на испытательной станции завода-изготовителя, оснащенной всеми необходимыми средствами диагностики. При транспортировке трансформатора осуществляют контроль за его герметичностью, а в некоторых случаях и за воздействием механических усилий. Прибывший трансформатор также требует контроля за его состоянием как при хранении, так и в процессе монтажа в соответствии с руководящими техническими материалами “Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию”. После окончания монтажа перед вводом в эксплуатацию с целью диагностики состояния трансформатор испытывается в объеме, предусмотренном Правилами устройств электроустановок (ПУЭ).

Однако наибольший объем работ по проверке состояния трансформаторов осуществляется в процессе эксплуатации. В дальнейшем мы рассмотрим применяемые в настоящее время способы проверки состояния и особо остановимся на том, как по полученным результатам оценить состояние трансформатора и сделать вывод о возможности его дальнейшей эксплуатации.

Порядок проверки состояния трансформаторов оговорен многими директивными методическими материалами. Наиболее полно эти вопросы освещены в Инструкции по эксплуатации трансформаторов [1] и Нормах испытания электрооборудования [2]. Порядок и периодичность осмотров трансформаторов установлены Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). По некоторым способам диагностики состояния трансформаторов выпущены специальные методические материалы, например “Указания по обнаружению повреждений трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов” [3].

Дня оценки режима работы трансформаторы оборудуют необходимыми контрольно-измерительными приборами. Количество и точки подсоединения электроизмерительных приборов зависят от назначения, мощности, пункта установки трансформатора и других факторов [4]. На стороне каждого напряжения силовых трансформаторов мощностью 1 МВ-А и более устанавливают по одному амперметру, в некоторых случаях можно устанавливать амперметры в каждой фазе. Контроль напряжения обычно осуществляют вольтметрами, установленными на сборных шинах. На отдельно стоящем трансформаторе вольтметр устанавливают только на стороне низкого напряжения либо вообще не устанавливают. На рис. 1,а приведена простейшая схема включения электроизмерительных приборов трансформатора 1 МВ-А, 6/0,4 кВ.

Ваттметры и варметры устанавливают на повышающих трансформаторах электростанций, трансформаторах подстанций 110 кВ и выше. Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливают на стороне высшего (ВН) и среднего напряжения (СН) трехобмоточных трансформаторов и на стороне высшего напряжения двухобмоточных. На оконечных трансформаторах счетчики могут быть установлены на стороне низшего напряжения (НН). На рис. 1.б приведена схема включения электроизмерительных приборов трехобмоточного автотрансформатора 220/110/10 кВ. На стороне ВН включены три амперметра, ваттметр и счетчик активной энергии. Напряжение измеряется тремя вольтметрами, подключенными к трансформатору напряжения шин ВН. Такие же приборы установлены и на стороне СН. На стороне НН установлено по одному вольтметру и амперметру.

В трехобмоточных автотрансформаторах, особенно при подключении к обмотке НН генератора или синхронного компенсатора, когда вся мощность передается в сторону СН или поступает со стороны СН, необходимо контролировать нагрузку общей части обмотки (00 на рис. 1.б) автотрансформатора, которая иногда условно называется обмоткой СН.

ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Трансформаторы входят в состав основного оборудования электростанций, повышающих, понижающих и распределительных подстанций, различного вида преобразовательных устройств и т.д. Различное назначе-ние, нередко связанное с различиями в конструкции, разнообразные условия работы и другие особенности требуют различного подхода к эксплуатации трансформаторов.
Мы будем говорить о масляных трансформаторах общего назначения. Но и здесь условия эксплуатации раз-ные. Даже в условиях энергосистем одни трансформаторы находятся под постоянным надзором высококва-лифицированного персонала, другие осматриваются эпизодически. У потребителей положение сложнее. Ес-ли на крупных промышленных предприятиях имеются специализированные цехи, участки и другие подразде-ления по эксплуатации трансформаторов, то на мелких предприятиях, в колхозах и на многих других объек-тах нет возможности да и необходимости содержать такие подразделения. В этих условиях небольшая бри-гада электриков обслуживает все имеющееся электрооборудование.
Но где бы ни находились и как бы ни эксплуатировались трансформаторы, “болезни” у них, как правило, об-щие. Уровень эксплуатации определяет не характер возможных повреждений, а возможность как можно бо-лее раннего выявления проявляющихся отклонений от нормы, проведения требуемого объема профилакти-ческих работ, качественного ремонта. Естественно, что чем выше уровень эксплуатации, тем меньше непри-ятностей доставляют трансформаторы.
Прежде чем говорить о способах проверки состояния трансформаторов, рассмотрим наиболее характерные повреждения, которые могут возникнуть в любых масляных трансформаторах. Повреждения или отклонения от нормального режима работы могут быть вызваны различными причинами: недоработкой конструкции, скрытыми дефектами изготовления, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа или правил экс-плуатации, некачественным ремонтом. В большинстве случаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длительного воздействия неблагоприятного фактора. Своевременное выявление возни-кающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.
Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и более является повреждение высоковольтных вводов. В настоящее время эксплуатируются негерметичные и гер-метичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией.
Наиболее слабым узлом негерметичных вводов является система защиты масла от воздействия влаги с по-мощью масляного гидрозатвора и силикагелевого воздухоосушителя. При длительной эксплуатации, особен-но в случае несвоевременной замены силакагеля, масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные харак-теристики, в результате чего могут возникнуть частичные разряды в масле. В дальнейшем по поверхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый “ползущий” разряд: от одной или нескольких исходных точек поврежденной поверхности изоляции как бы расползаются прожоги, образуя сложный рису-нок с ослабленной поверхностной изоляцией. При приближении “ползущего” разряда к заземленной части происходит пробой изоляции с возникновением короткого замыкания. Пробой при значительном ухудшении изоляционных характеристик может возникнуть и без образования ползущего разряда. Аналогичное повреж-дение может произойти и в том случае, если при ремонте ввода была плохо просушена бумажная изоляция.
Герметичные вводы менее трудоемки в эксплуатации и более надежны, чем негерметичные. В первые годы эксплуатации наблюдались повреждения вводов из-за образования алюминиевой пыли в сильфонах баков давления. На устранение этого явления были направлены мероприятия, предусмотренные противоаварийным циркуляром Главтехуправления Минэнерго СССР № Ц-11-83(Э) “О повышении надежности герметичных вводов 220—750 кВ с выносными баками давления” и другими директивными материалами. Выполнение этих мероприятий не освобождает от необходимости продолжать контролировать характеристики изоляции, срав-нивая результаты измерений с данными, полученными непосредственно после замены выносных баков дав-ления. На герметичные вводы, изготовленные после 1978 г., мероприятия циркуляра не распространяются.
Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение герметичности в зоне креп-ления верхней контактной шпильки. Нарушение может возникнуть вследствие неправильной сборки узла, превышения создаваемого гибким спуском радиального усилия над расчетным значением и т.д. Этот узел находится в самой верхней точке трансформатора, и избыточное давление масла в нем, особенно в холод-ное время (т.е. при минимальном уровне масла в баке-расширителе), близко к нулю. При неплотностях влага может из атмосферы просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора.
Другим распространенным видом повреждения трансформаторов является повреждение устройств регули-рования напряжения под нагрузкой (РПН). Нарушения в контактной системе избирателя могут возникать от неправильной регулировки контактов (недостаточное или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на контактах пленки окисла при редких переключениях и несвоевременно выполненных про-крутках устройства, при нарушениях в кинематической схеме.
Контактор устройства РПН может повреждаться при неправильной регулировке его контактной системы и кинематической схемы, а также вследствие несвоевременной замены трансформаторного масла. Время между срабатыванием вспомогательных и дугогасящих контактов контактора при переключении исчисляется десятыми долями секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дугогасящие свойства, процесс гашения дуги затягивается и соседние отпайки (ответвления) регулировочной обмотки трансформатора могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора.
К повреждениям устройств РПН могут приводить увлажнение и загрязнение изолирующих деталей, изготов-ление этих деталей из материалов, не предусмотренных технической документацией, ослабление креплений и т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.
К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокартон или витковая бумажная изоляция, грязное или увлажненное трансформа-торное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением ползущего разряда или без него с последующим пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), разбухание слабо намотанной изоляции, нарушения в рабо-те системы охлаждения, чрезмерные перегрузки трансформатора по току и напряжению и др. В связи с раз-нообразием причин и тяжелыми последствиями от повреждений витковой и главной изоляции своевремен-ному выявлению этого вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наибольшее внимание.
В связи с постоянным ростом энергетических мощностей растут мощности короткого замыкания (КЗ). Вслед-ствие этого роста, а также при ослабленной запрессовке обмоток электродинамическая стойкость обмоток к воздействию внешних КЗ (называемых также “сквозными” КЗ) может оказаться недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии.
Повреждения в активной стали трансформатора приводят к менее тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием короткозамкнутых контуров внутри бака. Контур может образоваться как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь, например, через прессующее кольцо и элементы заземления магнитопровода.
При современных бесшпилечных магнитопроводах короткозамкнутый контур обычно сцеплен не с главным потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рассеяния. Короткозамкнутый контур вызы-вает повышенный местный нагрев (местный перегрев), обычно в местах контактов, ухудшающий свойства трансформаторного масла. Если своевременно не устранить дефект. то может произойти повреждение твер-дой изоляции трансформатора.
И, наконец, существенное влияние на общую работоспособность трансформатора оказывают вспомогатель-ные узлы и устройства. Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах с системой охлажде-ния Ц и ДЦ (также НЦ и НДЦ) приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформа-торное масло и, будучи несвоевременно выявленным, вызывает серьезные аварии. При нарушении резино-вых и других уплотнений увлажняется трансформаторное масло. Неисправность стрелочного маслоуказате-ля приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и т.д.
Приведенный краткий обзор основных видов повреждений показывает, что в большинстве случаев они раз-виваются постепенно. Следовательно, если правильно поставить работу по проверке состояния трансфор-маторов, возникающие дефекты можно выявить до того момента, когда будет превышена какая-то критиче-ская точка. Тогда можно будет своевременно вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возникновение аварии или отказа, не допустить недоотпуск электроэнергии, снизить время и расходы на ремонт.