Обеспечение надежности силовых трансформаторов

Критерий скорости нарастания газов в масле при превышении концентрации газов за граничные значения является решающим для отключения трансформатора [20].

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

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.

Опыт ГХА масла в трансформаторах различных организации 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.

Во многих системах учитывается наличие или отсутствие устройств РГШ, 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,

Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов, контролируемых разным организация ми. 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 [21].

2.4 Обследование отключенного трансформатора

Цели обследования трансформаторов. 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 проводятся при ухудшении рабочего состояния, выявленного непрерывным или периодическим контролем без отключения от сети [1]. 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.

В последние годы в нашей стране и за рубежом проводят массовые обследования парка трансформаторов, вызванные быстрым ростом доли трансформаторов, выработавших свой нормативный ресурс [71].

Установлены следующие этапы обследования оборудования: измерения контрольных параметров и сравнение с нормами; анализ результатов комплекса измерений; оценка возможных опасных внешних воздействий; опенка состояния трансформатора: принятие решения о дальнейшей его эксплуатации.

Принятие решения -- очень ответственная задача из-за возможных тяжелых последствий ошибки, ведущей к аварии оборудования в работе. При решений 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 [3],

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

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 е программу обследования трансформаторов, принятую РАО «ЕЭС России» [29]. В него входят: паспортные и конструктивные данные трансформатора; сведения о сроках ввода в эксплуатацию; сведения о капитальных ремонтах; степень загрузки трансформатора; кратковременные и длительные повышения напряжения; частота и пределы использования устройства РПН; данные периодических профилактических испытаний.

В эти данные входят:

· сопротивления изоляции обмоток R₆₀ и R₁₅, tg д емкость изоляции, температура при измерениях (данные, полученные на заводе после монтажа и капитального ремонта, данные последних трех измерений при профилактике);

· сопротивления обмоток постоянному току (данные заводские, монтажные, после капитального ремонта и в эксплуатации);

· данные анализа масла: пробивное напряжение, tg д при 20, 70 и 90 °С (последние измерения tg д масла - при температуре измерений параметров изоляции), значение кислотного числа КОН, температура вспышки, наличие механических примесей;

· результаты ГХА масла с датами отбора проб за последние три года;

· сопротивления КЗ Z_k для рекомендуемых пар обмоток, паспортные значения U_k, и сведения о протекавших токах КЗ (с выделением отдельно числа КЗ на шинах подстанции и вблизи них).

Программа направлена на выявление следующих дефектов узлов трансформатора: среднего влагосодержания твердой изоляции обмоток; степени загрязнения твердой изоляции обмоток; степени старения и остаточного ресурса твердой изоляции (по коэффициенту DР и содержанию фуранов в масле); наличия опасной деформации обмоток (по изменениям Z_k; дефектов в активной части (по результатам ГХА масла); дефектов магнитопровода (по изменениям тока XX); разгерметизации трансформатора с пленочной защитой; перегревов контактных соединений; дефектов устройства РПН; дефектов системы охлаждения; дефектов высоковольтных вводов; степени старения масла (по химическим и оптическим характеристикам); степени выработанное™ адсорбентов на фильтрах.

При обследованиях в первую очередь производится наружный и внутренний осмотр трансформатора.

Наружный осмотр является одним из главных мероприятий в эксплуатации, производимым периодически во время нормальной работы трансформаторов. Порядок осмотра определяется как заводскими инструкциями, так и инструкциями по эксплуатации трансформаторов. При осмотре проверяются: уровень масла в расширителе и в РПН; наличие течей бака, охладителей, маслопроводов, РПН; температура масла (уставка и значение на термоуказателе).

Внутренний осмотр доступных узлов трансформатора производится при наличии специальных люков.

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.

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. Сопротивление изоляции сильно зависит от температуры обмотки, стабильности напряжения мегаомметра.

Одним из косвенных методов оценки состояния изоляции является определение коэффициента абсорбции (R₆₀/R₁₅ или R_10мин/R_1мин), 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 [25]. Тем не менее, аппаратура для таких измерений дает возможность измерить и значения сопротивления изоляции.

Тангенс угла потерь и емкость изоляции, измеряемые на переменном напряжении промышленной частоты, позволяют выявить 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 контролируемо объекта. Так, величина tg д, 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 изолинии. 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» [14] браковочным критерием по tg д для трансформаторов напряжением ПО кВ и выше является превышение его значения на 50 % по сравнению с заводскими данными. Однако если tg д при температуре 20 °С не превышает 1 %, его сравнения с исходными данными не требуется. энергосистема трансформатор

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

Чаще всего для определения емкости и tg д изоляции трансформаторов используется мост Шеринга, применяющийся при измерениях как на высоком, так и на низком напряжении.

ГЛАВА 3 НЕЧЕТКИЕ МОДЕЛИ И АЛГОРИТМЫ ОЦЕНКИ

ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 Оценка технического состояния по результатам ХАРГ

В мировой практике в энергокомпаниях, а также в энергосистемах, и России и Украины храмотографический анализ раствореннных газов в масле принят как основной вид диагностики, выявляющий большинство дефектов, и в настоящем время принят как базовый метод при оценке технического состояния трансформаторов.

При оценке технического состояния трансформатора оборудования по результатам ХАРГ руководствуются следующими критериями [1]:

· граничных концентраций, позволяющий установить наличие локальных повреждений и определить целесообразность постановки на учащенный контроль;

· отношения концепции, позволяющий уточнить вид развивающегося дефекта;

· скорости нарастания, определяющего степень опасности дефекта. Существующие различные методы интерпретации ХАРГ в силу различия норм и критериев оценки состояния трансформаторов часто приводят к разным выводам.

Ни один из существующих методов не может быть принят в качестве универсального, базового. Наиболее распространенные из них следующие: методика МЭК599 , методика ІЕЕЕ, методика GEGB, методика Доренбурга, методика Дюваля, методика принанятая в России, новая методика РГ СИГРЭ 15.01.

Несмотря на то, что данные о концентрации растворенных в масле газов не дают достоверную информацию о техническом состоянии трансформатора и предполагают для окончательной оценки технического состояния дополнительной информации о предыдущих повреждениях, температурном состоянии верхних слоев масла, длительности и кратности перегрузок, режимах систем охлаждения и др. диагностика трансформатора на основе ХАРГ в настоящее время является основной.

Особенно эффективно для интерпретации результатов ХАРГ и других измерений и испытаний использование аппарата нечеткой логики, позволяющего на основе нечетких критериев оценки более объективно оценить состояние трансформаторного оборудования [7,41].

Рассмотрим основные особенности построения (организации) знаний XI, содержащей множество правил для диагностики развивающихся дефектов на основе анализа растворенных газов в трансформаторе. В качестве базовой методики используем методику хроматографического анализа газов, изложенную в [27]. В процессе эксплуатации трансформатора происходит непрерывный процесс газовыделения, связанного со старением масла, твердых изоляционных материалов и зависящего от химического состава масла напряженности электрического поля режима работы и продолжительности эксплуатации. Особенно интенсивно процесс газовыделения происходит при наличии повреждений в трансформаторе. С точки зрения диагностирования представляют интерес следующие выделяющиеся газы: водород Н₂, метан СН₄, этан С₂Н₆, этилен С₂Н₄, ацетилен С₂Н₂, окись углерода СО, двуокись углерода СО₂.

На первом этапе диагностирования методом ХАРГ определяются концентрации всех семи газов и сравниваются с граничными значениями концентраций, взятых из соответствующих нормативных документов. Следует также учесть, что измеренные концентрации газов могут быть использованы для расчета отношений пар газов и скорости их нарастания, если их значения, по крайней мере, в 5-10 раз превышают пороговую чувствительность по принятой методике [7,27] (табл. 3.3).

Таблица 3.3

Трансформатор имеет повреждение при превышении граничного значения концентрации хотя бы одного из газов. При сравнении полученных в результате анализа данных о концентрации с нормативными можно диагностировать возможный развивающийся дефект в трансформаторе (например повреждения типа локальных перегревов, старения изоляционных материалов, загрязнения, уважения масла и твердой изоляции, частичные разряды и др).

Состав растворенных в масле газов зависит от характера развивающегося в трансформаторе повреждения, по полученным данным ХАРГ можно ориентировочно предположить вид развивающегося дефекта.

В табл. 3.4 приведены характерные составы газов, растворенных в масле для различных дефектов трансформаторов, а в приложении 1 - вероятные причины появления растворенных газов в масле дефектных трансформаторов, используемые в методике РД 34.46302-89.

Таблица 3.4 Характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов

Условные обозначения; а - основной газ для данного дефекта; б - характерный газ с высоким содержанием; в - характерный газ с малым содержанием; г - нехарактерный газ.

Определение основного и характерных газов по результатам ХАРГ производится следующим образом: рассчитываются относительные концентрации газов по формуле:

(3.16)

где А_i - измеренное значение концентрации i-го газа; А_{гр i} , - граничные концентрации i-го газа,

По расчетным относительным концентрациям максимальное значение б_i^max

соответствует основному газу (кроме С0₂; С0₂ - основной газ, если б_СО2> 1);

а_і- характерный газ с высоким содержанием;

0,1 < а_і < 1 - характерный газ с малым содержанием;

а_і - < 0,1- нехарактерный газ.

Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов (А⁰₁) и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.

При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформатора необходимо учитывать условия его эксплуатации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава растворенных в масле газов нормально работающих трансформаторов.

Критерий граничных концентраций газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами; такие трансформаторы следует взять под хроматеграфический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением ХАРГ.

Чем меньше принятое значение граничных концентраций, тем большее количество трансформаторов будет взято под учащенный контроль и наоборот.

За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа анализов обследованных трансформаторов принятой группы (не менее 50).

Определение вида и характера развивающегося дефекта по критериям отношений концентраций пар газов. Вид развивающихся в трансформаторах повреждений (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по составу измеренных растворенных газов.

Для уточнения диагноза необходимо определить отношение концентраций пар из четырех газов: Н₂, СН₄, С₂Н₂ и С₂Н₄.

При этом следует учитывать только такие отношения, в которых концентрация хотя бы одного из газов была выше граничной концетрации.

Условия прогнозирования «разряда»: и

Условия прогнозирования «перегрева»: и

Если при этом концентрация СО < 0,03% об., то прогнозируется перегрев масла, а если СО > 0,03% об, - перегрев твердой изоляции.

Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":

и или и

Температуру в зоне нагрева можно определить по формуле

(3.17)

Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется согласно табл 4. Для определения характера дефекта по табл. 3.5 необходимо выполнение требований, приведеных выше, относительно пороговых концентраций и концентраций нар газов,

Отношение С0₂/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в табл. 3.5. Следует иметь в виду, что СО₂ и СО образуются в масле трансформатора при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции. Содержание С0₂ в масле зависит от срока работы транс форматора и способа защиты масла от окисления. Для оценки нормальной работы трансформаторов принимается отношение С0₂/СО с учетом коэффициента стандартного отклонения, равного 4, 5-13. Если отношение СО₂/СО меньше 5 или больше 13, следует считать, что повреждением затронута твердая изоляция. Полученные значения отношений СО₂/СО следует сравнить с предыдущими значениями для того же трансформатора или со значениями для подобно нагруженных трансформаторов той же конструкции.

Таблица 3.5 Определение характера дефекта в трансформаторе по содержанию газов в масле

Скорость нарастания газов в масле. Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов, а также вследствие естественного старения изоляции.

Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, !вкладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов. Дчя бездефектных трансформаторов концентрации газов за срок службы не должны превысить граничных значений (см. табл. 3.3).

Абсолютная скорость нарастания / -го газа определяется формуле

(3-18)

где А_mі, А_(m-1)i два последовательных измерения концентрации i-го газа (% об.); Т_д - периодичность диагностики - промежуток времени между двумя последовательными отборами проб масла для измерения концентрации газов (мес).

Относительная скорость нарастания і-го газа определяется по формуле

(3.19)

Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа. Если относительная скорость нарастания газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие развивающегося дефекта в трансформаторе.

Размещено на Allbest.ru