Оценка влагосодержания изоляции обмоток силовых трансформаторов по диэлектрическим характеристикам

tg необходимо определить по результатам профилактических испытаний.

Испытания для двухобмоточного трансформатора должны включать в себя измерения тангенса угла диэлектрических потерь, емкости изоляционного промежутка между обмотками высшего и низшего напряжения и температуры верхнего слоя масла трансформатора. Для трансформатора с большим числом обмоток должны измеряться тангенсы угла диэлектрических потерь и емкости изоляционных промежутков между соседними обмотками при заземленных остальных обмотках. Кроме этого, должен измеряться тангенс угла диэлектрических потерь трансформаторного масла.

Для определения влажности изоляции для двухобмоточного трансформатора выполняется измерение емкости и тангенса угла диэлектриче- ских потерь межобмоточной изоляции при помощи моста Шеринга по нормальной схеме, когда электродами являются обмотка высшего напряжения, к которой присоединяют высоковольтный вывод испытательного трансформатора, и обмотка низшего напряжения, к которой присоединяют вывод моста Шеринга, а экран моста и второй вывод испытательного трансформатора заземляют.

Для автотрансформаторов используется та же схема, где электродом служат электрически соединенные последовательная и общая обмотки.

Для трехобмоточных трансформаторов выбирают три пары обмоток: высшего – среднего, среднего – низшего и высшего – низшего напряжений, причем третью обмотку (низшего, высшего и среднего напряжений) заземляют, а измерения проводят соответственно для каждой пары прилегающих обмоток, всего 2 раза.

Для трехобмоточного трансформатора с расщепленными обмотками, например, низшего напряжения, выбирают пару обмоток, а две другие обмотки заземляют и измерения производят для каждой выбранной пары прилегающих обмоток, всего 3 раза.

Указанные ранее результаты испытаний для оценки влагосодержания твердой изоляции трансформатора имеют смысл лишь в том случае, если их можно более или менее точно соотнести с температурой верхнего слоя масла, которая, вообще говоря, не совпадает с реальной температурой изоляции Ò в момент измерений.

Для надежного определения влажности твердой изоляции в пределах 2% по массе необходимо учитывать влияние следующих факторов:

измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток должно производиться че- рез такой промежуток времени после отключения трансформатора, когда температура меди обмотки и температура масла, омывающего обмотку, примерно одинаковая по высоте обмотки;

наличие емкостей вводов; тангенс угла диэлектрических потерь масла.

Масло и обмотка путем теплопередачи по меди и конвекции в масле относительно быстро приобретают практически одинаковую температуру. Приближенно, с точностью до нескольких градусов в сторону превышения, температура изоляции равна искомой температуре через 2 ч и более после отключения трансформатора.

Влияние емкости вводов при оценке влагосодержания твердой изоляции расчетным путем невелико ввиду того, что она имеет размер сотен пикофарад, в то время как емкости обмоток трансформатора имеют размер тысяч пикофарад. Кроме того, измерение емкости и угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора производится при присоединенных вводах так, что их емкость постоянно участвует при измерениях на трансформаторе, создавая лишь относительно небольшую, около 10%, систематическую погрешность измерений, что несущественно влияет на вывод о наличии изменения тангенса угла диэлектрических потерь и влажности изоляции.

Контроль изоляции только одной зоны (между обмотками трансформатора) не осложнен влиянием изоляционных характеристик вводов обмоток, поскольку токи утечки вводов в рассматриваемой нормальной схеме измерений отводятся от измерительных элементов моста заземленным экраном. Во избежании внесения дополнительных погрешностей от расчетного приведения тангенса угла диэлектрических потерь масла к температуре масла трансформатора следует проводить измерение тангенса угла диэлектрических потерь взятой из трансформатора пробы масла непосредственно при температуре, при которой делалось испытание трансформатора.

Таким образом, исходные данные для определения влажности твердой изоляции следующие:

емкость и тангенс угла диэлектрических потерь межобмоточной изоляции, измеренные на отключенном от сети и отсоединенном от ошиновки трансформаторе через 2 ч и более после отключе- ния, либо прогретом индукционным способом до температуры верхних слоев масла не менее 60°С;

тангенс угла диэлектрических потерь масла трансформатора, измеренный при той же температуре;

схема расположения обмоток (ближайшая к стержню, баку, промежуточные);

заводской чертеж ”Установка обмоток” для трансформаторов данного типа.

Зависимость тенгенса угла диэлектрических потерь от влаги значительна при содержании влаги около 2% при температуре изоляции порядка 60°С. Поэтому, проводя измерения на прогретом до такой температуры трансформаторе, обеспечи- вается надежный контроль содержания влаги в изоляции до 2%.

Измеренный tg не совпадает с искомым tg ò твердой изоляции из-за недозаполнения изоляци-

онного промежутка твердой изоляцией. Поправка на наличие в промежутке масла позволяет найти искомый тангенс угла потерь твердой изоляции

ãäå kò, kì – коэффициенты влияния на измеренный тангенс угла диэлектрических потерь твердой изоляции и масла соответственно;

ãäå Vò, Vì – коэффициенты заполнения промежутка между обмотками низшего и высшего напряжения твердой изоляцией и маслом по окружности обмоток соответственно; Qò, Qì – то же по радиусу; – отношение диэлектрических проницаемостей маслопропитанной твердой изоляции и масла, равное почти 2.

Vò + Vì = 1; Qò + Qì = 1; kò + kì = 1.

Если данные о конструктивных размерах изоляции отсутствуют, то для приближенного определения тангенса угла диэлектрических потерь твердой изоляции следует принять

kò 0,6; kì 0,4.

Тангенс угла диэлектрических потерь твердой изоляции в соответствии с формулой (1) определяется

Воспользовавшись рисунком, по тангенсу угла диэлектрических потерь твердой изоляции можно найти влагосодержание твердой изоляции W.

Данная методика определения влажности твердой изоляции недейственна при наличии сильного загрязнения масла продуктами его старения. В

этом случае зависимость (1) может дать отрицательное значение tg ò, что и является признаком сильного загрязнения.

Осуществление контроля в изоляции зон между обмотками трансформатора вполне достаточно. Дополнительно, при необходимости можно контролировать изоляцию трансформатора в зонах между сердечником и внутренней обмоткой и между наружной обмоткой и баком. В этом случае используется перевернутая схема измерений с помощью моста Шеринга, которая, однако, не обеспечивает исключения влияния вводов и дает завышение, примерно на 10%, результатов определения диэлектрических характеристик и влажности изоляции.

Выводы

1.Разработана методика оценки влагосодержания изоляции обмоток трансформатора расчетным путем по измерениям тангенса угла диэлектриче- ских потерь изоляции и масла.

2.При измерениях тангенса угла диэлектриче- ских потерь изоляции, произведенном на трансформаторе, прогретом до 60°С, обеспечивается контроль содержания влаги в изоляции до 2%.

3.Во избежание внесения дополнительных погрешностей от температурного пересчета тангенса угла диэлектрических потерь масла измерение его следует проводить при температуре, при которой делалось измерение тангенса угла диэлектриче- ских потерь изоляции обмоток трансформатора.

Список литературы

1.ÐÄ 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998.

2.Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних коротких замыканий в силовых трансформаторах / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю., Неклепаев Б. Н. – Электрические станции, 2003, ¹ 2.

3.Oommen T. V., Pertie E. M., Lidgren S. R. Bubble generation in transformer windings under overload conditions. Sixty-Second International Conference of Doble Clients. March, 1995.

Эндоскопы являются оптикоэлектронными устройствами, предназначенными для осмотра и исследования внутренних труднодоступных поверхностей оборудования. В настоящее время эндоскопия является наиболее удобным, информативным и экономичным методом неразрушающей визуальной дефектоскопии. Метод эндоскопии применим для подавляющего большинства машин практически любого назначения и сложности.

Промышленность выпускает три типа эндоскопов: гибкие оптоволоконные фиброскопы окулярного наблюдения, гибкие видеоскопы телевизионного наблюдения, жесткие трубчатые бороскопы окулярного наблюдения. Рабочая зона освещается с помощью наружного источника, для этого свет пропускается по световоду внутри эндоскопа. Это позволяет производить обследование в полостях с нулевой освещенностью.

При проведении работ на окуляры фиброскопов и бороскопов устанавливается фотоаппарат или миниатюрная телекамера, соединенная с видеокамерой, для документирования результатов обследования. Изображение с видеоскопа записывается непосредственно на видеокамеру. Применение цифровых фотоаппаратов и видеокамер существенно упрощает процесс записи изображения дефектов и их последующее исследование. Цифровой фотоснимок может быть направлен по электронной почте в научно-исследовательский институт или на завод – изготовитель оборудования для более точной идентификации дефектов.

Освещение осматриваемой поверхности узким ярким лучом света, излучаемого эндоскопом, создает условия для существенной концентрации внимания эндоскописта на небольшом участке поверхности. Поэтому увидеть и зафиксировать удается значительно больше дефектов, чем при осмотре, например, с помощью стандартного переносного светильника (фонаря, переносной лампы и др.). Благодаря небольшому диаметру эндоскопов их можно вводить в узкие и глубокие промежутки между конструктивными элементами, в том числе и в зоны, не находящиеся в пределах прямой видимости. Эндоскопы дают возможность выявлять дефекты, ранее недоступные для контроля.

В электроэнергетике эндоскопы используются для обследования генераторов, трансформаторов,

электродвигателей, турбин, сосудов под давлением, теплообменников и др.

Контроль технического состояния турбогенераторов электростанций Тюменьэнерго во время ремонтов проводится с 1989 г. с помощью эндоскопов фирмы “Олимпас”. С 2004 г. такие работы осуществляет Информационно-диагностический центр (ИДЦ) ЗАО “Кварц-Западная Сибирь”. Накоплен опыт выявления и оценки значимости большого числа дефектов и неисправностей статоров и роторов генераторов. В данной статье предпринята попытка его некоторого обобщения.

Для осмотра узлов турбогенераторов ИДЦ применяет бороскопы диаметром 4,1 мм прямого и бокового обзора; фиброскоп диаметром 11,1 мм или видеоскоп диаметром 6 мм с адаптерами прямого и бокового обзора; фиброскоп диаметром 4,1 мм прямого обзора.

При осмотре статора эндоскопы вводятся в

следующие зоны:

âвентиляционные каналы сердечника статора. Контролируются целостность полупроводящего покрытия и изоляции стержней обмотки, наличие боковых гофрированных прокладок, возможное повреждение пазовыми разрядами и следы истирания изоляции стержней, зазор между верхним и нижним стержнями в пазу, зазор между нижним стержнем и дном паза, отсутствие посторонних ферромагнитных предметов;

âзазоры между прямолинейными участками лобовых частей. Контролируется состояние изоляции на выходе стержней из пазов (истирание, изломы, прорезание), состояние узлов распора лобовых частей, наличие или отсутствие трещин в крайнем сегменте активной стали, наличие или отсутствие местного аномального перегрева нажимных пальцев и трещин в них;

âзазор между статором и ротором при невыведенном роторе и снятых торцевых щитах. Контролируется состояние крайних пакетов сердечника статора;

внутрь водяных коллекторов. Контролируются качество приварки штуцеров и наличие загрязнения.

При осмотре ротора эндоскопы вводятся в следующие зоны:

âвентиляционные каналы пазовой части (ротор с форсированным охлаждением). Проверяется механическая целостность гильзы, отсутствие

смещения витковой изоляции, определяется цвет побежалости на меди, качество укладки улитки на дно паза, степень растрескивания и омеднения подклиновых прокладок;

под бандажные кольца (через отверстия звездочки вала ротора при неснятых бандажах). Проверяется отсутствие посторонних предметов, состояние меди лобовых частей, витковой и межкатушечной изоляции, оценивается опасность нарушения системы крепления лобовых частей и смещения витков, определяется целостность и чистота концов гильз, состояние сегментов подбандажной изоляции;

в зазоры между дуговыми участками лобовых частей (при снятых бандажных кольцах). Проверяется целостность паек витков катушек обмотки ротора.

Опыт обследования турбогенераторов с помощью эндоскопов показал, что количество выявляемых дефектов увеличивается в несколько раз по сравнению с традиционными методами осмотра. При этом удается выявить ряд неисправностей, которые могли бы быть выявлены традиционными способами только после трудоемкой разборки узлов машины (например, снятия бандажных колец с ротора, расклиновки пазов ротора, выемки нижних стержней из статора).

Так, например, с помощью бороскопа было обнаружено массовое растрескивание первых сегментов активной стали в углах дна пазов статора одного из генераторов мощностью 200 МВт. На стороне “В” трещины обнаружены у 12 пазов, в том числе у пазов ¹ 9 (1 точка, длина трещины 2 мм), ¹ 10 (1 точка, длина 3 мм), ¹ 11 (1 точка, длина 1 мм), ¹ 23 (1 точка, длина 1 мм), ¹ 30 (1 точка, длина 10 мм; 2-я точка, длина 5 мм), ¹ 35 (1 точка, длина 1 мм), ¹ 37 (1 точка, длина 2 мм),

¹38 (1 точка, длина 8 мм; 2-я точка, длина 5 мм),

¹42 (1 точка, длина 3 мм), ¹ 55 (1 точка, длина 6 мм), ¹ 57 (1 точка, длина 19 мм), ¹ 58 (1 точка, длина 10 мм).

На стороне “Т” трещины обнаружены у 5 пазов, в том числе у пазов ¹ 7 (1 точка, длина 1 мм), ¹ 10 (2 трещины в одном углу длиной 0,5 мм каждая), ¹ 53 (1 точка, длина 3 мм), ¹ 56 (1 точка, длина 5 мм), ¹ 60 (1 точка, длина 15 мм, трещина уходит под нажимной палец).

На основании полученных результатов рекомендовано провести повторное эндоскопическое обследование контура дна пазов статора во время следующего капитального ремонта; при обнаружении признаков развития дефектов рассмотреть и принять решение о замене статора на новый, а поврежденный статор отправить на завод “Электросила” для реконструкции крайних пакетов активной стали.

При осмотре в 2003 г. контура дна пазов статора резервного генератора мощностью 200 МВт, у

которого в 1989 г. была полностью заменена обмотка, обнаружены следующие неисправности:

зазор между неплотно установленной пазовой концевой коробкой и дном паза;

зазор между концевой коробкой, плотно установленной на дно паза, и прокладкой;

зазор между прокладкой, плотно лежащей в концевой коробке (коробка, в свою очередь, плотно лежит в пазу), и узкой гранью нижнего стержня.

В соответствии с заводской конструкторской и технологической документацией зазоры между стержнем и дном паза недопустимы.

На стороне “В” установка бандажных колец на кронштейнах и выбор толщины прокладок из препрега на кольцах были выполнены ремонтной организацией более тщательно, чем на стороне “Т”. На стороне “В” в 54 пазах из 60 стержни были плотно прижаты ко дну паза (при этом наблюдаемые зазоры 0,5 мм считались условно-допустимы- ми). Зазоры размером 1 и 2 мм были обнаружены на выходе нижних стержней из 6 пазов; у этих же пазов были выявлены зазоры и на стороне “Т”.

Установка бандажных колец на стороне “Т” была выполнена менее качественно, в результате чего на выходе из 13 пазов наблюдается зазор от 3 до 4 мм, на выходе из 20 паза – от 1 до 2 мм. При выборочном осмотре дна паза через уширенный вентиляционный канал активной стали также были обнаружены зазоры до 2 мм, примерно в 20% проконтролированных пазов.

Неплотно уложенные стержни были прижаты ко дну паза в средней части статора силой давления пазовых клиньев, а потому в них возникли напряжения статического изгиба. Поскольку у новых стержней процесс полимеризации компаунда не был завершен (это происходит в процессе работы генератора), то в местах деформации изоляции в слоях между стекловолокном и эпоксидным компаундом произошли ее структурные изменения и возникли микротрещины.

Изоляция с такими дефектами из-за большой толщины и пониженной влажности может выдержать испытательное напряжение при приемо-сда- точных испытаниях, но в процессе эксплуатации сломаться под действием циклического изгиба.

На основании полученных результатов и с уче- том других обнаруженных дефектов, допущенных ремонтной организацией во время замены обмотки в 1989 г., рекомендовано произвести повторную полную замену обмотки на резервном статоре.

С самого начала проведения осмотров пазовой части роторов с помощью эндоскопа в 1996 г. были обнаружены признаки омеднения и сильного нагрева подклиновых прокладок в отсеках горяче- го газа роторов турбогенераторов мощностью 200 МВт. В этих отсеках медь верхних витков изменила свой первоначальный цвет от светло-розо- вого до серебристого или синего, а кромки гильз

почернели; подклиновые прокладки также почернели, растрескались и покрылись пятнами меди.

Образование медных пятен на скосах подклиновых прокладок в отсеках горячего газа явилось следствием сильного перегрева верхнего витка катушек и изоляционных деталей из стеклотекстолита из-за неэффективной работы системы охлаждения пазовой части роторов. Однако тепловые испытания генераторов не выявили данное нарушение.

Âотсеках холодного газа явления перегрева меди и изоляции нет; в вентиляционных каналах первых отсеков, считая от бандажных колец, через которые выходит нагретый водород из лобовых ча- стей катушек, явление перегрева не наблюдается.

Âпроцессе переклиновки ротора генератора в 1997 г. впервые было обнаружено, что поверхность подклиновых стеклотекстолитовых прокладок в отсеках горячего газа, прилегающих к широкой грани верхних витков катушек, обуглилась, так как температура достигала 270 – 290°С, а скосы покрылись токопроводящими медными пятнами. Затем обугливание и омеднение были выявлены на прокладках остальных генераторов данной электростанции.

На основании результатов эндоскопического обследования рекомендовано заменить подклиновые прокладки на новые во время капитальных (или средних) ремонтов, а в три паза каждого статора установить специальные клинья с резиновыми пластинами для усиления вентиляции пазовой части ротора.

Из-за ослабления узлов распора лобовых частей обмоток статоров турбогенераторов 800 МВт в процессе работы нередко происходили тяжелые повреждения машин.

Узлы распора лобовых частей обмоток статоров генераторов типа ТВВ состоят из двух клиновидных прокладок и клина. Прочность узлов обеспечивается за счет сил сухого трения между клином и прокладками. При ослаблении прочности узла клин либо выпадает, либо вибрирует, что приводит к отсоединению прокладок от широких граней стержней обмотки. Освободившиеся прокладки и клин истирают корпусную изоляцию и медь токоведущей части стержней, вызывая пробой обмотки на землю.

Для контроля дефектов узлов распора генератора мощностью 800 МВт во время ремонта был применен бороскоп диаметром 4,1 мм с боковым

направлением обзора. Обследование показало, что в узлах распора имеются явные признаки их ослабления: истирание клиновидных прокладок верхних стержней о прокладки нижних стержней, смещение клиньев относительно прокладок. При обследовании другого генератора было обнаружено к тому же и истирание прокладками (а они изготовлены из стеклотекстолита) металла нажимных плит статора.

По результатам эндоскопического обследования было рекомендовано произвести модернизацию узлов распора по методу ГУП ВЭИ на всех генераторах мощностью 800 МВт. Работа была выполнена на семи турбогенераторах, результаты положительные. Суть модернизации состоит в замене сухого трения между прокладками и клином на замковое штифтовое соединение.

Широкое применение эндоскопов для дефектоскопии турбогенераторов сдерживается относительно высокой стоимостью комплектов эндоскопи- ческой аппаратуры. Однако внедрение метода эндоскопии в технологический процесс ремонтов и подготовка квалифицированных эндоскопистов из числа специалистов по генераторам весьма быстро окупают вложенные средства.

Выводы

1.Применение эндоскопов для выявления дефектов позволяет существенно повысить эффективность оценки технического состояния турбогенераторов.

2.С помощью эндоскопов удается выявить, а затем исследовать и принять меры по предотвращению ряда критических дефектов и неисправностей турбогенераторов. К ним можно отнести выявление местных перегревов в отсеках горячего газа роторов с форсированным охлаждением, приводящих к образованию на скосах подклиновых прокладок токопроводящих медных пленок; выявление растрескивания активной стали в углах дна пазов статора; выявление нарушения распорных узлов лобовых частей обмоток статоров; выявление случая нарушения технологии укладки нижних стержней на дно пазов статора при проведении полной замены обмотки.

3.Необходима разработка отраслевых нормативных методических указаний по дефектоскопии генераторов и оценки критериев их технического состояния с помощью эндоскопов.