1.3. Анализ существующей системы оценки параметров изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов

Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов. Монография.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 173 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 > Следующая >>>

Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов

сетьсервис» [114], научно-производственное объединение (НПО) «Техносервис-Электро» [53]. Организации НПО «Техносервис-Электро» и АО «Фирма ОРГРЭС» применяют хорошо защищенную от помех методику акустических измерений и определения места ЧР в силовых автотрансформаторах. В АО «Фирма ОРГРЭС» разработан индикатор частичных разрядов типа ИЧР-1 с измерениями в полосах частот 15–75 кГц и 0,5–

2,0 МГц

; ее специалисты подчеркивают, что выявление дефекта достовер-

но лишь при возрастании интенсивности ЧР по времени, а разряды малой интенсивности могут быть и при отсутствии опасного дефекта [135].

Некоторые российские специалисты считают характеристики ЧР недостаточно достоверным критерием состояния изоляции автотрансформаторов, а защиту от помех затруднительной [98].

Периодический контроль трансформаторного масла проводится для силовых трансформаторов, особенно мощных. Состояние изоляции трансформатора, а следовательно, и его работоспособность может быть определена по результатам анализа трансформаторного масла [48, 112]. Ухудшение качества трансформаторного масла может служить причиной повреждения трансформатора в результате перекрытия ослабленных изоляционных промежутков [17, 105, 201]. Снижение электрической прочности изоляционной конструкции наступает при наличии влаги в масле, газов в

свободном состоянии и механических примесей [42, 147].

В нашей стране предельно допустимые показатели физикохимических и диэлектрических свойств трансформаторного масла регламентируются РД 34.45-51.300–97 [121]. Физико-химические испытания трансформаторного масла связаны с определением таких показателей, как пробивное напряжение, тангенс угла диэлектрических потерь, влагосодержание и др.

Пробивное напряжение – напряжение, при котором происходит пробой

масла. Пробивное напряжение определяют как среднее арифметическое шести значений напряжений [153]. Испытания проводят в стандартных разрядниках типа АИИ-70, АМ-80 либо другого типа. Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов от 330 до 500 кВ составляет 45 кВ [121, табл. 5.1]. Снижение пробивного напряжения свидетельствует о загрязнении масла водой, волокнами и другими примесями.

Тангенс угла диэлектрических потерь

масла (tg ) характеризует

свойства масла как диэлектрика. В эксплуатации tg  масла показывает степень его загрязнения и старения. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg ) приводит к снижению изоляционных характеристик

трансформатора в целом. Увеличение tg  масла без уменьшения его электрической прочности не представляет непосредственной угрозы для работы трансформатора. Браковочный норматив по

tg  эксплуатационного

Глава 1

масла всех марок, измеренный при t = 70 °С, для силовых трансформаторов на напряжении 330–500 кВ – не более 5 %.

Цвет у большинства масел светло-желтый. В эксплуатации под влиянием ряда факторов (нагрев, загрязнения, электрическое поле) из-за образующихся смол и осадков масло темнеет. Показатель цвета масла служит для ориентировочной оценки его качества как в

отечественной, так

и в зарубежной практике.

Растворимый шлам, механические примеси и взвешенный уголь –

нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Для эффективной работы силовых трансформаторов напряжением 500 кВ и выше при кислотном числе масла более 0,15 мг едкого калия KOH в эксплуатационном масле всех марок, согласно РД 34.45-51.300–97 [121], растворимый шлам должен отсутствовать. Он образуется в результате старения масла. Нерастворимые компоненты шлама представляют опасность для работы твердой изоляции из-за гигроскопических осадков и образования ими проводящих мостиков. Осадки ухудшают охлаждение трансформатора, уменьшая сечение каналов охлаждения [116]. Механические примеси и взвешенный уголь в процессе эксплуатации должны отсутствовать

[8]. Примеси появляются в масле при разрушении красок, лаков, бакелитовой и хлопчатобумажной изоляции. Углерод образуется при работе контакторов переключающего устройства в результате горения дуги.

Влагосодержание – показатель состояния масла, который тщательно контролируется в эксплуатации как в нашей стране, так и за рубежом. Необходимость измерения влагосодержания масла, заливаемого в трансформаторы на

напряжение 220 кВ и выше, определяется заводскими инструк-

циями.

При периодическом контроле в эксплуатации содержание воды в масле не должно быть больше 20 г/т [172]. При увеличении этого значения начинается образование древовидных структур повышенной проводимости, далее образуются свободные включения воды (капли), резко снижающие электрическую прочность.

Температура вспышки масла характеризует степень

испаряемости

масла. Допускается снижение температуры вспышки эксплуатационного масла всех марок не более чем на 5 °С по сравнению с предыдущим анализом [121]. Температура вспышки при нормальной работе трансформатора постепенно возрастает вследствие испарения легких фракций. При развитии дефекта температура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле газов, образующихся в

месте дефекта. Снижение температуры вспышки более чем на 5 °С по сравнению с предыдущим испытанием масла указывает на наличие дефекта, и в этом случае требуется комплексное

Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов

обследование оборудования [116]. Снижение температуры вспышки паров масла свидетельствует также о его разложении в результате местного перегрева внутри трансформатора [8].

Кислотное число масла показывает, какое количество миллиграммов едкого калия необходимо для нейтрализации кислот, содержащихся в одном грамме масла при его подкислении [8].

Кислотное число (1 мг KОH на 1 г масла) эксплуатационного масла всех

марок должно быть не более 0,25 мг KОН [121]. Повышение кислотного числа масла указывает на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [8].

Водорастворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле, свидетельствуют о низком качестве масла. В процессе эксплуатации они образуются в результате окисления масел. Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции [116, 176]. Для обнаружения кислот применяют водный раствор метилоранжа, а для обнару-

жения щелочи  раствор фенолфталеина.

Газосодержание масла определяется с помощью абсорбиометра. Возможно также измерение суммарного газосодержания с помощью хроматографа. Согласно РД 34.45-51.300–97 [121], у трансформаторов с пленочной защитой масло проверяется на газосодержание перед заливкой

и в эксплуатации. У трансформаторов с азотной защитой масло проверяется на газосодержание только перед заливкой. Газосодержание масла перед заливкой и непосредственно после заливки должно быть не более 0,1 % объема. При периодическом контроле в эксплуатации содержание в масле воздуха не должно превышать 2 % [172].

Тепловизионный контроль находит все более широкое распро-

странение

как в нашей стране, так и за рубежом [106, 120]. Эксперименты, проведенные на моделях, показали, что при инфракрасном контроле могут выявляться локальные нагревы в баке трансформатора, которые вызваны [134, 175]:



местным нагревом отдельных катушек обмотки;



перегревами контактных соединений отводов обмоток;



возникновением застойных зон масла вследствие разбухания бумажной изоляции витков, шламообразования или конструктивных просчетов.

В отчете по теме «Разработка метода инфракрасной диагностики мощных силовых трансформаторов (I этап)» [132] в виде приложения содержатся предварительные рекомендации и критерии оценки состояния электрооборудования по результатам обследований с помощью тепловизионной аппаратуры. Они, безусловно, нуждаются в

уточнении на основании

накапливаемых фактических данных.

Глава 1

Измерение состояния изоляции осуществляется с использованием параметров R

и tg δ. По методу измерения сопротивления R

наиболее эф-

фективно выявляются дефекты, приводящие к увеличению тока сквозной проводимости изоляции. Этот ток при приложении постоянного напряжения к изоляции (с помощью мегаомметра) устанавливается практически мгновенно и во времени не изменяется. Сквозной ток обусловливается как повышением наружной проводимости изоляции, так и наличием в ней путей сквозной утечки. Эффективно выявляемыми дефектами



местные увлажнения изоляции;



загрязнения изоляции;



повреждения изоляции;



попадание в изоляционный промежуток токопроводящих элемен-

считаются:

тов (металлической стружки и т. д.).

Характерные виды этих дефектов – увлажнение и загрязнение верхней и нижней ярмовой изоляции, а также изоляционной плиты изоляционных участков приводных валов РПН и др.

Измерения сопротивления изоляции обмоток R

входят в программу

обследования силовых трансформаторов электросетевых предприятий России. В соответствии с РД 34.45-51.300–97 и РД 16.363–87 [121, 172] сопротивление изоляции каждой обмотки, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50 % исходных значений.

Таким образом, метод измерения сопротивления R

позволяет вы-

полнить только оценку усредненного состояния изоляции при ее изменении под действием увлажнения и загрязнения, метод является наиболее простым и доступным, находит широкое применение при необходимости быстрой оценки состояния изоляции, например перед включением оборудования под напряжение.

Диэлектрическими потерями называется мощность Р

, рассеиваемая

в изоляции при приложении к ней переменного напряжения. Однако мощность потерь зависит не только от состояния изоляции, но и от ее объема. Поэтому для оценки состояния изоляции обычно используется тангенс угла диэлектрических потерь.

Тангенс угла диэлектрических потерь почти не зависит от размеров изоляционной конструкции, так как при

их изменении пропорционально изменяются активная и реактивная составляющие тока, проходящего через диэлектрик [176].

Следовательно, tg  является показателем только состояния изоля-

ции, но не ее геометрических размеров, что считается достоинством метода. Величина tg  дает усредненную объемную характеристику состояния диэлекрика, так как активная составляющая тока, вызванная диэлектриче-

Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов

скими потерями в местном дефекте, при измерении относится к общему емкостному току объекта.

Как правило, измерение tg позволяет обнаружить общее (т. е. охва-

тывающее большую часть объема) ухудшение изоляции [176].

Повышенное значение tg  свидетельствует [191]:



об увлажнении изоляции (главным образом объемном);



загрязнении изоляции;



неоднородности изоляции.

Увлажнение и другие вышеперечисленные дефекты изоляции вызывают увеличение активной составляющей тока I много раз быстрее, чем емкостная составляющая I

, причем она растет во

. Это приводит к увели-

чению угла  и, соответственно, tg .

Ценность этого параметра заключается в следующем:



значение tg существенно меньше зависит от влияния посторон-

них факторов, чем другие показатели состояния изоляции;



его можно измерять в условиях работы оборудования при напря-

жении 10 кВ.

Однако методы измерения tg  изоляции относительны и гораздо сложнее, чем методы измерения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции К

. Поэтому изоляция трансформаторов I–III габаритов под-

абс

вергается этому испытанию только при подозрении на ее загрязнение, если измерение R

и К

дает сомнительные результаты [191].

абс

Для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше браковочным критерием по tg  является его отклонение от заводских параметров более

๐

чем на 50 %. Однако если tg при температуре 20

С не превышает 1 %,

его сравнение с исходными данными не требуется.

В практике энергокомпаний США для силовых трансформаторов удовлетворительным считается tg до 1 %; если tg δ = 1–2 %то состояние

изоляции вызывает сомнения; tg δ = > 2 % – показатель плохого состояния изоляции.

Определение tg δ входит в программу обследования трансформаторов, принятую сетевыми организациями России [4].

Измерение потерь холостого хода позволяет выявить

возможные

дефекты магнитной системы трансформатора, что важно при эксплуатации длительно работавших трансформаторов. С помощью измерений тока намагничивания могут быть обнаружены также смещения обмоток после КЗ и повреждения межвитковой изоляции, устройства РПН.

Измерение тока холостого хода и сравнение его с предыдущими данными входят в комплексы обследований трансформаторов крупнейших организаций, например

энергокомпаний EDF и National Grid, трансформа-

торостроительных фирм Siemens и Smit Netherlands.

Глава 1

По мнению польских специалистов, для выявления витковых замыканий достаточно сравнить значения тока холостого тока, измеренные при напряжении 220 В. Специалисты фирмы Doble Engineering рекомендуют напряжение 10 кВ, утверждая, что при меньшем напряжении можно не получить правильных выводов, особенно тогда, когда замыкание охватывает относительно малое число витков.

В отечественной практике по требованиям РД 34.45-51.300–97 [127] измерения

потерь холостого хода проводятся при напряжении и по схемам,

при которых выполнялись измерения на заводе.

Для вновь вводимых после ремонта трансформаторов измеренные значения потерь в соответствии с действующими нормами не должны отличаться от заводских данных более чем на 5 %. При комплексных испытаниях в процессе эксплуатации отличие измеренных значений потерь

от

исходных данных не должно превышать 30 %.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току входит в обязательный объем заводских контрольных испытаний каждого трансформатора. Кроме того, при поступлении информации о неисправности трансформатора от средств непрерывного контроля или средств периодического контроля, выполняемого без отключения трансформатора, в ряде случаев выполняют измерение сопротивления обмоток постоянному току для уточнения характера и места дефекта.

Эти измерения позволяют проверить [63]:



качество соединений и паек, имеющихся в обмотках;



качество контактов в переключателях;



отсутствие обрывов, правильность числа параллелей (отсутствие обрывов одной или нескольких параллелей в обмотках, намотанных из нескольких параллельных проводников).

Сопротивление обмоток постоянному току измеряется по схеме «моста» или по методу потери напряжения (с помощью вольтметра и амперметра).

Измеренные значения сравнивают с полученными ранее. Они не должны отличаться от исходных

более чем на 5 %, а разница в измеренных на разных фазах не должна отличаться более чем на 2 % (при одинаковых положениях регулировочных отпаек).

Измерение сопротивлений короткого замыкания позволяет определить нарушение геометрии обмоток силового трансформатора в результате механических воздействий при протекании больших токов или нарушения механизма прессовки.

При протекании по обмоткам

трансформатора больших токов (например, токов внешних КЗ) возникают электродинамические силы, которые могут вызвать деформацию отдельных проводников, катушек или

Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов

всей обмотки. Вероятность повреждений при таких воздействиях зависит не только от значения тока, но и от числа внешних КЗ, создавших броски тока. Ослабление усилий прессовки приводит к повышенным вибрациям обмотки и, как следствие, к витковым замыканиям из-за истирания изоляции [145].

Основным параметром, характеризующим деформацию обмоток, является сопротивление короткого замыкания трансформатора По изменению Z

можно определить степень деформации обмоток. Кри-

Zк [190].

терием отбраковки является отличие на 3 % от измеренных до КЗ величин, а также отличие на 3 % Z

по фазам на основном и крайних ответв-

лениях обмотки [121].

Измерение коэффициента трансформации дает возможность про- верить правильность подсоединения отводов устройства РПН и установки привода ПБВ. Коэффициент трансформации измеряют с помощью специальных электрических схем (мостов) по способу компенсации или методом двух вольтметров, один из которых присоединяется к обмотке низшего, а

другой – к обмотке высшего напряжения. Класс точности измерительных вольтметров должен быть не ниже 0,2. Коэффициент трансформации определяют на всех регулировочных ответвлениях обмоток и на всех фазах.

Проверку электрической прочности изоляции выполнять при вво- де маслонаполненных трансформаторов в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции

сухих трансформаторов обязательно [103, 137, 178]. При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов.

Электрическую прочность изоляции между обмотками разных напряжений (высоких – ВН, средних – СН, низких – НН) и каждой из них относительно заземленных частей трансформатора определяют приложенным напряжением. Это

испытание, называемое часто испытанием главной изоляции трансформатора, состоит в том, что от постороннего источника переменного тока через специальный испытательный трансформатор подают напряжение на испытуемую обмотку трансформатора, при этом один провод от испытательного трансформатора подключают к соединенным между собой вводам испытуемой обмотки, а другой – соединяют с заземленным баком. Все остальные

вводы других обмоток, включая вводы расщепленных ветвей обмоток, а также зажимы измерительных обмоток трансформаторов тока, встроенных во вводы трансформатора, соединяют между собой и заземляют вместе с баком испытуемого трансформатора.

В результате приложения повышенного напряжения в испытуемой изоляции создается увеличенная напряженность электрического поля, что позволяет выявить в ней дефекты, не

обнаруженные другими методами.

Глава 1

К наиболее характерным дефектам, выявляемым при этом испытании, относятся:



недостаточные расстояния между гибкими неизолированными от-

водами обмоток НН в месте их подключения к шпильке ввода;



наличие в трансформаторе воздушных пузырей;



некоторые виды местного увлажнения и загрязнения изоляцион-

ных деталей.

Испытания проводят главным образом для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно. В отдельных случаях этот метод применим для проверки электрической прочности изоляции обмоток НН (до 35 кВ) трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

В настоящее время для определения состояния силовых

маслонапол-

ненных трансформаторов используют следующие методы:

1) комплексные испытания с обязательным проведением опытов ко-

роткого замыкания;

2) физико-химические анализы трансформаторного масла с определением содержания и состава фурановых производных, ионола, объемного удельного сопротивления и т. п.;

3) хроматографический анализ газов, растворенных в масле;

4) тепловизионное обследование электрооборудования;

5) измерение наличия и уровней

частичных разрядов в изоляции;

6) контроль характеристик изоляции под рабочим напряжением;

7) зондирование обмоток трансформаторов низковольтными импульсами;

8) определение мутности масла оптоэлектронными методами;

9) ультразвуковое обследование трансформаторов;

10) вибрационное обследование трансформаторов.

Из перечисленных методов методическое обеспечение, перечень требований по периодичности проверок и нормы оценки характеристик (РД 34.45-51.300–97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования») имеют

методы 1−6, а методы 7−10 находятся в стадии апробации (табл. 1.6).

По данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис», удельное число отказов трансформаторов составляет от 0,86 до 1,50 % от установленных. Удельное число аварий трансформаторов – от 0,22 до 0,50 %, что значительно ниже, чем у другого оборудования.

У трансформаторов, работающих с переменной нагрузкой, дефекты возникают уже через 15–20 лет,

а у трансформаторов, работающих в по-

стоянном режиме, – через 30 лет эксплуатации [52].

В целом по маслонаполненным трансформаторам низкий уровень обслуживания и ремонта дает 21 % повреждений, т. е. практически столько

Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов

же, сколько обусловлено естественным старением изоляции. Следовательно, своевременное обнаружение в трансформаторном масле тех или иных компонентов, образующихся в процессе эксплуатации, несомненно, является первостепенной задачей для надежной оценки состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования.

Таблица 1.6

Методы выявления дефектов в трансформаторе

Дефекты в трансформаторе

Дефекты масла (около 10 % дефектов):

старение загрязнение и/или увлажнение частичные разряды перегрев с искрением и/или дуговой разряд

Дефекты твердой изоляции (~10 % дефектов):

старение загрязнение и/или увлажнение слабый перегрев частичные разряды

Дефекты в магнитопроводе (~5 % дефектов):

локальный нагрев увеличение потерь короткозамкнутые контуры распрессовка магнитопровода

Дефекты обмоток (~5 % дефектов):

повышенный нагрев деформация и/или распрессовка обмоток ослабление контактов

Дефекты РПН (~35 % дефектов):

нарушение герметичности ослабление контактов

Дефекты вводов (~35 % дефектов):

снижение изоляционных характеристик старение масла частичные разряды нарушение герметичности ослабление контактов

Дефекты в системе охлаждения:

нарушение эффективной работы маслоохладителей

Методы выявления

(см. с. 28)

1–3 1, 2 3, 5

1–3 1, 2

3, 5

1–4

1, 3, 4, 9

7, 9, 10

3, 4

1, 4, 9, 10

1, 3

2, 3

1, 3, 4

1, 4, 5, 8

2, 3, 4

3, 5

1, 4

Наиболее сильно снижают надежность трансформаторов, как показывает анализ основных причин их повреждения, дефекты конструкции и изготовления, а также недостатки эксплуатации и ремонта трансформаторов (табл. 1.7).

Глава 1

Таблица 1.7

Данные по отказам трансформаторов

Причины отказов трансформаторов Доля отказов, %

Изменения свойств материалов (старение) Дефекты конструкции и изготовления Недостатки эксплуатации Посторонние воздействия Нерасчетные режимы в сети Дефекты ремонта Климатические и внешние воздействия

21,6 19,4 16,8 10,3

5,8 4,2 3,5

Из всех материалов, используемых в трансформаторах, изоляционные материалы претерпевают наибольшие изменения в процессе эксплуатации. Такие изменения, обычно называемые старением, непосредственно определяют надежность работы трансформатора и его ресурс.

1.3. Анализ существующей системы оценки параметров изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов

Изоляция силового маслонаполненного трансформатора (автотрансформатора) подразделяется на внутреннюю и внешнюю (рис. 1.2).

Внешней изоляцией называют воздушную изоляцию вне бака трансформатора. К ней относятся воздушная изоляция вводов до заземленных частей и воздушные промежутки между вводами разных обмоток.

Внутренней изоляцией называют изоляцию частей, находящихся внутри бака трансформатора, большей частью в масле.

Внутренняя изоляция, в свою очередь, подразделяется на изоляцию главную и продольную.

Главная изоляция – это изоляция данной обмотки вместе с электрически соединенными с ней экранами, отводами и переключателями относительно корпуса, т. е. по отношению к заземленным частям магнитопровода и бака, а также изоляция по отношению к соседним обмоткам, элек трически не соединенным с нею.

Продольной изоляцией называют изоляцию между электрически соединенными частями обмоток, отводов, экранов и переключателей, имеющих разные потенциалы.

При контрольных испытаниях по определению состояния изоляции трансформаторов производились замеры сопротивлений главной изоляции.

Главную изоляцию трансформатора можно представить в виде параллельной схемы замещения диэлектрика (изоляции). На

рис. 1.3 показана

<<< < Предыдущая 1 23 / 173 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]