Технические средства тк.

Нагрев деталей и конструкций контактной сети измеряют портативным дефектоскопом (пирометром) ИКД, ИКТ, НРК и другими (рис. 2.10, 2.11), принцип действия – улавливание инфракрасного излучения. Точность измерения температуры зависит от расстояния и размера объекта контроля.

Наилучшие результаты достигаются при использовании тепловизора – в виде цифровой видеокамеры с возможностью контроля объектов в инфракрасном диапазоне (рис. 2.12). Высокая разрешающая способность и возможность контролировать объект в целом, в том числе автоматически, в движении с записью в память прибора, видеомагнитофон, с обработкой изображений на компьютере и распечаткой термограммы объекта.

Термоуказатели с легкоплавким припоем (95…160 ^ОС) представляет собой указатель (флажок), который при нагреве укрепляется на контактное соединение припоем, при повышении температуры термоуказатель меняет свое положение (рис. 2.13).

Комплекты термосвеч (с температурой плавления 50…160 ^ОС). Свечу закрепляют на изолирующей штанге и касаются ей отдельных частей контакта или контактного соединения. Первой применяют свечу с наиболее низкой температурой нагрева.

Волоконно-оптические датчики применяют для быстрого обнаружения перегрева внутри корпусов электрооборудования (например обмоток трансформатора).

Тепловизионный контроль применительно к силовым трансформаторам является вспомогательным методом диагностики, обеспечивающий наряду с традиционными методами (измерение изоляционных характеристик, тока холостого хода, хроматографического анализа состава газов в масле и др.) получение дополнительной информации о состоянии объекта.

Опыт проведения диагностики силовых трансформаторов показал на возможность выявления с ее помощью следующих неисправностей:

возникновение магнитных полей рассеивания в трансформаторе за счет

нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);

нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасосы, фильтры, вентиля торы и т.п.) и оценка их эффективности;

изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчетов, разбухания или смещения изоляции обмоток (особенно у трансформаторов с большим сроком службы);

нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора;

витковое замыкание в обмотках встроенных трансформаторов тока;

ухудшение контактной системы РПН и т.п.

Сложности ТК трансформаторов заключаются в том, что:

во-первых - тепловыделения при возникновении локальных дефектов трансформаторе "заглушаются" естественными тепловыми потоками от обмоток и магнитопровода;

во-вторых - работа охлаждающих устройств, способствующая ускоренной циркуляции масла сглаживает температуры возникающие в месте дефекта.

При проведении анализа результатов диагностики необходимо учитывать конструкции трансформаторов, способ охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов.

Поскольку оценка внутреннего состояния трансформатора тепловизором

осуществляется путем измерения значений температур на поверхности его бака, необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток.

Кроме того, источниками тепла являются:

массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие

кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеивания;

токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь в токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки;

контакты переключателей РПН.

При проведении ТК трансформаторов необходимо считаться с тем, что постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений трансформаторов находится в пределах 4-7 мин., а постоянные времени всего трансформатора - в пределах 1,5 - 4,5 ч.

Установившийся тепловой режим трансформатора по обмоткам наступает через 20 - 30 мин., а по маслу через 10 - 20 ч.

Выявление внутренних дефектов в трансформаторах путем измерения температуры на поверхности их баков является весьма трудоемкой операцией, зависит от многих факторов (конструкция обмоток, нагрузка, способ охлаждения, внешние климатические факторы, состояние поверхности трансформатора и т. п.) и позволяет выявлять неисправности лишь на поздних стадиях их развития.

В принципе ТК трансформаторов позволяет выявлять локальные и общие перегревы, связанные с конструктивными просчетами, перегревом контактных соединений отводов обмоток, образованием "застойных зон" масла, вызванного разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием и другими причинами.

Снятие термограмм устройств системы охлаждения трансформаторов (дутьевые вентиляторы, маслонасосы, фильтры, радиаторы трансформаторов с естественной циркуляцией масла и т. п.) позволяет оценить их работоспособность и при необходимости принять оперативные меры по устранению неполадок.

Температура нагрева на поверхности корпуса маслонасоса и трубопроводов работающего трансформатора будет практически одинакова. При появлении неисправности в маслонасосе (трения крыльчаток, витковое замыкание в обмотке электродвигателя и т.п.) температура на поверхности корпуса маслонасоса будет превышать температуру на поверхности маслопровода.

Оценка теплового состояния электродвигателей вентиляторов осуществляется сопоставлением измеренных температур нагрева. Причинами повышения нагрева электродвигателей могут быть: неисправность подшипников качения, неправильно выбранный угол атаки крыльчатки вентилятора, витковое замыкание в обмотке электродвигателя и т.п.

При ТК можно судить о работоспособности термосифонных фильтров (ТФ) трансформаторов. ТФ предназначен для непрерывной регенерации масла в процессе работы трансформатора. Движение масла через фильтр с адсорбентом происходит под действием тех же сил, которые обеспечивают движение масла через охлаждающие радиаторы, т.е. разностей плотности горячего и холодного масла.

ТФ подсоединен параллельно трубам радиатора системы охлаждения и поэтому у работающего фильтра температуры на входе и выходе, если трансформатор нагружен, должны отличаться между собой.

В налаженном фильтре будет иметь место плавное повышение температуры по его высоте. При использовании мелкозернистого силекагеля, шламмообразования в фильтре, случайном закрытии задвижки на трубопроводе фильтра, при работе трансформатора в режиме холостого хода, циркуляция масла в фильтре будет незначительна или отсутствовать вообще.

В этих случаях температура на входе и выходе фильтра будет практически одинакова.

Переключающие устройства серии РНТ и им подобные, встраиваемые в трансформаторы, состоят из переключателя и реактора, расположенных в баке трансформатора, а также контактора. Контактор переключающего устройства размещается в отдельном кожухе, расположенном на стенке баке трансформатора и залитом маслом.

Контроль состояния контактов переключателя, ввиду его глубинного расположения в баке трансформатора весьма проблематичен.

При перегреве контактов контактора, ввиду небольшого объема залитого в него масла, на стенках бака контактора будут иметь место локальные нагревы.

Неисправность плоского крана радиатора или ошибочное его закрытие приведет к перекрытию протока масла через радиатор.

В этом случае температура труб радиаторов будет существенно ниже, нежели у работающего радиатора.

С течением времени, в эксплуатации, поверхности труб радиаторов подвергаются воздействию ржавчины, на них оседают продукты разложения масла и бумаги, что порой приводит к уменьшению сечения для протока масла или полного его прекращения. Трубы с подобными отклонениями будут "холоднее" остальных.

Термографическое обследование трансформатора во многом является вспомогательным средством оценки его теплового состояния и исправности в работе, связанных с ним систем и узлов.

Термографическому обследованию трансформатора должно предшествовать ознакомление с конструкцией выполнения обмоток, системы охлаждения, результатов работы трансформатора, объем и характер выполнявшихся ремонтных работ, длительности эксплуатации, анализа повреждений трансформаторов идентичного исполнения (если они происходили), результатов эксплутационных испытаний и измерений и т. п.

Поверхности бака трансформаторов, термосифонных фильтров, систем охлаждения должны быть осмотрены и с них, по возможности, должны быть удалены грязь, следы масла, закрашена ржавчина, т. е. созданы условия для обеспечения одинаковой излучательной способности поверхностей трансформатора. Обследование предпочтительно проводить ночью (перед восходом солнца), при отключенном искусственном освещении трансформатора, в безветренную, не дождливую погоду, при максимально возможной нагрузке и в режиме холостого хода.

Тепловизор должен располагаться на штативе, как можно ближе к трансформатору, на оси средней фазы, с использованием объектива 7 - 12 .

После настройки постоянного температурного режима записи тепловизора, ведется покадровая регистрация термоизображений, начиная с верхней части крайней фазы (например "А") по направлению к фазе "С" , с наложением кадров друг на друга около 10% размера .

Достигнув поверхности бака фазы "С" объектив опускается ниже и далее покадровая съемка продолжается в противоположном направлении и таким образом, процесс съемки ведется, пока не будет записана вся поверхность бака, включая расположенные под его днищем маслонасосы , маслопроводы и другие узлы.

Термографической съемке подвергается вся доступная для этого поверхность бака по периметру. Тепловизор во всех точках съемки, должен находиться на одинаковом расстоянии от трансформатора. Минимальное количество точек съемки - 4, максимальное - зависит от расположения и типа системы охлаждения.

В последующем осуществляется покадровое совмещение результатов съемки в единый развернутый "тепловой" план.

Участки плана с аномальными температурами нагрева должны сопоставляться с технической документацией на трансформатор, характеризующей 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.

Температура верхних слоёв масла при номинальной нагрузке с естественным маслянным охлаждением М должна быть не выше 95 С /2/.

В трансформаторах с системами охлаждения М разность между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора составляет 20 - 35 С.

Однако, несмотря на такое выравнивание температур масла по высоте бака, теплоотдача от обмоток всё же осуществляется путём естественной конвекции масла. Это означает, что температура катушек в верхней части обмоток будет значительно выше, чем в нижней.

образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской технологической документации сузить место поиска дефекта.

Для получения более полных данных о характере развития дефекта целесообразно проводить ТК при х. х. трансформатора и дополнительно при двух-трёх ступенях нагрузки.

Выявление внутренних дефектов в трансформаторах путем измерения температуры на поверхности их баков является весьма трудоемкой операцией, зависит от многих факторов (конструкция обмоток, нагрузка, способ охлаждения, внешние климатические факторы, состояние поверхности трансформатора и т. п.) и позволяет выявлять неисправности лишь на поздних стадиях их развития.

В принципе ТК трансформаторов позволяет выявлять локальные и общие перегревы, связанные с:

Конструктивными просчетами

Существенное влияние на распределение температуры по поверхности бака трансформатора оказывают меры конструктивного характера, использованные заводом-изготовителем по выравниванию потерь в обмотках трансформаторов.

Неравномерность распределения этих потерь по обмотке может являться одной из причин возникновения местных перегревов, вызывающих ускоренное старение изоляции отдельных катушек или витков обмоток, а также возникновения локальных нагревов на стенках бака трансформатора.

Контроль температуры масла в этих случаях может быть связан с существенными погрешностями, которые обусловлены как инструментальной точностью измерения, местом размещения гильзы и другими факторами.

Поэтому при термографическом обследовании трансформатора необходимо также сравнивать значения температур на крышке бака измеренные тепловизором с данными датчика температуры.

Снятие температурных профилей бака трансформатора в горизонтальном и вертикальном направлениях и сопоставление их с конструктивными особенностями трансформатора (расположение обмоток, отводов, элементов охлаждения и т. п.), пофазное сравнение полученных данных, в зависимости от длительности эксплуатации и режима работы , позволяет в ряде случаев получить дополнительную информацию о характере протекания тепловых процессов в баке трансформатора .

При термографическом обследовании трансформатора необходимо оценивать как значения температур, так и их распределение по фазам.

Как известно, при изменении теплового состояния трансформатора происходит обмен масла между его объемами, находящимися в баке трансформатора и маслорасширителе. При стабилизации теплового состояния, теплообмен между этими объемами масла происходит в основном за счет теплопередачи.

При осмотре с помощью тепловизора выхлопной трубы трансформатора виден уровень масла, находящейся в ней и характер изменения температуры по высоте трубы.

При работе трансформатора с нагрузкой просматривается также и уровень масла в его маслорасширителе.

Однако в отдельных случаях, в маслопроводе соединяющем крышку трансформатора с маслорасширителем может происходить резкое падении температуры на поверхности маслопровода непосредственно после газового реле или отсечного клапана.

Причина такой аномалии должна быть изучена с учетом конструкции трансформатора, диаметра маслопровода, нагрузки и других факторов и может быть обусловлена дефектом плоского крана, расположенного у газового реле.

Термографическое обследование трансформатора является вспомогательным средством оценки его теплового состояния и исправности в работе, связанных с ним систем и узлов.

Термографическому обследованию трансформатора должно предшествовать ознакомление с конструкцией выполнения обмоток, системы охлаждения, результатов работы трансформатора, объем и характер выполнявшихся ремонтных работ, длительности эксплуатации, анализа повреждений трансформаторов идентичного исполнения (если они происходили), результатов эксплутационных испытаний и измерений и т. п.

Обследование предпочтительно проводить ночью (перед восходом солнца), при отключенном искусственном освещении трансформатора, в безветренную, недождливую погоду, при максимально возможной нагрузке и в режиме х.х./13/.

При проведении планового ТК состояния трансформатора, оценивается работоспособность отдельных его узлов.

2.5. Контроль частичных разрядов.

Возникновение практически всех дефектов в изоляции мощных силовых трансформаторов высших классов напряжения сопровождается развитием частичных разрядов (ЧР). Поэтому измерение и анализ характеристик частичных разрядов является эффективной и информативной методикой для определения состояния силовых трансформаторов, позволяющий не только выявить наличие дефекта, но и идентифицировать его тип, степень развития этого дефекта.

При длительном воздействии эксплуатационных факторов (электрическое поле, изменения температуры, механические воздейст­вия, увлажнение и т. п.) в изоляции оборудования высокого на­пряжения могут возникнуть ослабленные места - дефекты. Обыч­но такими дефектами являются газовые (воздушные) включения в твердом или жидком диэлектрике, возникшие из-за нарушения структуры изоляции (расслоения, разрывы), или из-за попадания в конструкцию газов (газовыделение из изоляции, плохое ваку­умирование и т. п.). Дефекты могут быть также следствием некаче­ственного заводского изготовления изоляции.

Напряженность электрического поля в газовом включении пре­вышает напряженность поля в окружающем твердом или жидком диэлектрике, ибо диэлектрическая постоянная их выше, чем ди­электрическая постоянная газа. Электрическая прочность газов во включении ниже, чем прочность остальной части изоляции. Это создает условия для возникновения пробоя или перекрытия изо­ляции в месте дефекта - частичного разряда.

Частичные разряды, будучи следствием дефектов изоляцион­ной конструкции, в то же время являются одним из процессов, вызывающих дальнейшее разрушение диэлектриков.

По определению, частичным разрядом называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами. Он возникает вследствие ионизации газа или жидкого диэлектрика и может происходить как на поверхно­сти раздела сред, так и внутри изоляции.

В дальнейшем частичным разрядом в изоляции рассматривае­мого объекта будет называться как скользящий (поверхностный) разряд, так и пробой отдельных зон или элементов изоляции. Эти внутренние частичные разряды и должны быть обнаружены путем измерений. Во избежание путаницы внешние по отношению к изо­ляции объекта частичные разряды, мешающие измерению внут­ренних частичных разрядов, будут называться разрядами помех.

Процесс возникновения и развития частичных разрядов существенно зависит как от типа примененного диэлектрика, так и от конструктивных особенностей изоляции объекта.

Изоляция неорганического происхождения (фарфор, стекло, слюда и т. п.) частичными разрядами практически не разрушается. Поэтому развитие дефекта в изоляции такого типа может быть связано лишь с побочным действием частич­ных разрядов (разрушение связующего лака, увеличение проводимости поверх­ностей из-за окислов, возникающих при разрядах в воздухе, и т. п.).

Органическая изоляция всех видов (бумага, масло, пластики) интенсивно разрушается как самими частичными разрядами, так и побочными продуктами их действия. В конечном итоге воздействие частичных разрядов приводит к раз­витию дефекта и пробою (перекрытию) всей изоляции.

Каждая изоляционная конструкция может быть охарактеризо­вана напряжением возникновения и напряжением погасания час­тичных разрядов. В тех случаях, когда частичные разряды не раз­рушают изоляцию, напряжения возникновения и погасания разрядов близки друг к другу и их значение мало зависит от дли­тельности воздействия напряжения. У объектов с изоляцией, раз­рушаемой частичными разрядами, как правило, напряжение по­гасания разрядов ниже напряжения возникновения и зависит от длительности воздействия напряжения и его значения. Для такой изоляции кривая зависимости интенсивности частичных разрядов от напряжения при подъеме лежит ниже, чем при снижении. Такая «гистерезисная» зависимость нередко является основным призна­ком разрушающего действия частичных разрядов.

Для диэлектриков, разрушаемых частичными разрядами, раз­личают два существенно отличающихся вида разрядов - началь­ные и критические/14/.

Критические частичные разряды - разряды боль­шой интенсивности, вызывающие быстрое разрушение изоляции и снижение значения напряжения погасания разрядов.

Внешними проявлениями процесса частичных разрядов явля­ются электрические и акустические явления, выделение газов, свечение, нагрев изоляции. Для условий эксплуатации наиболее перспективны электрические и акустические методы измерений, а также контроль газов, выделяемых изоляцией.

Частичный разряд в изоляции приводит к нейтрализации не­которого заряда в месте дефекта с последующим изменением зарядов элементов схемы испытаний. Внешними проявлениями процесса частичных разрядов в изоляции являются импульсы напряжения на объекте и вызванный ими ток переходного про­цесса в цепи. Сам ток частичного разряда современными мето­дами непосредственно измерить невозможно, однако вызванные им быстрые изменения электромагнитного поля могут быть от­мечены достаточно чувствительным прибором.

Поэтому в основу электрических методов обнаружения ча­стичных разрядов в изоляции может быть положено измерение импульса напряжения на объекте или импульса тока переход­ного процесса в цепи, а также излучения от тока частичного разряда.

В практике эксплуатационного контроля получили распро­странение электрические методы, основанные на измерении тока переходного процесса во внешней цепи /11/.

Импульс тока частичного разряда создает импульс давления в окружающей среде, который может быть зарегистрирован со­ответствующим устройством. На этом принципе основаны аку­стические методы обнаружения разрядов.

Особенностью всех методов измерения частичных разрядов является необходимость приведения показаний измерительного устройства к значению кажущегося заряда частичного разряда или другого параметра. Это производится при помощи градуи­ровки, т. е. путем сравнения показаний измерительного устрой­ства, вызванных разрядами, с показаниями при приложении к объекту контроля градуировочных воздействий с известными количественными характеристиками.

Способы градуировки при измерении электрическими мето­дами хорошо разработаны; имеются необходимые градуировоч­ные устройства. Проблемы градуировки при акустических изме­рениях еще не решены. Кроме того, показания акустических измерительных устройств существенно зависят от места возникновения разрядов, условий прохождения сигналов и от затуха­ния их в элементах изоляционной конструкции. Так, например, при разрядах одной интенсивности, происходящих в масле транс­форматора и в его твердой изоляции, показания измерительного устройства могут различаться на 1-2 порядка.

Поэтому акустические методы контроля в настоящее время могут использоваться лишь для обнаружения наличия частич­ных разрядов. Основная область применения этих методов ­определение места возникновения разрядов в оборудовании (в основном, в трансформаторе).

Устройства для обнаружения частичных разрядов акустиче­ским методом состоит из первичного преобразователя (датчика) и измерительного прибора.

Импульс давления, возникший в месте разряда, распростра­няется в масле и через стенку бака - воздействует на датчик - на выходе которого появляется электрический импульс.

Акустический датчик преобразует импульс давления в элек­трический сигнал. Обычно применяются датчики с пьезоэлектри­ческим преобразователем. При эксплуатационном контроле дат­чики устанавливаются на поверхности бака трансформатора.

Для акустического контроля обычно применяют частоты, превышающие 30 кГц поэтому такие устройства часто называются ультразвуковыми. Фильтр обеспечивает подавление помех от шумов, возникающих при работе трансформатора. В качестве индикаторов применяются вольтметры пиковых (квазипиковых) значений, а также осциллографы или измерители интервалов времени.

Поскольку, как уже указывалось, количественная оценка ин­тенсивности разрядов невозможна, основная область применения акустических методов - определение (локация) места разрядов в изоляционной конструкции. Наиболее разработанные методы локации основаны на измерении времени распространения сиг­нала (импульса давления) от места дефекта до датчика. При­меняется также измерение интервалов времени между прихо­дом сигнала к датчикам, установленным в разных точках бака.

Реализация аналитического подхода дает наилучшие результаты при использовании двух характеристик: амплитудных спектров частичных разрядов и так называемых «образов частичных разрядов».

Амплитудные спектры ЧР представляет собой зависимость интенсивности частичных разрядов от величины кажущегося разряда. В зависимости от метода их измерения различают интегральные, если строится интенсивность частичных разрядов, превышающих заданный уровень кажущегося разряда, и дифференциальные, если строится интенсивность в заданном диапазоне уровней, спектры частичных разрядов.

Очевидно, что различные формы спектров легко пересчитываются друг в друга. Для выявления дефектов более удобной является дифференциальная форма, а для измерения чаще используется интегральная форма. На рис.2.14 показаны три дифференциальных спектра частичных разрядов в случае развития ползущего разряда. Основные типы дефектов в изоляции трансформаторов, такие как такие как разряд в масляном клине, пробой первого масляного канала, скользящий разряд по поверхности твердой изоляции, ползущий разряд, изменяют вид амплитудных спектров характерным образом, что позволяет с высокой степенью вероятности идентифицировать тип дефекта по виду амплитудного спектра ЧР, удобство использования амплитудных спектров состоит в простоте интерпретации получаемых результатов и возможность достаточно просто формализировать алгоритмы идентификации дефектов. Образы ЧР получаются с использованием измерительной аппаратуры, обеспечивающей возможность фазовой селекции сигналов ЧР. В этом случае измерительная информация строится осях «величина кажущегося разряда» – «время». Для удобства на график наносится синхронизирующие напряжение в виде одного периода. Каждый ЧР наносится в виде точки в момент его появления с соответствующей амплитудой кажущегося разряда. При измерении в течении определенного времени точки накапливаются, образуя характерный рисунок, который называется образом ЧР. Примеры таких образов показаны на рис. 2.15 для случаев развития их в газовой поре и с временной задержкой. Обычно каждый дефект имеет свой характерный образ, что позволяет при имеющейся базе данных образов, соответствующим различным дефектам, легко идентифицировать их. Интенсивность частичных разрядов характеризуется рядом важных характеристик, отражающих состояние изоляции оборудования высокого напряжения.

Измерение параметров частичных разрядов акустическими методами позволяет:

оценивать общее состояние изоляции трансформатора;

своевременно локализовывать местные дефекты в изоляции и, таким образом, предупреждать аварийные ситуации, связанные с большим экономическим ущербом;

прогнозировать ресурс и нагрузочную способность трансформаторов.

Современные технические средства контроля ЧР позволяют эф­фективно отстроиться от помех при проведении испытаний в полевых условиях и получить досто­верную диагностическую информацию об уров­не и интенсивности частичных разрядов в изоляции трансформаторного оборудования. Универсальный измеритель ЧР UPDA (Universal Porlial Dischorge Analyzer) представляет собой комплекс, базирующийся на персональном компьютере, двух высокоскоростных цифровых осциллографах (Yokogawa DL 540L), блоков усилителей и фильтров, комплектах сенсоров и со­единительных кабелей (рис. 2.16) и выполняет следующие функции:

первичный съем сигналов с высоковольтного оборудования посредст­вом сенсоров и преобразование их в блоке фильтрации и усиления;

преобразование сигналов в цифровую форму в цифровых осцилло­графах и передачу донных в компьютер для обработки;

выделение импульсов частичных разрядов (ЧР) из записи;

подавление различных видов помех и наводок (шум, перекрестный шум, синхронный шум, по помеховым каналам);

получение распределения амплитуд частичных разрядов по фазе и амплитуде;

вторичная обработка распределений ЧР для определения интеграль­ных характеристик дефектов и графического представления данных (рис. 2.17);

упорядоченное хранение и архивация данных;

создание отчетов в автоматическом режиме и вручную;

автоматизированные средство для осциллографического наблюдения и регистрации ЧР;

съем данных при произвольной и переменной частоте питания но обследуемом объекте;

выполнение измерений без переключения диапазонов.

6. Определение вибрационных характеристик оборудования.

Спектральный анализ вибраций оборудования в различных режимах позволяет выделить составляющие, обусловленные коле­баниями отдельных элементов конструкции (в первую очередь, магнитной системы и обмоток), что дает возможность оценить состояние прессовки этих элементов. Снижение вибрации отдельных узлов и изделия в целом устраняет дополнительные, как общие, так и сосредоточенные, механические потери, которые могут создавать в конструкции локальные очаги перегревов с разложением масла и ростом газосодержания.

При проведении виброакустических обследований решаются задачи:

проверки соответствия вибро- и шумовых параметров оборудования требованиям стандартов;

оценки уровней механических воздействий, возникающих при вибрации оборудования на изоляцию, металлоконструкции, арматуру;

выработки и обоснования конструктивных мер по снижению вибрации и шума оборудования.

Решение этих задач достигается путем использования высококлассной аппаратуры, оснащенной современным программным обеспечением, и применением для анализа полученных данных совершенных методик, обеспечивающих:

локализацию отдельных источников вибрации и шума оборудования;

выявление собственных (резонансных) частот отдельных функциональных элементов: магнитной системы, обмотки, бака, си­стемы охлаждения, маслонасосов и др.;

оценку запрессовки обмоток и магнитной системы.

Самый первый этап вибрационного обследования состояния силовых трансформаторов – оценка состояния фундамента. Достаточно часто силовые трансформаторы стационарно устанавливаются на специальных фундаментах, состояние которых значительно влияет на общую вибрацию трансформатора. Повышенная вибрация на поверхности бака трансформатора может быть не следствием внутренних дефектов, а следствием дефектов фундамента, по своему назначению предназначенному для поглощения энергии вибрации.

Измерения вибрации фундаментов, с целью оценки его технического состояния, производятся при помощи виброметров или виброанализаторов, в которых предусмотрена функция измерения интегральных параметров вибрации.

При проведении измерений виброанализатор, так же, как и виброметр, должен быть настроен на контроль величины среднеквадратичного значения (СКЗ) виброскорости. Использование для диагностики фундаментов этого параметра, а не другого, например, виброперемещения, предпочтительно, т. к. он отражает величину энергии, выделяемой при вибрации (передаваемой трансформатором в фундамент). Места установки вибродатчиков для контроля состояния фундамента и оценки качества элементов крепления схематически показаны на рис. 2.18. Такие измерения вибрационных параметров в трех точках проводятся в каждом узле крепления трансформатора к фундаменту.

Общая оценка состояния фундамента проводится по отношению вибрации в точке 3 к точке 2.

Коэффициент отношения величин этих вибраций Кф является основным параметром оценки состояния фундамента.

Если этот показатель практически равен единице, то это говорит о том, что фундамент не поглощает энергию вибрации трансформатора. Такое возможно в том случае, когда фундамент имеет недостаточную: массу, или что чаще всего бывает, в фундаменте имеют место трещины, а может быть даже фундамент раскололся на несколько частей. И в том и в другом случае можно говорить о том, что фундамент нуждается в ремонте или в увеличении массы, в реконструкции.

Если показатель Кф по величине меньше значения 0.4, то можно говорить о том, что связь трансформатора с фундаментом ослаблена. Это может иметь место при отрыве анкерных болтов или ослаблении гаек крепления трансформатора к фундаменту. Контроль отрыва или ослабления анкерных болтов производится по сравнению вибраций в точках 2 по отношению к точке 1. Если это отношение существенно не отличается от значения Кф, то можно говорить об ослаблении гаек крепления. Если это отношение много больше Кф, то в фундаменте имеет место отрыв анкерных болтов.

Оптимальным следует считать отношение Кф, находящееся в диапазоне от 0.6 до 0.8. В этом случае можно говорить о «достаточном фундаменте, не имеющем внутренних дефектов». Такое соотношение оптимально для большего количества фундаментов, используемых для установки силовых трансформаторов.

Если значение Кф, выходит за указанный диапазон, то необходимо проверять качество затяжки гаек анкерных болтов или планировать ремонт или реконструкцию фундамента.

Наиболее простым вибрационным обследованием является измерение СКЗ виброскорости на поверхности бака трансформатора во многих точках. Обычно на трансформаторе выбирается несколько горизонтальных сечений бака, по которым измеряется вибрация. Итогом такого измерения является построение некоторых пространственных графиков распределения вибрации по баку трансформатора. Эти графики, обычно, очень наглядны и хорошо показывают зоны повышенной вибрации на поверхности бака трансформатора.

Такое обследование может выявить «проблемные зоны» на поверхности бака трансформатора, но ничего не может сказать о причинах увеличения вибраций.

Реально наиболее возможны следующие причины увеличения вибрации на поверхности бака трансформатора:

повышенные вибрации сердечника или обмоток передаваемые через масло на поверхность бака трансформатора;

вибрации от элементов системы охлаждения трансформатора - вентиляторов обдува или маслонасосов;

резонансные явления на поверхности бака, когда частота собственных колебаний элемента поверхности совпадает с частотой вынуждающей силы.

Метод измерений вибраций поверхности бака трансформатора становится более эффективным, если получаемые результаты будут использованы для оценки вибрационного состояния «навесного оборудования» трансформатора. Под «навесным оборудованием» понимаются все элементы трансформатора и системы контроля, закрепленные на поверхности бака. В практике эксплуатации трансформаторов часто имеют место случаи, когда вибрации такого оборудования превышают вибрации на поверхности бака.

Здесь возможны два варианта анализа вибраций.

Навесное оборудование является «виброактивным», т. е. в нем возможно возникновение собственных вибраций. Это вентиляторы обдува и маслонасосы системы охлаждения. Анализ вибраций такого оборудования будет рассмотрен ниже.

Навесное оборудование является «вибрационно пассивным». В нем нет внутренних источников вибрации. Все вибрации в таком оборудовании наводятся от бака трансформатора. Исходя из такой модели возникновения вибрации, однозначно следует, что вибрация вторичного оборудования всегда должна быть меньше вибрации поверхности бака, на которой оборудование смонтировано.

Превышение вибрации навесного оборудования над вибрацией бака возможно в двух случаях:

при ослаблении крепления оборудования на баке, снижении прочности болтовых и сварных соединений;

при наличии резонансных явлений, когда собственная частота колебаний конструкции совпадает с частотой действия вынуждающей силы.

Для выявления превышения вибрации навесных элементов над вибрациями бака необходимо провести измерения на поверхности бака в местах крепления контролируемого навесного оборудования и непосредственно на оборудовании. Измерения вибрации на поверхности бака производится в направлении, перпендикулярном поверхности. Измерение вибрации на оборудовании производится в трех направлениях, причем выбирается точка с максимальной вибрацией. Измерение жела­тельно проводить в размерности виброскорости.

Если будет выявлена хотя бы одна точка на навесном оборудовании, вибрация в которой вибрация будет больше, чем на поверхности бака в месте крепления, то это говорит о наличии одного из двух возможных дефектов, перечисленных выше.

Выявление места с дефектом крепления производится путем осмотра узлов соединения с применением инструментальных средств, например, анализом сварных соединений. Выявленные дефекты крепления навесного оборудования должны оперативно устраняться, т. к. дефекты такого вида обычно являются саморазвивающимися, с существенными последствиями.

Сложнее обстоит дело, когда механических дефектов крепления не удается обнаружить, когда причиной повышения вибрации являются резонансные процессы. Для корректного определения частоты собственных колебаний данной части конструкции необходимо использование виброанализаторов. Трансформатор должен быть отключен от напряжения, на навесном оборудовании устанавливается при помощи магнита вибродатчик. По конструкции наносится удар молотком, средней силы, и контролируются свободные колебания после удара. При помощи спектрального анализа, функции которого имеются в виброанализаторе, определяется частота собственных колебаний конструкции.

Если полученная частота свободных колебаний будет равна частоте вибрации оборудования при включенном трансформаторе, то имеют место классические резонансные колебания. Единственными способами уменьшения вибрации является снижение жесткости системы крепления или изменение массы навесного оборудования. Первое достигается введением дополнительных связей, второе - установкой грузов на оборудовании. И в первом и во втором случаях производится демпфирова­ние амплитуды колебаний.

Если совпадения частоты собственных колебаний оборудования с частотой колебаний при включенном трансформаторе выявлено не будет, то речь тоже идет о резонансных явлениях, но более сложной природы. Наиболее эффективно такие колебания демпфировать изменением конструкции крепления оборудования, обычно введением новых связей или укреплением уже существующих. Изменение массы оборудованием введением дополнительных грузов при таком виде резонанса менее эффективно.

Частота силы вынуждающей резонансные колебания навесного оборудования, в трансформаторе может вызываться тремя процессами.

В первую очередь это вибрации от обмоток и магнитопровода. Частота таких процессов - 100 и 200 Гц (для справки - вибрация с частотой 50 Гц в трансформаторах практически отсутствует).

Во вторых, это могут быть вибрации от вентиляторов обдува, располагаемых на охлаждающих радиаторах. Частота таких процессов определяется частотой вращения рабочих колес вентиляторов. Чаще всего это 24 Гц при частоте вращения колеса 1400 оборотов в минуту, или 16 Гц, при частоте вращения рабочего колеса 950 оборотов в минуту. Следует обратить особое внимание на то, что эти частоты не пропорциональны частоте электромагнитных процессов 100 Гц. Это обусловлено ис­пользованием для привода вентиляторов асинхронных электродвигателей,

Третьей причиной возникновения резонансных колебаний могут быть вибрации от маслонасосов системы охлаждения. Эти вибрации исходят также от асинхронных электродвигателей и не кратны частоте электромагнитной силы. Вероятность возбуждения резонансных процессов в навесном оборудовании трансформатора от маслонасосов обычно мала. Причиной является сравнительно небольшая мощность электродвигателей маслонасосов.

Достаточно часто вибрации трубопроводов системы масляного охлаждения достигают значительных величин. Это приводит к повышенным динамическим усилиям на трубы, особенно на их сварные или ботовые соединения. Практическим итогом повышенной вибрации могут быть течи и нарушение герметичности бака трансформатора.

Трубопроводы циркуляции масла, совместно с встроенными в них маслонасосами, обычно прокладываются снаружи трансформатора с минимальным количеством точек крепления. В результате практически основной причиной повышенных вибраций трубопроводов являются резонансные явления. Частота таких резонансов чаще всего совпадает с первой или со второй гармониками электромагнитной силы, т. е. равна 100 или 200 Гц.

Выявление резонансных процессов в трубопроводах производится обычным образом путем измерения вибрации в трех направлениях на участках, наиболее удаленных от точек крепления. Если измерения производятся при помощи виброанализатора, то одновременно можно определить основную частоту, вибрации контролируемого участка трубопровода.

Если измеренное значение СКЗ виброскорости участка трубопровода хотя бы в одном направлении превышает 11 мм/сек, то необходимо применять меры по их снижению.

Наиболее просто снизить вибрацию трубопровода можно путем изменения жесткости связи участка трубопровода с баком трансформатора. Однако реально этот путь мало приемлем, т. к. это требует согласования с заводом - изготовителем и проведения работ при отключенном трансформаторе.

Аналогичный, по эффективности результат, может быть достигнут при помощи установки на участке трубопровода виброгасящей массы. Обычно это просто груз (рис.2.19), закрепляемый на трубе хомутом с болтовым креплением. Масса такого груза и место его крепления проще всего определяется экспериментально, путем подбора. Физическим объяснением снижения вибрации является то, что виброгасящая масса изменяет частоту собствен­ного резонанса участка трубопровода. Величина необходимой массы на практике может достигать нескольких десятков килограмм,

Подвешивание виброгасящего груза эффективно при повышенной вертикальной вибрации трубопровода. При повышенной горизонтальной вибрации виброгасящую - массу следует жестко крепить непосредственно на трубе.

Вибрационное обследование и балансировка рабочих колес вентиляторов (обдува радиаторов охлаждения масла) трансформаторов является эффективным средством продления срока эксплуатации приводных электродвигателей. В целом это повышает и общую надежность работы силовых трансформаторов, особенно в летнее время, когда имеют место напряженные тепловые режимы работы оборудования энергосистем.

Реальная эффективность применения вибрационных методов для контроля состояния вентиляторов обдува в трансформаторах складывается из двух основных составляющих.

Во-первых, при помощи вибрационных методов контроля можно достаточно быстро и точно диагностировать состояние подшипников электродвигателей, определять остаточный ресурс их работы. Наличие дефектов в этих элементах во многом определяет надежность работы вентилятора.

Во-вторых, при помощи виброанализатора можно уверенно диагностировать небаланс рабочих колес вентиляторов и, что особенно важно, проводить динамическую балансировку колес без разборки вентилятора, прямо на месте. Актуальность этого вопроса в системах охлаждения обостряется тем, что вентиляторы часто устанавливаются с вертикальным расположением вала электродвигателя. При этом без приборов не удается диагностировать даже весьма значительные небалан­сы. При горизонтальном расположении вала электродвигателя такие небалансы фиксируются, при отключенном электродвигателе, визуально, по методу определения «тяжелой точки» рабочего колеса отключенного вентилятора. Если своевременно диагностировать и устранить небаланс, то удается не только снизить вибрацию, но и продлить срок службы подшипников электродвигателя за счет снижения на них динамических нагрузок.

Измерение вибрации на подшипниках вентилятора, проводимое с целью оценки его технического состояния, желательно выполнять стандартным способом в трех взаимно перпендикулярных направлениях на каждом подшипнике в связи с тем, что рабочее колесо вентилятора устанавливается прямо, на валу электродвигателя, на подшипнике со стороны вентилятора очень сложно измерить осевую составляющую вибрации. Поэтому на практике, чаще всего, ограничиваются измерением вибрации в 5 направлениях. Измерение следует проводить виброметром или виброанализатором в режиме измерения СКЗ виброскорости.

На практике эксплуатируется достаточно большое количество марок вентиляторов, различающихся мощностью электродвигателя, частотой вращения и способом установки. Это приводит к разбросу количественных значений критерия нормального состояния вентилятора. Упрощенно можно считать, что техническое состояние вентилятора не соответствует критерию «хорошее состояние», если вибрация на подшипниках превышает значение 7,1 мм/сек. В этом случае уже следует заняться более углубленным анализом состояния подшипников электродвигателя и планировать проведение процедуры балансировки рабочих колес.

На большинстве силовых трансформаторов устанавливается большое количество вентиляторов небольшой мощности, и обслуживающий персонал обращает на них мало внимания. Считается, что проще своевременно заменять вышедшие из строя вентиляторы, чем заниматься их диагностикой и балансировкой. Такой подход, организационно называемый «работой до аварии», является простым, но самым затратным и не обеспечивает высокой надежности и эффективности работы систем охлаждения силовых трансформаторов, был приемлем при наличии значительного резерва, но мало пригоден в настоящих экономических условиях, когда резерва оборудования практически нет.

Техническое состояние маслонасосов системы охлаждения маслонаполненного трансформатора во многом определяет его готовность к работе в тяжелых эксплуатационных условиях. Только трансформатор с исправными маслонасосами может устойчиво нести большую нагрузку, особенно в летнее время.

Учитывая особенности работы силовых трансформаторов в энергосистемах, для нормальной работы системы охлаждения необходимо выявлять развивающиеся дефекты маслонасосов на начальных стадиях развития. Только такой подход, основанных на планировании ремонтов, позволит поддерживать систему охлаждения в работоспособном состоянии.

Практически эффективным и единственным способом оценки состояния маслонасосов является проведение вибрационного обследования.

Замеры вибрации на маслонасосах проводятся переносным виброанализатором, регистрирующим вибросигнал в диапазоне от 10 до 1000 Гц (для насосов с числом оборотов ротора равным 3000 об/мин) или от 10 до 400 Гц (для насосов с числом оборотов ротора равным или меньшим 1500 об/мин).

Измерения проводятся на каждом подшипнике двигателя маслонасоса в трех направлениях - вертикальном (В), горизонтальном или поперечном (П), осевом (О) (рис.2.20). Внешний подшипник двигателя считается подшипником №1 (на схеме насоса–точка 1), а подшипник, расположенный ближе к улитке насоса - подшипником №2 (на схеме насоса – точка 2) (рис.2.21).

Для контроля состояния рабочего колеса насоса необходимо проводить измерение вибрации на улитке насоса в вертикальном или горизонтальном направлении (на схеме насоса – точка 3).

Для исключения влияния наведенных частот от работающего трансформатора необходимо провести измерения вибрации на соответствующей данному насосу фазе трансформатора. Замер производится на баке трансформатора в двух точках - верх фазы и низ фазы так, чтобы датчик захватывал часть обмотки и сердечника (на схеме – точки 4 и 5 соответственно).

Таким образом, результатом проведения полного замера будут 9 сигналов - по 3 на корпусе каждого подшипника, 1- на улитке насоса, по 1 – вверху и внизу соответствующей фазы трансформатора. Отсутствие замера на трансформаторе и улитке снижает точность диагноза.

Для практики можно принимать следующие критерии оценки технического состояния маслонасоса. Если вибрация на подшипнике (СКЗ) превышает значение 4.5 мм/сек, то в районе этого подшипника имеют место некоторые, причем весьма значительные, проблемы. Чаще всего это износ подшипников, приводящий к увеличению зазоров и появлению люфтов. Если вибрация повышена на подшипнике, рядом с которым находится рабочее колесо насоса, то велика вероятность повышения вибрации из-за небаланса рабочего колеса. Причиной появления небаланса обычно служит неравномерный износ лопаток или даже выкрашивание материала рабочего колеса.

При вибрациях до 2,5 мм/сек насос можно считать находящимся в удовлетворительном состоянии, если конечно при работе он не создает специфических акустических шумов, не перегревается и рабочий ток электродвигателя не превышает паспортных значений.

Диагноз по возможным дефектам маслонасосов может быть более подробно детализирован в том случае, если для регистрации вибросигналов будет использован виброанализатор. При его помощи можно прямо на месте оценить спектральный состав вибросигналов и по ним дифференцировать дефект. Если максимальное значение на спектре вибросигнала будет иметь гармоника с оборотной частотой вращения ротора маслонасоса, то причиной вибрации является небаланс рабочего колеса насоса. Для справки при частоте вращения маслонасоса в 2900 об/мин оборотная частота ротора имеет значение в 49 Гц, при частоте вращения маслонасоса в 1430 об/мин оборотная частота ротора имеет значение в 24 Гц.

Если на спектре вибросигнала будут иметь место несколько подряд идущих гармоник оборотной частоты ротора, включая первую, то в маслонасосе имеют место увеличенные зазоры, обычно в подшипниках качения. При 3000 об/мин это, например, гармоники 49, 98, 147 и 196 Гц. При 1430 об/мин это будут гармоники с частотой 24, 48, 72 и 96 Гц. При такой диагностике не важно, какая из гармоник больше. Важно, что все они составляют не менее 25 % от максимальной гармоники.

Если на спектре максимальной будет гармоника с частотой в диапазоне от 200 и более Гц, то тогда, вероятно, причиной были лопаточные вибрации. Количественно частота лопаточной гармоники определяется произведением оборотной частоты ротора на количество лопаток на рабочем колесе. Лопаточная гармоника становится значительной в том случае, когда возникают проблемы в проточной части маслонасоса. Основными из этих проблем являются дефекты лопаток, сколы в «улитке» насоса, попадание посторонних предметов в проточную часть маслонасоса вблизи рабочего колеса.

Возможен вариант, когда на спектре вибрации на подшипнике максимальной будет гармоника с частотой 100 Гц. Это будет говорить о том, что имеют место резонансные вибрации трубопроводов с частотой электромагнитной силы, не имеющие связи с внутренними процессами маслонасоса. В основу определения состояния маслонасосов положены методы спектральной диагностики, позволяющие определять следующие виды дефектов:

изгиб вала ротора;

ослабление механических соединений – болтов или входных (выходных) трубопроводов;

неисправность двигателя;

небаланс рабочего колеса маслонасоса;

дефекты подшипников;

гидродинамические проблемы насоса.

При оценке состояния маслонасоса применяются три оценочных уровня.

Нормальное состояние – допустима длительная эксплуатация.

Удовлетворительное состояние – эксплуатация еще допустима, но требуются более частые повторные обследования с целью выявления динамики развития дефектов. При этом система обозначает выявленные дефекты с формулировкой «Дефект возможен».

Неудовлетворительное состояние – необходимо проведение ремонтных мероприятий или замена.

Наибольшее значение, при оценке технического состояния силового трансформатора, следует уделять качеству прессовки обмоток. Этот параметр определяет динамическую механическую устойчивость обмотки, особенно в переходных режимах, например, при протекании через трансформатор токов короткого замыкания (от нагрузки). Ослабление прессовки обмотки может привести к необратимому взаимному смещению отдельных витков и даже слоев обмотки. Итогом таких изменений может явиться снижение изоляционной прочности и выход трансформатора из строя.

Все вибрации в режиме холостого хода вызываются магнитострикцией в магнитопроводе. Вибрации в обмотках существенно ниже, т. к. ток в режиме холостого хода трансформатора мал. В режиме нагрузки вибрации вызываются сердечником и обмотками, ток в которых уже весьма значителен.

Анализ вибрационных сигналов производится на основании сравнения спектров. Состояние прессовки магнитопровода определяются по вибрациям в режиме холостого хода. Совместный анализ вибрации в режимах холостого хода и нагрузки позволяет разделить вибрационные процессы в различных элементах трансформатора.

Спектры вибросигналов, зарегистрированных на поверхности бака трансформатора, имеют в своем составе от двух до 7–10 информативных гармоник. Наиболее информативная часть спектров находится в диапазоне от 100 до 700 Гц.

В зоне частот, меньших 100 Гц, сосредоточены в основном вибрации, вызванные вентиляторами системы охлаждения и маслонасосами. Здесь же обычно расположено несколько резонансных пиков с частотами собственного резонанса элементов конструкции бака. Информативность этой зоны для диагностики состояния прессовки обмотки и магнитопровода мала. Более высокочастотные колебания, выше 700 Гц, сильно затухают в масле. Полезной для диагностики информации в этой зоне, как и в низкочастотной, практически нет.

Теоретический, идеальный, спектр виброскорости, зарегистрированный на поверхности бака трансформатора, находящегося в хорошем состоянии, должен содержать в себе только три спектральных пика. Первый, пик, имеющий частоту 100 Гц, присутствует всегда и есть результат действия электромагнитных сил, вызван эффектами магнитострикции в магнитопроводе и электродинамическими процессами в обмотке, пропорционален удвоенной частоте сети. Два других являются третьей и пятой гармоникой основного сигнала и имеют частоты 300 и 500 Гц. Они появляются в спектре вследствие влияния насыщения ферромагнитного сердечника трансформатора. У трансформатора, активные материалы которого запрессованы идеально, других гармоник, в принципе, быть не должно.

У реального трансформатора картина на спектре вибрации совершенно иная. Обычно имеют место гармоники в диапазоне частот до седьмой (700 Гц) и соотношение амплитуд этих гармоник, на первый взгляд, не поддается систематизации.

Основные активные материалы силового трансформатора, медь обмоток и сталь магнитопровода имеют различный температурный коэффициент линейного расширения. Обмотка, с ростом рабочей температуры, увеличивает свои линейные размеры более значительно, чем магнитопровод трансформатора. При этом усилие прессовки обмотки возрастает, т. к. обмотка «распирается» в своих элементах крепления, смонтированных на магнитопроводе. При снижении рабочей температуры обмотка «уменьшается» в своих размерах быстрее, чем магнитопровод, поэтому усилие прессовки обмотки уменьшается. Расчетное значение этого эффекта составляет единицы миллиметров.

Знание этой особенности внутренних процессов в трансформаторе, связанной с изменением рабочей температуры, позволяет проводить дополнительные исследования, которые могут существенно уточнить диагноз «распрессовка обмотки». Увеличение рабочей температуры трансформатора (охлаждающего масла) на один градус приводит к увеличению усилия прессовки обмотки на один процент (от номинального значения). Такое количественное соотношение произвольно выбрано для удобства проведения расчетов, хотя и достаточно хорошо согласуется с реальными практически данными.

На трансформаторе проводятся измерения вибрации по методике, включающей в себя измерения в режимах холостого хода и нагрузки. Эти измерения делаются за такой период времени, когда температура трансформатора (охлаждающего масла), примерно одинакова, т. е. достаточно быстро. Желательно, чтобы температура трансформатора была не очень большой. Под этим термином понимается нижний уровень рабочей температуры трансформатора, больше соответствующей небольшой нагрузке или, идеально, холостому ходу.

Если в заключении будет информация, что имеет место распрессовка обмоток среднего или сильного уровня, то необходимо планировать проведение следующего этапа работ. Трансформатор разогревается до максимально допустимой температуры, например, за счет отключения системы охлаждения. В режиме повышенной температуры трансформатор должен быть выдержан не менее 2-3 часов, в течение которых должно произойти выравнивание температурных полей в обмотках и магнитопроводе. Далее производится измерение вибраций на поверхности бака в режиме нагрузки примерно равной нагрузке при первом измерении вибрации, при меньшей температуре.

Если теперь сравнить два диагноза, получаемых по одному замеру (нагрузки) при двух различных температурах охлаждающего масла, но одинаковой нагрузке трансформатора, то можно существенно уточнить диагноз «распрессовка обмотки».

Если с ростом рабочей температуры трансформатора расчетный коэффициент, характеризующий усилие прессовки обмотки, будет возрастать, то это будет говорить о подтверждении предварительного диагноза «распрессовка обмотки». Если такая связь температуры и качества прессовки обмоток будет экспериментально выявлена, то диагностическое включение «распрессовка обмотки» можно считать дополнительно подтвержденным испытаниями, выполненными при различных рабочих температурах трансформатора. Если такой связи между рабочей температурой трансформатора и коэффициентом качества прессовки обмоток не будет выявлено, то, вероятнее всего, диагноз был поставлен не совсем корректно. На получаемое программой заключение повлияли особенности внутренней конструкции контролируемого трансформатора или иные факторы, не учтенные в программе. О недостоверности диагноза, в особенности, следует говорить тогда, когда по итогам диагностики с ростом температуры будет выявляться уменьшение степени прессовки обмоток трансформатора.

Если анализировать спектр вибрации в размерности виброускорения, то ослабление прессовки обмотки проявляется в виде семейства гармоник в диапазоне 2000 - 5000 Гц. Эти гармоники сдвинуты между собой на 100 Гц, что указывает на причину их происхождения. Количество таких гар­моник в спектре может достигать 15. Чем больше будет таких гармоник и чем выше будет их амплитуда, тем в большей степени распрессована обмотка (в зоне установки вибродатчика).

Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов является частью общего (комплексного) обследования. проводимого с целью определения текущего технического состояния Общей целью такого исследования является принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора или о необходимости проведения ремонтных работ.

Появление в трансформаторе распрессовки обмоток или магнитопровода не является, в обязательном порядке, условием для планирования и проведения ремонтных работ. Такое решение может быть принят только при наличии нескольких факторов, указывающих на ухудшение технического состояния трансформатора. Эти факторы должны быть получены на основании применения нескольких методов диагностики – хроматографии, тепловидения, контроля изоляции и т. д.

Решение этих задач достигается путем использования высококлассной аппаратуры, например, виброанализатора Data Collektor Туре 2526 фирмы Bruel&Кier (Дания) (рис. 2.22). Прибор выполняет порядковый анализ, осреднение спектров и временных выборок. Результаты измерений выводятся на экран в виде измеренных скалярных величин (число) или спектров вибраций (рис. 2.23). Кроме того, оператор получает немедленное уведомление о превышении заданных уровней тревоги и/или опасности в виде мигающего окна «тревога» или «опасность».

Результаты измерений загружаются в компьютер па интерфейсу RS-232 и обрабатываются с помощью компьютерной програм­мы под Windows 95 и выше, оснащенной современным программным обеспечением, и применением для анализа полученных данных совершенных методик, обеспечивающих максимальную надежность работы и организацию проведения ремонтных работ масляных трансформаторов по техническому состоянию.

Это достигается за счет:

оперативной оценки в процессе эксплуатации качества прессовки обмотки и магнитопровода трансформатора, проводимой без вскрытия бака;

диагностики и локализации мест с ухудшением контролируемых параметров;

выявления тенденций ухудшения технического состояния активных материалов как всего трансформатора, так и отдельных фаз обмотки и сердечника;

планирования обслуживаний и ремонтов по техническому состоянию.

Алгоритм работы экспертной части программы строится на сравнении вибропараметров трансформатора в двух режимах работы - холостого хода и нагрузки. В режиме холостого хода предполагается наличие вибраций только активной стали, вибрации обмотки считаются сравнительно малыми и они не учитываются. В режиме нагрузки к вибрациям стали, которые считаются неизменными из-за постоянства основного магнитного потока, добавляются вибрации обмотки и вибрации элементов конструкции, по которым протекают потоки рассеяния. Процедура "вычитания" диагностических признаков в режиме холостого хода из диагностических признаков режима, выявленных в режиме нагрузки, позволяет разделять признаки распрессовки обмотки от признаков распрессовки пакета стали.

В рамках каждого замера вибрации проводится выявление удельного вклада в общую вибрацию четных ( вторая, четвертая и шестая ), нечетных ( первая, третья, пятая и седьмая ) и "дробных" гармоник от основной частоты в 100 Гц. Под дробными понимаются гармоники с номерами 1/2, 3/2, 5/2, 7/2 и т. д. Применительно к трансформатору эти гармоники имеют частоты 50, 150, 250, 350 Гц и т.д. Все остальные частоты, присутствующие в спектре вибросигнала, но не кратные частоте 50 Гц, в диагностике не участвуют.

Сравнительным достоинством диагностики по вибропараметрам является то, что она позволяет определять возможные дефекты на самой ранней стадии, когда они не только даже не развились, а когда только появились тенденции к их возникновению. Например, распрессовка стали или меди в дальнейшем может привести к ухудшению состояния изоляции, что потом может быть обнаружено по составу масла, хотя это будет уже следствием, а не первопричиной.

В первой части отчета о проведенном диагностическом обследовании приведен заголовок, в котором перечислены все использованные в диагностике замеры. Если к замерам были приписаны примечания, то они тоже показываются здесь. Это удобно для тех случаев, когда замеры сопровождались какими – либо особыми условиями. Для трехобмоточных трансформаторов здесь указывается, какие обмотки были нагружены, а, следовательно, и диагностированы на качество прессовки.

Далее следует таблица замеренных значений виброскорости. Здесь приводится СКЗ, среднеквадратичное значение вибросигнала, соответствующее обоим режимам, холостого хода и нагрузки.

Картинка с изображением трансформатора окрашена в различные цвета, соответствующие обобщенным параметрам прессовки всего трансформатора. Если пользователь имеет цветной принтер, то справка распечатывается в цвете. Правее картинки располагаются обобщенные коэффициенты всего трансформатора.

Вторая часть отчета включает в себя информацию о состоянии прессовки обмоток, магнитопровода и элементов конструкции по путям потоков рассеяния. Здесь также приведена и цифровая информация, и использованы цвета светофора для отражения итогов диагностики.

Как в диагностике, показываемой на экране компьютера, так и в отчетном документе, везде используются относительные коэффициенты качества прессовки элементов трансформатора. Эти коэффициенты являются безразмерными, справедливыми для трансформаторов любой марки, конструкции и мощности.

Состояние трансформатора оценивается программой при помощи четырех относительных коэффициентов состояния:

коэффициент опрессовки обмотки Км,

коэффициент прессовки активной стали Кс,

коэффициент состояния элементов конструкции Кк

обобщенный коэффициент состояния трансформатора Ктр.

Пятым параметром оценки состояния является "Скорость ухудшения состояния", численно равная интенсивности уменьшения обобщенного коэффициента состояния трансформатора, рассчитываемая как усредненное ухудшение коэффициента состояния трансформатора, приведенное к одному месяцу.

Для всех коэффициентов заложен один и тот же качественный принцип - чем больше коэффициент отличается в меньшую сторону от единицы - тем хуже состояние прессовки данного элемента в исследуемом трансформаторе. Максимальное значение коэффициента - единица, соответствующая идеальному состоянию данного параметра. Количественно в программе приняты следующие усредненные диапазоны технического состояния качества прессовки элементов трансформатора:

от 1,0 до 0,9 - зона хорошего состояния контролируемого параметра. Это зона нормальной эксплуатации трансформаторов;

от 0,9 до 0,8 - зона удовлетворительного состояния контролируемого параметра. Это зона "тревожного" состояния трансформатора. В этой зоне очень важным является выявление тенденций изменения общего состояния в "худшую" сторону, что является очень тревожным параметром. Уменьшение коэффициента общего состояния трансформатора в меньшую сторону говорит об интенсивном ухудшении состояния;

от 0,8 и менее - зона неудовлетворительного состояния контролируемого параметра. При таком значении параметров трансформатора, особенно при их периодическом "ухудшении" (уменьшении), следует принимать решение, как минимум, об усиленном контроле всеми средствами, а лучше о проведении регламентных и ремонтных работ.

Пример справки о техническом состоянии трансформатора по результатам вибродиагностики приведены на рис. 2.24 и 2.25.