Диагностика. Диагностика силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше
 Скачать 253.65 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра электротехники и электрооборудования предприятий Реферат по дисциплине «Диагностика электрооборудования» На тему: «Диагностика силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше» Выполнил студ. гр. БАЭсз-19-01 А.В. Вишкин Проверил: Р.З. Юсупов Уфа 2021 СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………………...............3 1. Повреждения силовых трансформаторов……………………………………………..4 2. Общий порядок диагностики…………………………………………………………..5 2.1 Алгоритм диагностирования………………………………………………………..5 2.2 Правила технического диагностирования………………………………………….6 3. Методы диагностики силовых трансформаторов…………………………………….7 3.1 Методы неразрушающего контроля………………………………………………..7 3.2 Тепловизионный метод диагностики……………………………………………….7 3.3 Метод анализа масла из бака трансформатора…………………………...............10 3.4 Контроль за показателями измерительных приборов……………………………12 3.5 Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости tg𝛿…………………………………………………………………………..13 Заключение……………………………………………………………….………………15 Список литературы………………………………………………………………………16 ВВЕДЕНИЕ Силовые трансформаторы — это одно из основных составляющих оборудования: электростанций, подстанций, разных видов преобразовательных устройств и т.д. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы являются одним из значимых и наиболее массовых элементов энергосистем. К 2000 году в ЕЭС России находилось в эксплуатации в электрических сетях 110-750 кВ силовых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью 567569 МВА при установленной мощности генераторов 194000 МВт. Надежность работы электрических сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Актуальность темы реферата определяется необходимостью обеспечить как в настоящее время, так и в перспективе высокую надежность работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов (далее силовых трансформаторов) напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, значительное количество которых, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, отработали установленный стандартом ГОСТ 11677-85 срок службы 25 лет. В целом, порядка 40% силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, находятся в эксплуатации более 25 лет. В данном реферате будут рассмотрены различные аспекты диагностики силовых трансформаторов 110 кВ и выше. 1 Повреждения силовых трансформаторов Самый распространенный вид повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше является повреждение высоковольтных вводов. На сегодняшний день в эксплуатации находятся негерметичные и герметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией. Слабый узел, подверженный повреждениям, негерметичных вводов это система защиты масла от воздействия влаги. В случае несвоевременной замены силикагеля, масло увлажняется, что приводит к ухудшению его изоляционных характеристик, что может привести к возникновению частичных разрядов в масле. Из-за этого на поверхности бумажной изоляции образовывается «ползущий» разряд: от одной или разных исходных точек поврежденной поверхности изоляции расползаются прожоги, образуя сложный рисунок, похожий на дерево, ослабляя при этом поверхность изоляции. При сближении «ползущего» разряда и заземленной части возникает пробой с происхождением короткого замыкания. Герметичные ввода более надежны, чем негерметичные. Также как в негерметичных, в герметичных вводах может иметь место нарушение герметичности. Возникает данное явление вследствие неправильной сборки узла, превышения создаваемого гибким спуском радиального усилия над расчетным значением и т.д. При не плотностой герметизации влага из атмосферы может просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора, что в свое время ведет к нарушению. Также распространенным видом повреждений является повреждение устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Нарушения могут происходить от неправильной регулировки контактов, а следовательно, и образования на контактах пленки окиси при редких переключениях и несвоевременных профилактических работах устройства, так же при нарушении в кинематической схеме. Самые тяжелые последствия происходят из-за повреждения обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные изоляции, загрязненное или влажное трансформаторное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением «ползущего» разряда или без него с последующим пробоем. Также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), места слабо намотанной изоляции, нарушения работы системы охлаждения, частые и высокие перегрузки трансформатора по току и напряжению и т.д. могут привести к аварии. Для анализа процентного соотношения различных видов повреждений, были собраны данные отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35-750 кВ, приведенные на рисунке 1.  Рисунок 1 – Распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам и классам напряжений Анализируя информацию, приведённую выше, можно заключить, что в большинстве случаев повреждения развиваются постепенно. Поэтому, если, верно, составить план работы по проверке состояния трансформаторов, возникающие дефекты можно выявить до того момента, как будет превышена некая критическая точка. Тогда можно будет в правильное время вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возникновение аварии или отказа до их возникновения, а также не допустить недоотпуск электроэнергии, снизить время и расходы на ремонт оборудования. 2 Общий порядок диагностики 2.1 Алгоритм диагностирования Задачами технического диагностирования являются: - определение вида технического состояния; - поиск места отказа или неисправностей; - прогнозирование технического состояния. - установить показатели и характеристики диагностирования; - обеспечить приспособленность электроустановки к техническому диагностированию; - разработать и осуществить диагностическое обеспечение. В первую очередь при диагностировании приводится описание перечня элементарных проверок объекта диагностирования. Элементарная проверка определяется рабочим или тестовым воздействием, поступающим или подаваемым на объект, а также составом признаков (параметров), образующих ответ объекта на соответствующее воздействие. Конкретные значения признаков (параметров), получаемые при диагностировании являются результатами элементарных проверок или значениями ответа объекта. 2.2 Правила и средства диагностирования Средства технического диагностирования должны обеспечивать определение (измерение) или контроль диагностических параметров в режимах работы электроустановки, установленных в эксплуатационной документации или принятых на данном предприятии в конкретных условиях эксплуатации. Средства и аппаратура, применяемые для контроля диагностических параметров, должны позволять надежно определять измеряемые параметры. Надзор над средствами технического диагностирования должны вести метрологические службы соответствующих уровней функционирования системы технического диагностирования и осуществлять его согласно положению о метрологической службе. Перечень средств, приборов и аппаратов, необходимых для технического диагностирования, устанавливается в соответствии с типом диагностируемой электроустановки. При выполнении операций диагностирования необходимо соблюдение всех требований и указаний ПУЭ, настоящих Правил, Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок, других отраслевых документов, а также ГОСТов по диагностированию и надежности. Конкретные ссылки должны быть сделаны в рабочих документах. 3 Методы диагностики силовых трансформаторов Техническое диагностирование отдельных элементов может осуществляться как без разборки, так и с частичной или полной разборкой трансформатора. Диагностика с разборкой предусматривает применение методов и средств неразрушающего и измерительного контроля параметров отдельных узлов и деталей. Для оценки технического состояния без их разборки используются диагностические параметры: температура, давление, величина токов утечки, уровень шума, амплитуда вибрации, виброскорость, виброускорение и др. 3.1 Методы неразрушающего контроля Для выявления дефектов типа нарушения сплошности и неоднородности металлических конструктивных элементов силового трансформатора используются магнитные, электрические, вихретоковые, тепловые, оптические, радиационные и акустические методы неразрушающего контроля, а также метод проникающих веществ. Наиболее распространенными методами для выявления нарушений герметичности корпуса трансформатора, являются акустический, магнитный и оптический методы. Нарушение герметичности системы охлаждения контролируется методом течеискания. Метод течеискания основан на проникновении газообразных и жидких веществ через сквозные дефекты с целью установления степени герметичности изделий, которая определяется потоком газа, расходом или наличием истечения жидкости, падением давления за единицу времени, размером пятна и пр. 3.2 Тепловизионный метод диагностики При тепловизионной съемке силовых трансформаторов проверяются: вводы, баки, система охлаждения (радиаторы, вентиляторы, маслонасосы), термосифонные фильтры, контактные соединения. Путем тепловизионного обследования для силовых трансформаторов достаточно легко и точно можно обнаружить следующие дефекты: нагревы внутренних контактных соединений обмоток с выводами трансформатора; нарушение в работе систем охлаждения (вентиляторов, маслонасосов, циркуляции масла в радиаторах) и регенерации масла (термосифонных фильтров). Тепловизионное обследование позволяет безразборным способом определить: места болтового крепления колокола бака; уровень масла в расширительном баке, выхлопной трубе и во вводах. Основными этапами тепловизионного метода диагностики силовых трансформаторов являются: полевые исследования; передача полученной информации из тепловизора в персональный компьютер; структурирование термограмм, организация их хранения в специализированных базах; предварительная обработка результатов и их визуальный анализ; математическая обработка и сопоставление результатов с учетом реальных физических процессов в трансформаторе, автоматизированное формирование рекомендаций; комплексная обработка полученной информации. Тепловизор или его сканер должны устанавливаться на штативе, по возможности как можно ближе к трансформатору, на оси средней фазы, при использовании объектива 7-12°. К тому же тепловизор должен обеспечивать как аудио-, так и видеозапись. После настройки постоянного температурного режима записи тепловизора ведётся покадровая регистрация термоизображений, начиная с верхней част крайней фазы (например, «А») по направлению к фазе «С», с наложением кадров друг на друга около 10 % размера. Достигнув поверхности бака фазы «С», объектив сканера опускается ниже, и далее покадровая съёмка продолжается в противоположном направлении, и таким образом процесс съёмки ведётся, пока не будет записана вся поверхность, включая расположенные под его днищем маслонасосы, маслопроводы и другие узлы. Термографической сьёмке подвергается вся доступная для этого поверхность бака по периметру. Схема измерений представлена на рисунке 2.  Рисунок 2 – Схема измерения тепловизионным методом Далее осуществляется склеивание результатов съёмки в единый развернутый «тепловой» план. Участки плана с повышенными температурами нагрева сопоставляются с технической документацией на трансформатор, которая характеризует 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. Следует обращать внимание на образование аномальных тепловых зон на поверхности бака трансформатора из-за смещения потоков масла. На рисунке 3 приведен пример тепловизионного снимка силового трансформатора.  Рисунок 3 – Тепловизионный снимок силового трансформатора 3.3 Метод анализа масла из бака трансформатора В настоящее время для анализа технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов, а также для прогнозирования развития различных дефектов широко применяется анализ трансформаторного масла. Исходными данными при таком способе диагностирования являются результаты проведения физико-химического анализа, хроматографический анализ растворенных в масле газов, фуранов и других примесей. Трансформаторное масло выполняет две функции – оно одновременно является диэлектриком и охлаждающей жидкостью. При помощи измерения физических характеристик масла можно судить о его диэлектрических свойствах. Существенное влияние на физические свойства масла оказывают вода, растворенные в нем газы, а так же различные примеси и продукты распада изоляции. Как правило при таком методе диагностирования анализируются концентрация водорода Н2 , этана С2 Н6, диоксида углерода СО2 , ацетилена С2 Н2, метана СН4 , этилена С2 Н4, окиси углерода CO, а также отношения /, С2 Н2/ С2 Н4, С2 Н4/ Н2, СН4/ С2 Н6, С2 Н2/ С2 Н6, Н2/ С2 Н4, СО2/CO. На рисунке 3 приведена таблица результатов хроматографического анализа масла из бака трансформатора. Также в данной таблице приведены предельные значения концентраций растворенных газов.  Рисунок 3 – Таблица результатов хроматографического анализа масла из бака трансформатора На рисунке 4 приведена таблица предельных значений отношений концентраций растворенных газов в трансформаторном масле.  Рисунок 4 – Таблица предельных значений отношений концентраций растворенных газов в трансформаторном масле Хроматографический анализ растворенных в масле газов позволяет обнаружить две группы дефектов. К первой группе дефектов относятся перегревы токоведущих частей и элементов конструкции остова. Нагрев бумажно-масляной изоляции и масла свыше 600 Cо приводит к повышению концентрации этилена. Перегрев масла, вызванный дуговым разрядом приводит к повышению концентрации ацетилена. В обоих случаях характерными газами являются СН4, Н2, С2 Н6. Ко второй группе дефектов относятся электрические разряды в трансформаторном масле. Эти разряды могут быть разрядами малой и большой мощности. Частичные разряды приводят к сильному повышению концентрации водорода, а также к незначительному повышению концентрации метана и этилена. Дуговые и искровые разряды приводят к сильному повышению концентрации водорода и ацетилена, а также к незначительному повышению концентрации метана и этилена. Превышение предельных значений окиси углерода и двуокиси углерода свидетельствует об ускоренном старении, а также увлажнении твердой изоляции. Перегрев твердой изоляции приводит к повышению концентрации диоксида углерода. Основные газы, соответствующие определенным дефектам: Дефекты электрического характера: Водород – дуговые, искровые и частичные разряды; Ацетилен – искровой разряд, дуговой разряд. Дефекты теплового характера: Этилен – повышение температуры масла свыше 600°С; Метан – нагрев масла в диапазоне от 400°С до 600°С, а также нагрев, сопровождающийся разрядами; Этан – нагрев масла в диапазоне от 300°С до 400°С; Оксид и диоксид углерода – нагрев твердой изоляции. 3.4 Контроль за показателями измерительных приборов Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки: -главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала – 1 раз в сутки; -остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала - 1 раз в месяц; -на трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в месяц. Внеочередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся: -после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.); -при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) -газовой или (и) дифференциальной защитой. При периодическом осмотре устройств РПН необходимо обращать внимание на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления, а также на разных фазах устройства. При внешнем осмотре трансформаторов нужно осмотреть все имеющиеся на нем измерительно-контрольные средства, так как они могут информировать о появлении какой-то неисправности или об опасности возникновения дефекта. При каждом осмотре трансформатора необходимо проверять и записывать показания о температуре масла. При повышенной температуре, нужно узнать причины и принять меры к тому, чтобы убрать неисправности. Для начала нужно проверить систему охлаждения трансформатора. Однако если там неисправностей не обнаружено, то повышение температуры масла в большинстве случаев информирует о возникновении внутренних повреждений в трансформаторе например: образовании короткозамкнутого контура, увеличении сопротивления в контактных соединениях, уменьшении расстояния масляных каналов из-за разбухания изоляции, попадания в канал постороннего предмета, увлажнении масла и т.д. В любом случае длительная работа силового трансформатора с повышенной температурой масла недопустима. Если обнаруженные неисправности не могут быть устранены без отключения трансформатора, то решение о том какие действия будут применяться к трансформатору принимается: руководством электростанции, предприятия электросетей, службой главного энергетика промышленного предприятия. При обнаружении внутреннего повреждения (выделение газа и пр.) трансформатор должен быть немедленно отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала. 3.5 Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости tg𝛿 Вследствие замедленного процесса диффузии влаги в изоляции трансформатора большая масса влаги по мере проникновения из окружающего воздуха накапливается, как правило, в тонкой изоляционной структуре, преимущественно барьерной изоляции. Неравномерное распределение влаги в изоляционных деталях сохраняется в течение всего периода эксплуатации трансформатора. Влага, которая выделяется при старении, распределяется неравномерно, и происходит ее миграция из участков с наибольшим износом в зоны с самыми низкими значениями температуры. Приведенные выше причины объясняют сложность диагностики степени увлажнения и необходимость применения методов, которые позволяют проводить надежную оценку увлажнения изоляции. Новый метод, разработанный фирмой АВВ, представляет собой дальнейшее развитие абсорбционных методов с использованием измерения тангенса угла диэлектрических потерь в широком частотном диапазоне. Основные задачи метода – измерение влажности целлюлозы и проводимости масла. Метод частотного анализа заключается в том, что от специального генератора на ввод обмотки (или в нейтраль) подается зондирующий сигнал (импульсный или синусоидальный, а с вводов других обмоток регистрируются отклики – реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала. Анализ результатов измерений частотного спектра должен производиться с учетом влияния заземления кабелей, которое проявляется особенно при высоких частотах и наличия масла.  Рисунок 5 – Схема измерения тангенса угла диэлектрических потерь от частоты для трансформатора с двумя обмотками. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данном реферате были рассмотрены виды повреждений и методы современные виды диагностики силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Регулярное проведение диагностирования силовых трансформаторов позволяет обнаружить на раннем этапе возникновение неполадок, более эффективно планировать проведение ремонтных работ и, как следствие, увеличить срок службы дорогостоящих силовых трансформаторов. Использование современных методов диагностики с целью выявления дефектов и повреждений, оценка функциональной исправности оборудования, определения возможности продления срока эксплуатации трансформаторов и выполнения других задач диагностики является неотъемлемой частью постоянного совершенствования методик оценки состояния и повышения их эффективности. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ГОСТ 11677-85. Силовые трансформаторы Силовые трансформаторы: справ. книга / под ред. С.Д. Лизу- нова, А.К. Лоханина. М.: Энергоиздат, 2004. 618 с. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., Антипов K.M., Сурба A.C., Чичинский М.И. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации // Электрические станции. 2001. No 9. С. 53-58. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – Москва: [б.и], 2021. Вилков С.А. Обзор современных способов диагностирования силовых трансформаторов и автотрансформаторов, [Электронный ресурс] http://web.snauka.ru/issues/2012/09/16794. И.В. Прахов. Методы оценки технического состояния высоковольтного трансформатора/ И.В. Прахов, А.В. Путенихина, А.В. Мельников, Н.А. Молчанов, В.М. Привалова/ Электрооборудование и автоматика промышленных предприятий. – 2016. – №3 – С.59-62. |