Диагностика трансформатора
 Скачать 458.4 Kb.
|
|
Уральский Государственный Университет Путей Сообщения Кафедра «электроснабжения транспорта» РЕФЕРАТ На тему: «Диагностика трансформатора» Проверил Выполнили: студенты гр Э-430 преподаватель: Грехов А.О. Николаев А.В. Чернавин В.В. Екатеринбург 2014 Диагностика механического состояния обмоток Продление жизни трансформатора в значительной степени зависит от стабильности механических характеристик его обмоток. Однако даже в правильно спроектированном трансформаторе очень часто (в большинстве случаев) заложены предпосылки его будущих проблем применительно к электродинамической стойкости. Причиной этих предпосылок является технология изготовления обмоток, а суть в том, что обмотки изначально могут иметь некоторую магнитную несимметрию. Обмотки трансформаторов стараются делать магнитосимметричными, что позволяет минимизировать электродинамические силы, действующие в обмотках и на опоры прессующие кольца, ярмовые балки. В новом трансформаторе эта несимметрия невелика и не представляет опасности для трансформатора Однако, чем старше трансформатор, тем больше электродинамических воздействий при КЗ, толчках нагрузки он получает, тем больше меняются физико-химические свойства изоляции, тем больше меняются ее механические свойства. В настоящее время в России для диагностики механических деформаций обмоток трансформаторов наиболее широко применяются два метода метод измерения сопротивления короткого замыкания (метод Zk) и метод низковольтных импульсов (метод НВИ). Суть метода низковольтных импульсов. Суть метода НВИ заключается в том, что на ввод одной из обмоток трансформатора подается короткий прямоугольный импульс низкого напряжения (100-500 В), а с вводов других обмоток записываются осциллограммы реакций обмоток на воздействие этого импульса. Изменения в осциллограммах и их спектрах (получаемых в результате математической обработки) свидетельствуют о наличии или отсутствии деформаций обмоток трансформатора. В основе метода НВИ лежит принцип последовательного дефектографирования, когда результаты текущих измерений сравниваются с результатами предыдущих измерений, а состояние трансформатора оценивается степенью отклонения нормограммы от дефектограммы. Особенностью проведения измерений методом НВИ в эксплуатации является то, что результаты предыдущих измерений зачастую отсутствуют, то есть база для сравнения отсутствует. В связи с этим была поставлена задача оценить возможность анализа состояния обмоток только по результатам первичного дефектографирования, определить условия, при которых такая оценка является достоверной и дать рекомендации по применению метода в эксплуатации. Результаты диагностики трансформаторов в эксплуатации методом НВИ. Диагностика механических деформаций обмоток трансформаторов методом низковольтных импульсов производилась с помощью диагностических установок типа ’’Импульс”, разработанных в ВЭИ Анализ состояния трансформаторов, дефектографирование которых ранее не проводилось, производился только по результатам текущих измерений сравнением обмоток разных фаз между собой. Поврежденной считалась фаза, отличие которой от других являлось наибольшим и превышало допустимые значения. Основная сложность такого подхода заключается в том, что обмотки разных фаз изначально имеют некоторые отличия, обусловленные технологическими и конструктивными факторами. Однако дефектографирование, проведенное на десятках трансформаторов разной мощности и класса напряжения, показали, что в большинстве случаев обмотки разных фаз трансформаторов обладают высокой идентичностью, а установленные критерии "отбраковки" трансформаторов нуждаются лишь в незначительной коррекции. Благодаря применению метода НВИ при испытаниях трансформаторов на стойкость при КЗ оказалось возможным количественно оценить три типичных уровня состояния обмоток трансформатора по результатам дефектографирования с помощью установок "Импульс”: Кг>0,98, 8<3% – изменения механического состояния обмоток нет: продолжение эксплуатации трансформатора возможно без плановой ревизии. (Кг – коэффициент парной корреляции, характеризующий степень отличия двух осциллограмм; Кг-1, если осциллограммы полностью идентичны. 6 – разность осциллограмм в процентах). 0,98′КГ>0,96, 5%> д >3% – имеются начальные изменения механического состояния обмоток, наиболее часто связанные с распрессовкой отдельных фаз или обмоток, которые не являются еще опасными и не требуют немедленного вывода трансформатора из эксплуатации для ремонта или обширной ревизии. Kr<0,96, 3 >5% – имеются остаточные деформации в обмотках, требующие срочной ревизии и проведения полного комплекса диагностических обмеров. Одним из основных требований, без удовлетворения которого невозможно получение достоверных результатов диагностики, является необходимость достижения высокой воспроизводимости результатов измерений.Эта проблема может быть решена как ужесточением требований к обеспечению стабильности основных параметров аппаратуры, к процедуре измерений, так и совершенствованием самого метода диагностики таким образом, чтобы проблема воспроизводимости результатов перестала быть актуальной. Для реализации такого подхода в настоящее время в ВЭИ существующий метод НВИ дополняется методом частотного анализа (МЧА). Суть метода частотного анализа заключается в том, что от свип-генератора на ввод обмотки подается синусоидальный сигнал, изменяющийся от нескольких килогерц до 2-4 мегагерц, и записываются амплитудно-частотные характеристики A(F) реакции обмотки на воздействие этого сигнала. Как и в методе НВИ измерения проводятся до и после электродинамического воздействия на обмотку при КЗ. Сравнение спектральных характеристик, полученных до КЗ (нормограммы) и после КЗ (дефектограммы) позволяет судить о наличии механических деформаций в обмотке трансформатора. Достоинством МЧА является хорошая воспроизводимость измерений, обусловленная слабой чувствительностью к некоторым изменениям параметров генератора, к влиянию кабелей, соединителей и т.п. Для обоих методов используется единая элементная база. Предполагается, что созданные в ВЭИ и используемые в энергосистемах диагностические установки типа "Импульс" будут дооснащены необходимыми компонентами, что позволит использовать для диагностики обмоток трансформаторов обобщенный подход, использующий оба метода. Частичные разряды Все виды развивающихся повреждений изоляции начинаются с частичных разрядов (ЧР). Цели измерения ЧР в эксплуатации: • выявление разрядов и искрения в масле, определенных по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов; • уточнение состояния оборудования, имеющего симптомы снижения электрической прочности изоляции (увлажнение, загрязнение и пр.); • оценка качества изоляции после ремонта, реконструкции, модернизации; • определение необходимости проведения ремонта после длительной эксплуатации; • оценка состояния особо ответственного оборудования. Характеристиками ЧР являются: значение кажущегося заряда, частота следования ЧР, средний ток ЧР, средняя мощность ЧР, квадратичный параметр. Опыт эксплуатации показывает, что большая часть отказов трансформаторов из-за ЧР связана с нарушениями в изоляции обмоток, и во многих случаях эксплуатация трансформатора может быть продолжена, если идентифицирован источник ЧР. Критерием нормальной изоляции при испытании на заводе является отсутствие ЧР интенсивностью 300—500 пКл. Очевидно, что для разрушения материала требуется достаточная энергия. Если энергия разрядов составляет микроджоули, можно ожидать образование Х-воска и газов (водород, метан, ацетилен). Энергия разрядов порядка миллиджоулей может разрушать бумагу с выделением ненасыщенных углеводородов. При нормальном уровне интенсивности ЧР загрязнение изоляционных промежутков характеризуется увеличением частоты повторения импульсов и мощности ЧР. Для обнаружения ЧР и измерения их характеристик используется электрический метод. При эффективном устранении внешних помех метод позволяет измерять непосредственно параметры внутренних ЧР с высокой чувствительностью, определять зону возникновения ЧР, а также природу ЧР. Измерения могут проводиться одновременно по нескольким схемам (в разных точках трансформатора), что облегчает определение места ЧР. Универсальный Анализатор частичных разрядов UPDA (CutlerHammer, США) измеряет и одновременно анализирует спектры сигналов от восьми датчиков. Измеряется амплитуда разрядов, частота повторения и мощность. Анализатор обеспечивает возможность выявления полезных сигналов на уровне до 50 пКл на новых подстанциях и до 100—150 пКл на старых подстанциях (с высоких уровнем помех). Универсальный Анализатор ЧР - UPDA (UniversalPartialDischargeAnalyzer) включает в себя: Мощный портативный компьютер для управления процессом измерений, сбора данных, обработки, документирования и хранения информации; Два цифровых четырёхканальных осциллографа для визуальной оценки явлений ЧР и передачи данных в компьютер; Комплекта датчиков, индуктивных (высокочастотные трансформаторы тока) и ёмкостных; Измерительные радиочастотные кабели связи; Фильтры верхних частот. Применяется метод регистрации ЧР, основанный на измерении параметров импульсов тока, возникающих в изоляции трансформатора и передающихся во внешнюю цепь заземления. При измерении регистрируются следующие параметры: Осциллограммы импульсов ЧР; Амплитуды импульсов ЧР; Значения кажущегося заряда; Частота следования импульсов; амплитудно-фазовое распределение импульсов; мощность разрядов. В процессе измерений производится идентификация импульсов ЧР и помех, отстройка от помех и выделение ЧР, статистическая обработка сигналов. Обработка результатов выполняется модулем MS EXCEL 7.0, в котором генерируется отчет со всеми выходными данными. Протокол с заключением по результатам испытаний и рекомендациями передается заказчику. Измерительная система ВА РТРТ ABB PowerTransformers, Швейцария выполняет амплитудно-фазовый анализ, спектральный анализ (в полосе от 1 кГц до 20 МГц) и регистрацию на многоканальном цифровом осциллографе. Для регистрации ЧР применяются широкополосные акустические датчики от 30 до 150 или даже 500 кГц, а также резонансные датчики 125—150 кГц. До 8—24 датчиков устанавливаются вокруг бака на разной высоте. В некоторых случаях датчики устанавливаются внутри бака трансформатора, что может обеспечить чувствительность 100 пКл на уровне помех до 10,0 пКл. В странах СНГ нашли широкое применение индикаторные акустические приборы типа АИР, которые обеспечивают чувствительность не менее 10 дел/мВ в полосе частот 40—500 кГц. Электромагнитный метод основан на дистанционной регистрации электромагнитного излучения ЧР в СВЧ-диапазоне с помощью антенны. Метод позволяет выявить только разряды очень высокого уровня и подвержен сильному влиянию со стороны соседнего оборудования. Эффективность метода может быть значительно повышена при установке антенны СВЧ внутри бака. Локация и определение уровня ЧР в трансформаторе направленно на выявление местных очагов ЧР в изоляции и магнитопроводе. Позволяет оценить состояние как главной, так и витковой изоляции трансформатора в условиях реальных напряжённостей на объекте и в сочетании с другими методами, существенно повышает достоверность оценки состояния изоляции, особенно, в начальных стадиях ее старения. Позволяет указать место расположения источника ЧР.  Рисунок 1 Методика регистрации ЧР электрическим методом состоит в исследовании измеренных сигналов с датчиков всех фаз с помощью регистратора. При использовании регистратора используется сложный алгоритм селекции импульсов ЧР на основе физических признаков ЧР и матриц взаимного влияния сигналов между различными фазами и элементами контролируемого оборудования. Эти особенности регистратора позволяют эффективно отстраиваться практически от всех помех, присутствующих в высоковольтном оборудовании (корона, синхронные помехи, перенаводки ЧР с фазы на фазу и т. д.). Для оценки результатов проводится градуировка схемы регистрации. Градуировка проводилась по параллельной схеме в соответствии с требованиями ГОСТ 20074-83. Регистрация сигналов ЧР акустическим методом позволят локализовать место дефекта в баке трансформатора. Для проведения измерений датчики крепятся на стенке бака при помощи магнита. Полученный сигнал обрабатывается при помощи фильтров на ПК.  Рисунок 2  Рисунок 3 3.Вибрационный метод Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов является достаточно эффективным способом оценки некоторых аспектов их технического состояния. В процессе вибрационного обследования производится, в основном, определение качества взаимного крепления внутренних и внешних элементов трансформатора, определяется целостность конструкции, диагностируется состояние механизмов системы охлаждения. При проведении вибрационной диагностики состояния трансформаторов следует учитывать, что из-за многообразия конструктивных особенностей вибрационные процессы, регистрируемые на поверхности бака, в различной степени связаны с дефектами состояния, особенно если они имеют место во внутренних элементах трансформатора. Вибрационный отклик на поверхности бака трансформатора, возникающий от внутреннего дефекта, существенно связан с конструкцией трансформатора. Поэтому проведению вибрационной диагностики трансформатора всегда должно предшествовать ознакомление с особенностями конструкции обследуемого трансформатора. Это является обязательным условием получения достоверных диагнозов. Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов должно проводится с использованием современных виброизмерительных приборов - переносных малогабаритных виброметров и виброанализаторов. Виброметры, самые простые виброизмерительные приборы, предназначены для измерения интегральных параметров вибрации, таких как, например, СКЗ (среднеквадратичное значение) виброскорости или размах виброперемещения (двойная амплитуда вибрации). Виброанализаторы не только измеряют интегральные параметры вибрации, но и позволяют разлагать контролируемый вибрационный сигнал на отдельные гармонические составляющие, хранить эти параметры во встроенной памяти прибора. При помощи виброметров можно оценивать общее вибрационное состояние трансформатора, контролировать состояние фундамента, фиксировать вибрации оборудования и конструкций на поверхности бака трансформатора. Диагностику состояния элементов трансформатора и «виброналадку» механизмов можно производить только с использованием более сложных и дорогих виброанализаторов: Оценка состояния фундаментов трансформаторов по вибропараметрам. Это самый первый этап вибрационного обследования состояния силовых трансформаторов. Достаточно часто силовые трансформаторы стационарно устанавливаются на специальных фундаментах, состояние которых значительно влияет на общую вибрацию трансформатор. Повышенная вибрация на поверхности бака трансформатора может быть не следствием внутренних дефектов, а следствием дефектов фундамента, по своему назначению предназначенного 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 (таких виброанализаторов большинство).  Рисунок 4 При проведении измерений виброанализатор, тек же, как и виброметр, должен быть настроен на контроль величины СКЗ виброскорости, имеющей размерность [мм/сек].. Места установки вибродатчиков для контроля состояния фундамента и оценка качества элементов крепления схематически показаны на рисунке 4. Точка 1 соответствует головке анкерного болта, точка - конструктивному элементу трансформатора, а точка - контролируемому фундаменту.. 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: Кф = У3/У2 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. Измерение общего уровня вибрации (СКЗ виброскорости) на поверхности бака трансформатора 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. Сложность диагностики состояния трансформатора по вибрации на поверхности бака трансформатора заключается в двух аспектах. Во - первых, нет возможности выявить, какой элемент трансформатора является источником повышенной вибрации. Во - вторых, практически полностью отсутствует нормативная база для оценки уровня вибраций на баке, не ясно, когда такие вибрации являются признаком аварийного состояния трансформатора, а когда нет. 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. 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. 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. 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.  Рисунок 5 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, 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. 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. 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.  Рисунок 6 Процедура диагностирования небаланса по спектру вибросигнала и порядок проведения балансировочных работ с ротором в собственных подшипниках достаточно подробно описывается в инструкции к анализатору вибросигналов. Достаточно только сказать, что это простая и эффективная процедура. Применительно к вентиляторам трансформаторов балансировка одного вентилятора обычно занимает 0,5 - 2.0 часа рабочего времени. 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, как это показано на рисунке выше. Измерение следует проводить виброметром или виброанализатором в режиме измерения СКЗ виброскорости. Вибрационная диагностика маслонасосов системы охлаждения. 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.  Рисунок 7 Практически эффективным и единственным способом оценки состояния маслонасосов является проведение вибрационного обследования. В процессе этого обследования проводится измерение вибрации на каждом подшипнике в трех направлениях. Для этого на корпусе электродвигателя выбираются точки, максимально приближенные к подшипникам электродвигателя. Измерения проводятся в размерности виброскорости. Для измерения могут быть использованы и виброметры, и виброанализаторы. Если измерения проводятся виброметром, то анализируется только общее состояние электродвигателя по вибрации в районе подшипников качения. 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 - 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. Определение параметров прессовки обмоток и магнитопровода по вибрации на поверхности бака трансформатора. Количественные значения остаточной прессовки обмоток и магнитопровода являются важными эксплуатационными параметрами 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. Определение качества прессовки обмоток и магнитопровода может быть выполнено на основании анализа спектрального состава вибрационных сигналов на поверхности бака трансформатора работающего трансформатора. При снижении рабочей температуры обмотка «уменьшается» в своих размерах быстрее, чем магнитопровод, поэтому усилие прессовки обмотки уменьшается. Расчетное значение этого эффекта составляет единицы миллиметров.  Рисунок 8 Знание этой особенности внутренних процессов в трансформаторе, связанной с изменением рабочей температуры, позволяет проводить дополнительные исследования, которые могут существенно уточнить диагноз «распрессовка обмотки», получаемый при помощи экспертной системы «Веста». Достоинством вибрационных методов диагностики технического состояния силовых трансформатора является возможность проведения с их помощью «виброналадки» узлов и элементов трансформаторов. Под этим термином понимается возможность улучшения вибрационных параметров работы трансформатора, например, устранения резонансов трубопроводов, проведение балансировки вентиляторов системы обдува. Важным достоинством применения вибрационных диагностических методов является возможность проведения технической оценки качества прессовки обмоток и магнитопровода трансформатора. Вибрационный метод позволяет проводить диагностическое обследование в процессе работы трансформатора. Измерение сопротивления изоляции Измерение сопротивления изоляции производится при температуре изоляции не ниже 10°С.За температуру изоляции трансформатора, не подвергающегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла. Измерение характеристик изоляции допускается производить не ранее чем через 12 часов после окончания заливки маслом. Перед измерением необходимо протереть поверхность ввода трансформаторов. Сопротивление изоляции измеряется по схемам таблицы 1 мегаомметром на2500В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. Это означает, что необходимо произвести следующие действия с прибором ЭС0202/2-Г: Установить рукоятку выбора шкалв положение II. При необходимости можно удостовериться в правильности срабатывания устройства переключения шкал при помощи измерения сопротивления между разомкнутыми или отсоединённымиот входных гнезд прибора измерительными шнурами. Стрелка прибора должна устремиться в сторону увеличения значения, индицируемого на шкале (вправо) ближек значению или за значение 104 Установить рукоятку переключателя испытательного напряжения в положение 2500V. Подключить одноразъемныйизмерительный проводник к порту с подписью – Двухразъемный измерительный шнур подсоединить прямо проходящим проводником к среднему порту, а выходящим как бы в сторону проводником к разъемуЭ (экран). Прибор настроен на работу. Далее пользуясь таблицей 1 необходимо произвести соответствующие подключения измерительных концов шнуров к измеряемым частям испытуемого трансформатора. Таблица 1 – Словесные схемы подключения измерительных электродов мегаомметра при испытании двухобмоточных трансформаторов.
Сперва, перед сбором схем, следует соединить все выводы трансформатора, принадлежащие одному номиналу напряжения, используя любые доступные проводники. Важно следить за отсутствием не предусмотренных схемой измерения электрическими соединениями (случайными соприкосновениями и т.п.). Учитывая то, что бак трансформатора в нормальной эксплуатации должен быть заземлён, то можно соединив с ним по схеме из правой колонки таблицы 1 какую либо из обмоток (ВН или НН) считать и бак и эту обмотку заземлёнными. То есть никаких дополнительных заземлений не требуется. Для соединения схем по третьей колонке таблицы 1 рекомендуется использовать специальный проводник, которым комплектуется прибор ЭС0202/2-Г. Хотя можно использовать любой другой имеющийся под рукой проводник. Важно, чтобы оголённые части соединительного проводника, если такие имеются, не соприкасались с проводящими частями электроустановки, не указанными в третьей колонке таблицы 1 соответствующей номеру измерения строчке. После выполнения действий по сбору схемы третьего столбца таблицы 1 следует собрать схему по второму столбцу таблицы аналогичным образом. И, наконец, подключить прибор ЭС0202/2-Г одним измерительным электродом к любой точке схемы колонки три, а вторым электродом к любой точке схемы колонки 2 таблицы 1. Схема измерения собрана. Далее производятся действия связанные непосредственно с измерением сопротивления изоляции. Вначалеизмеряют R15 и R60 для определения коэффициента абсорбции, затем - остальные характеристики изоляции трансформатора. R15 – сопротивление изоляции, измеренное через 15 секунд после приложения напряжения к испытываемому образцу (пятнадцатисекундное сопротивление). R60 - сопротивление изоляции, измеренное через 60 секунд после приложения напряжения к испытываемому образцу (одноминутное сопротивление). Для этого необходимо вращать ручку мегомметра со скоростью около 120 об/мин обеспечивая свечение индикатора ВН, расположенного на лицевой панели прибора между управляющими рукоятками и циферблатом показаний. При этом замеряя секундомером время сделать две запись через 15 секунд и через 60 секунд после приложения напряжения.Допускается за начало отчета принимать начало вращения рукоятки мегомметра. Данные измерения следует производить вначале испытаний трансформатора (в первую очередь) для исключения возможности влияния заряженности ёмкостей на результат. Перед каждым замером для разрядки ёмкостей испытуемых объектов следует заземлять все испытываемые части трансформатора на две минуты. Значение одноминутного сопротивления R60сравнивается с табличным Таблица 2–Минимально допустимые значения одноминутных сопротивлений изоляций R60обмоток трансформатора в масле, МОм
Таблица 2– Минимально допустимые значения одноминутных сопротивлений изоляций R60обмоток сухихтрансформатора при температуре +20-+30°С
Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведенное к температуре измерений на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50% исходного значения. Определяется коэффициент абсорбции kабс по формуле:  Данный коэффициент для трансформаторов мощностью до 10 МВА и напряжением до 35 кВ при температуре +10-+30°С должен быть не ниже 1,3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты (50 Гц). Испытания изоляции повышенным напряжением промышленной частоты производится при помощи испытательной установки АИД-70М.При этом на трансформаторе может быть собрана рабочая схема внешнего питания (подключены питающие вводы со стороны высокого напряжения), при этом попутно получится проверить целостность высоковольтных вводов трансформатора.Перед испытанием производится проверка сопротивления изоляции мегомметром. Для проведения испытаний необходимо собрать схемы аналогичные предыдущей серии испытаний пользуясь таблицей 1 и указаниями из первого параграфа. Сначала производится сборка испытательного прибора АИД-70М.Для этого необходимо связать между собой блок управления (БУ) и блок высокого напряжения (БВН),а так же подключить блок управления к сети 220 В, а так же подать заземление к заземляющим выводам обоих блоков. После этого собрав схему измерения, подключив заземленный вывод БВН к любой точке схемы из третьей колонки таблицы 1, а выход высокого напряжения к любой точке схемы второй колонки таблицы. Включение прибора в работу производится в следующем порядке (используются обозначения рисунка 1): Переключатель 3 переводится в положениеI (включено); Нажимается кнопка 5 (должен загореться световой индикатор над ней); Нажатием кнопки 7 производится подача напряжения на испытуемый объект; Ручкой 9 регулятора ВН напряжение на киловольтметре 1 плавно доводится до указанного в таблице 4 испытательного напряжения для данного класса изоляции; Данное напряжение необходимо удерживать на объекте в течении1 минуты. Таблица 4 – Испытательные напряжения обмоток силовых трансформаторов, кВ
Изоляция считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при испытании ненаблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции, которые определяются позвуку разрядов, выделению газа и дыма и по автоматическим выключениям прибора во время испытаний.  Рисунок 9 – Лицевая панель блока управления прибора АИД-70М.Проверка коэффициента трансформации. Для проверки коэффициента трансформации следует использовать напряжение 380/220 В, подавая его на обмотку высшего напряжения. Взяв два вольтметра и проводя ими измерения по схемам рисунков 10-13
Формулами приведёнными совместно с рисунками следует пользоваться следующим образом. Первая часть это измеряемые вольтметрами напряжения, следом идут одно или два промежуточных вычисления, необходимые для анализа (при проведении проверки на них внимания обращать не стоит), в конце идёт значение, которое бы соответствовало правильной работе трансформатора с ним и нужно сравнивать первую часть формулы.  Kт.ф – это номинальный фазный коэффициент трансформации. Его значение можно вычислить взяв номиналы напряжений первичной и вторичной стороны из паспорта. Для каждой ступени регулирования его значение будет изменяться. Измеренный коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, полученного на том же ответвлении на других фазах, или от заводских данных, а для трансформаторов с РПН допуск не должен превышать значения ступени регулирования. Проверка предохранительных устройств. Необходимо произвести проверку действия всех предусмотренных защит; произвести проверку действия механизмов блокировки выключателей; проверить показания всех установленных термометров. Проверить, открыт ли кран в маслопроводе газового реле, убедиться в отсутствии воздуха в газовом реле. А также учесть и проверить правильность работы иных защит. Так же ознакомиться с указаниями завода-изготовителя. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающей среды. Для проведения данной проверки, необходимо определить, какой системой защиты масла от воздействия окружающей среды оборудован испытываемый трансформатор. Трансформаторы с герметичными баками достаточно проверить на маслоплотность бака. Для трансформаторов, оборудованных системой осушения воздуха, следует проверить уровень и наличие масла в масляном затворе, а так же цвет силикагеля (в нормальном состоянии он имеет голубую окраску, а в отработанном состоянии – розовую) и его наличие. Для трансформаторов с подушечной и мембранной защитой масла достаточно, так же, провести проверку на маслоплотность бака. Испытание трансформаторного масла. Необходимо произвести забор пробы масла и отвезти его в специальную лабораторию для установления его параметров. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение. При пробном включении трансформатора необходимо произвести проверку действия всех предусмотренных защит; произвести проверку действия механизмов блокировки выключателей; проверить показания всех установленных термометров, уровень масла в расширителе и его сообщаемость с баком. Проверить, открыт ли кран в маслопроводе газового реле, убедиться в отсутствии воздуха в газовом реле. Проверить соответствие указателя положений переключателя необходимому, отсутствии посторонних предметов на трансформаторе, заземление бака, отсутствие течи масла и т.д.Проверить подсоединение разрядников к линейным вводам и нейтрали(если таковые предусмотрены схемой защиты трансформатора), включение трансформатора под напряжение следует, как правило, производить со стороны, где установлена защита, с тем, чтобы при наличии неисправности трансформатор мог быть отключен. В газовой защите цепь сигнальных контактов подключить на отключение, произвести включение трансформатора на номинальное напряжение на время не менее 30 минут, для того, чтобы произвести прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. После снятия напряжения произвести несколько включений (три-пять) трансформатора толчком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки установленной защиты от бросков намагничивающего тока. В процессе 3-5 кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля. При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
