EARLY DEFECT OF OIL FILLED TRANSFORMER

РАННЯЯ ДЕФЕКТАЦИЯ МАСЛОНОПОЛНЕННОГО ТРАНСФОРМАТОРА

Научная статья

Мищенко М.Е.¹, Моногаров С.И.²

^{1, 2} ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет», Краснодар, Россия

² Армавирский механико-технологический институт, Армавир, Россия

Анотация

Вопросы диагностики электрооборудования в последнее время приобретают все большую актуальность по целому ряду причин. Прежде всего за последнее десятилетие произошел резкий рост доли оборудования, отработавшего нормативный срок службы. В России доля такого оборудования уже к 2000 году превысила 50%  всех  установленных  мощностей.  Кроме  того,  в  результате  перехода  к  рыночным  отношениям  и недофинансирования  в  течение  ряда лет, в необходимых объемах проведения планово-профилактических работ,  снизились  качество  и  надежность  энергоснабжения,  и  значительно  увеличилась  повреждаемость электрооборудования.

Ключевые слова: дефектация, трансформатор

Key words: defectation, transformator

В  частности,  в  энергосистемах  России  такое  положение характерно  для  трансформаторов  на  подстанциях 35-750 кВ, являющихся  одним из важнейших  элементов,  определяющих надежность электроснабжения. По данным анализа повреждаемости силовых  трансформаторов,  проведенного «ОРГРЭС»,  из  общего числа  отказов  трансформаторов  около 60% их  приходится  на трансформаторы с наработкой более 12 лет, и при этом около 45% всего парка  трансформаторов имеют  срок  службы более 20 лет. К тому  же  в  последнее  время  в  энергосистемах  России  опасными факторами стали длительные повышения напряжения и постоянный рост мощности коротких замыканий.

Все это ставит проблему оценки состояния и прогнозирования работоспособности и остаточного ресурса на одно из первых мест в системе обслуживания. При этом все большее внимание уделяется разработке методов  и  систем  диагностики,  которые  позволяют  контролировать  состояние  оборудования  в  процессе эксплуатации.

Одним из показателей состояния электрооборудования является работоспособность изоляции. В качестве изоляции в масляном трансформаторе используется твердые материалы и жидкие, такие как масло.

Трансформаторное масло играет двоякую роль. С одной стороны оно выступает в роли изоляционного компонента, а с другой стороны является охлаждающей средой, контактирующей со всеми внутренними конструктивными элементами оборудования. Поэтому контроль характеристик масла позволяет определить его собственную работоспособность, состояние твердой изоляции, также состояние меди и железа, таким образом, оно является одним из основных показателей состояния трансформатора.

В процессе эксплуатации маслонаполненного оборудования залитое в него масло под действием различных факторов изменяет свои химические и электрофизические свойства. В результат ухудшаются электроизоляционные свойства масла, продукты старения масла в виде осадка накапливаются на активных частях оборудования (обмотках и магнитопроводах), затрудняя отвод тепла от них, ускоряя старение целлюлозной изоляции и ухудшая ее электроизоляционные свойства. Главным фактором, обуславливающим старение масла, являются окислительные превращения входящих в его состав углеводородов, смолистых и сернистых продуктов. По физико-химическим характеристикам масла судят: о состоянии масла - старении, загрязнении, увлажнении, деструкции масла; о состоянии твердой изоляции - деструкции, увлажнении, загрязнении; о нарушении герметичности в устройстве защиты масла.

Показателями качества масла являются

- Электрическая прочность (пробивное напряжение в стандартном маслопробойнике) является важнейшей характеристикой для оценки работоспособности изоляции. Чистое трансформаторное масло, свободное от воды и других примесей, обладает очень высокой электрической прочностью. Наличие в масле очень небольших количеств влаги и различных примесей резко снижает его электрическую прочность.

- Кислотное число количество миллиграмм едкого калия, необходимого для нейтрализации всех свободных кислот, содержащихся в 1 грамме масла. Оно характеризует степень окисления масла под воздействием эксплуатационных факторов.

- Температура вспышки в закрытом тигле - температура при которой пары масла, нагреваемого в закрытом сосуде, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

- Наличие механических примесей и свободной воды (визуально). Появление примесей в столь больших количествах свидетельствует о грубых дефектах, связанных с наличием мест истираний внутри оборудования.

Таким образом контролируя выше перечисленные параметры вероятность предотвратить аварийную ситуацию значительно возрастает.

Одним из современных видов дефектации является  ИК-диагностика, позволяющая заметить проблему еще на ранний стадии развития и своевременно ее устранить.

Плюсами такой технологии является:

- возможность обследования объектов без снятия напряжения;

- возможность классификации дефектов по степени их опасности;

- возможность объективного документирования обнаруженных дефектов.

 Но также стоит учесть, что данный метод дефектации имеет свою специфику. При проведения подобного контроля необходимо учесть следующие факторы: коэффициент излучения материала, солнечная радиация, скорость ветра, расстояние до объекта, значение токовой нагрузки, тепловое отражение и т.п. Таким образом, при дефектации подобным способом, основополагающим является выявление максимально количества факторов, которые могут повлиять на показания прибора. Так если говорить о коэффициенте излучения материала, то только в общем виде он зависит от четырех параметров: длины волны, угла наблюдения, поверхности контролируемого объекта и температуры. Температура объекта влияет на коэффициент излучения материала и является  весьма изменчивой в течении суток, времени года, а также при разных погодных условиях.  Немаловажным фактором является угол наблюдения.

 Рисунок 1.  Погрешности, возникающие при ИК- диагностике.

На рисунке 1 предоставлены некоторые погрешности, возникающие при ИК - диагностики трансформаторного оборудования, которые необходимо учесть. Систематическая погрешность, является особенностью самого прибора:

- Спектральный диапазон;

- Погрешность изменения температуры;

- Чувствительность;

- Диапазон измеряемых температур;

- Формат изображения;

- Количество сохраняемых изображений;

- Температурные условия работы.

Стоит также учесть, что:

- Тепловыделение, создаваемое каким – либо дефектом в трансформаторе, будет приглушаться естественным тепловыделением от обмоток и магнитопровода;

- При работе охладительных систем также возникают не точности измерения, связанные с циркуляцией трансформаторного масла;

Помимо дефектного участка источниками тепла также являются: массивные металлические части трансформатора, токоведущие части вводов, контактные переключатели РПН.

Опыты показали, что ИК-диагностика трансформаторов может выявить следующие проблемы:

- Возникновение магнитных полей рассеяния в трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);

- Нарушение в работе охлаждения систем (маслонасосы, фильтры, вентиляторы 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 некоторых исполнений РПН и т.п.

 

Рис 2. Изображение дефектного изолятора

Рис. 3. Изображение дефектного разрядника

Одним из новых направлений, по контролю параметров трансформатора и его ранней дефектации, стали системы автоматического управления (АСУ), позволяющие своевременно предотвратить негативные последствия, возникающие в результате выхода из строя трансформаторного оборудования. Неотъемлемыми плюсами таких систем является возможность своевременное реагирование на различные аварийные ситуации возникающих при эксплуатации трансформаторного электрооборудования.

Такая возможность возникла в связи с появлением качественного программного обеспечения, на «софт рынке».

Рассмотрим “MasterSCARDA” один из отечественных программных продуктов подобного рода.

Логика работы подобной АСУ, с учетом контролирования двух параметров, температуры обмотки и трансформатора, представленна на рисунке  3.

 

Рисунок 4. Логическая структура автоматического контроля температуры масла и обмотки трансформатора

Логика программы заключается в сравнении номинальных значений параметров, с текущими показателями датчиков. Так первое условие проверяет значение текущей температуры обоих параметров с заданной величиной (t₁). По результатам условия программа принимает следующее решение: в случае превышения текущей температурой номинального значения включается система принудительного охлаждения, если рост температуры продолжается до заданного значения (t₂), выполняется следующий блок программы, включение циркуляции насоса, при не изменении ситуации на пульт оператора выдается сигнал о не исправности, при  дальнейшем росте температуры до (t₄) автоматика отключит трансформатор от сети.

Данная система может быть реализована на основе термосигнализатора. Преимущество будет заключаться в простоте эксплуатации,  но необходимо учитывать, что система может настраиваться на режим принудительного охлаждения и циркуляции масла, или только на режим принудительного охлаждения. Что приводит к возникновению погрешностей в измерениях, а также необходимости в создании обратной связи, которая будет корректировать работу системы в зависимости от типа применяемого охлаждения в данный момент, в свою очередь это повлияет на удорожание конструкции и увеличение вероятности отказа измерительного оборудования.

Наиболее удобным аналогом терморегулятора с обратной связью будет микропроцессор.

 

Рисунок 5. Структура  работы АСУ для ранней дефектации масляного трансформатора.

На рисунке 4 представлена работа АСУ. Римской один отмечена область в которой расположен исследуемый трансформатор  и 6 датчиков, контролирующих разные текущие параметры(температуру масла, обмоток, текущий ток, напряжение и т.д. ) выходные величины подаются на входы контролера, обеспечивающего логику и автоматизацию работы автоматической системы управления. Затем все полученные контролером данные выводятся на дисплей компьютера с установленным программным обеспечением (римская 3).

Связь контролера и компьютера может происходить как посредством TCP/IP протокола, то есть интернет, так и с помощью COM-порта. Обработка полученных данных с контролера и их вывод на дисплей проводятся посредством OPC – сервера, пример которого предоставлен на рисунке 5.

 

Рисунок 6. Пример работы OPC – сервера.

На риснуке 5 видно как ОРС – сервер получает данные, обозначенные цифрой 1 от оборудования, которые поступаю на вычислитель, в зависимости от полученных результатов OPC выдаст выходной сигнал на оборудование (цифра 2), в зависимости от которого будет изменяться логическое решение программы. Преимуществом применения данного сервера также является визуальный контроль, ведущийся посредством компьютера (Графическая оболочка – монитор) а также возможность ведения журнала, который хранит в себе все входные и выходные величины, а также действия проводимые сервером, что в будущем может помочь с анализом возникшей проблемы, посредством сформированного отчета.

Таким образом, можно сказать, что автоматизированные системы управления для электрооборудования являются перспективным направлением в развитии авотматического контроля электрооборудования в связи с удобностью их использования, возможностью полной автоматизации процесса.

Литература

1. Давиденко И.В. Диссертация Разработка системы многоаспектной оценки технического состояния и обслуживания высоковольтного маслонаполненного электрооборудования. – 2009г. – 462с.

2. Бажанов С.А., Кузьмин А.В., Вихров М.А.. Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ. – 2000г.

3. Костин В.Н., Монтаж и эксплуатация оборудования систем электроснабжения. Учебное пособие. – СПб. СЗТУ 2004г.- 184с.

4. Jeff Sullivan. Infrared diagnostic of substation feeder problems.