Контроль работоспособности трансформатора в процессе эксплуатации

Электрооборудование промышленности

  Реферат

«Контроль работоспособности трансформатора в процессе эксплуатации»

Содержание

Введение

Любой силовой трансформатор  эксплуатируется годами (известны случаи работы трансформатора в течение 40 и более лет) в самых различных  режимах и при разных внешних  воздействиях. Это разнообразие не может быть представлено аналитически. Необходима некоторая система оценки состояния трансформатора, организованная на предприятии.

Внешние исследования силовых  трансформаторов проводятся в пределах, оговоренных нормативно-технической  и конструкторской документацией. Однако опыт эксплуатации определяет необходимость оценки изношенного  оборудования в следующих случаях:

- когда близок или  наступил срок окончания эксплуатации  согласно «Системе технического  обслуживания и ремонта»;

- если из-за интенсивной  работы происходит физический  износ;

- когда имеет место  амортизационный или моральный  износ.

В этих случаях возникает  необходимость предварительной  оценки состояния изношенного электрооборудования  для разработки плана достаточно эффективных методов дальнейших испытаний или мероприятий по поддержке функционирования электрооборудования.

Существует ряд методов, применяемых для оценки работоспособности  трансформаторов в процессе эксплуатации.

Внешние исследования включают в себя: контроль показаний измерительных  приборов; проверку уровня, давления, температуры  и цвета масла; взятие проб масла; проверку исправности средств сигнализации, защиты, автоматики и газового реле; визуальный контроль поверхностей вводов и изоляторов, ошиновки, кабелей  и контактных соединений.

Исследования осуществляются осмотром, простейшими и специальными приборами. Наиболее эффективным признается тепловизионный контроль, включающий в себя термографию. Опыт эксплуатации свидетельствует, что выявить начало развития одного из основных дефектов высоковольтных вводов — отложение металлосодержащих коллоидных частиц на фарфоре — позволяет обнаружение зоны повышенного (на 1...2°С) нагрева, возникающей при появлении даже незначительных полос осадка.

Правила технической эксплуатации устанавливают обязательную периодичность  осмотра трансформаторов. При осмотре устройств РПН необходимо обращать внимание на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления, а также на разных фазах устройства. При этом все элементы приводных механизмов должны находиться в фиксированном положении. Следует проверить уровень масла в баке контактора или в соответствующем отсеке расширителя, уплотнения заглушек и разъемов, в зимнее время - работу обогревателей в приводах и шкафах управления обогревом, внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства.

1 Контроль показаний измерительных  приборов трансформатора

Правила технической эксплуатации устанавливают обязательную периодичность  осмотра трансформаторов. При наличии  постоянного дежурного персонала  осмотры главных трансформаторов  электрических станций и подстанций, трансформаторов собственных нужд и реакторов производятся без  отключения не реже 1 раза в сутки. Остальные  трансформаторы могут осматриваться 1 раз в неделю. Однако показания  измерительных приборов, установленных  на трансформаторе, могут сниматься  и чаще (1 раз в час и даже каждые полчаса), если это необходимо для контроля за режимом нагрузки электростанций или какого-то участка  энергосистемы.

Если же постоянного  дежурного персонала нет, то трансформатор  осматривается выездной бригадой 1 раз в месяц. Контроль за нагрузкой  таких трансформаторов осуществляется не реже чем 2 раза в год, в том  числе 1 раз в период зимнего максимума.

При периодических осмотрах следует проверять состояние  фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также установленных на трансформаторе разрядников, определяя наличие  или отсутствие трещин, сколов форфора, загрязнений, течи масла через уплотнения. Необходимо убедиться в целости  и исправности измерительных  приборов (в том числе в системе охлаждения, азотной защиты и на герметичных вводах), термосигнализаторов и термометров, маслоуказателей, газовых реле, мембраны выхлопной трубы, а также проверить положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях, состояние фланцевых соединений маслопроводов и сварных швов (на отсутствие течи масла).

Сами по себе электроизмерительные приборы, установленные на трансформаторе, еще не позволяют судить о его  состоянии.

Однако они помогают своевременно выявить перегрузки по току или по напряжению. Правила  технической эксплуатации, соответствующие  стандарты и инструкции завода-изготовителя указывают предельно допустимые превышения напряжения и тока над  номинальными значениями, а также  допустимую длительность их приложения. Например, для трансформаторов, изготовленных  по ГОСТ 11677—65, допускается длительное превышение напряжения сверх номинального на 5 % при номинальной нагрузке. При  малой нагрузке (не более 25 % номинальной) можно допустить длительную работу этих трансформаторов с повышением напряжения на 10 %. В стандартах 1975 г. и в ГОСТ 11677-85 допускается длительное превышение напряжения на 10 % сверх номинального напряжения соответствующего ответвления, а для автотрансформаторов с РПН в нейтрали - больше 10 %, если рабочее возбуждение магнитопровода не превосходит 110 % номинального возбуждения. Возбуждение стержня контролируется по напряжению Uнн, ярма - по разности напряжений (Uнн - Uсн).

Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку по току на 5 % сверх номинального, если напряжение не превышает номинального.

Для трансформаторов, изготовленных  по ГОСТ 11677-65 и ГОСТ 11677-75, в аварийных  режимах допускается кратковременная  перегрузка по току независимо от предшествующего  режима и системы охлаждения.

Для новых трансформаторов  мощностью до 100 МВ*А включительно допустимые систематические и аварийные  перегрузки указаны в ГОСТ 14209-85. В нем, в отличие от ранее действовавшего ГОСТ 14209-69, допустимые аварийные перегрузки поставлены в зависимость от предшествовавшей нагрузки и окружающей температуры. Аналогичные усложнения нормы аварийных  перегрузок введены в новые инструкции по эксплуатации трансформаторов мощностью  более 100 МВ*А. Во многих случаях новые  нормы допускают меньшие перегрузки по сравнению со старыми нормами.

2 Вспомогательные методы диагностики

2.1 Тепловизионный контроль

Тепловизионный контроль применительно к силовым трансформаторам  является вспомогательным методом  диагностики, обеспечивающим 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 ИК-диагностики  силовых трансформаторов показал, что с ее помощью можно выявить  следующие неисправности:

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

- нарушение в работе  охлаждающих систем (маслонасосов, фильтров, вентиляторов и т.п.) и  оценка их эффективности;

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

- нагревы внутренних  контактных соединений обмоток  НИ с выводами трансформатора;

- витковое замыкание  в обмотках встроенных ТТ;

- ухудшение контактной  системы некоторых исполнений  РПН и т.п. Возможности ИК-диагностики  применительно к трансформаторам  недостаточно изучены. Сложности  заключаются в том, что, во-первых, тепловыделения при возникновении  локальных дефектов в трансформаторе "заглушаются" естественными  тепловыми потоками от обмоток  и магнитопровода, а, во-вторых, работа  охлаждающих устройств, способствующая  ускоренной циркуляции масла  как бы сглаживает температуры,  возникающие в месте дефекта.

При анализе результатов  ИК-диагностики необходимо учитывать  конструкцию трансформаторов, способ охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность  эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов.

Поскольку оценка внутреннего  состояния трансформатора тепловизором осуществляется измерением 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 токоведущей части и  в переходном сопротивлении соединителя  отвода обмотки; 

- контакты переключателей  РПН.

Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к маслу и от последнего к системе охлаждения осуществляется путем конвекции. Зоны интенсивного движения масла имеются только у  поверхностей бака трансформатора, где  происходит теплообмен. Остальное масло  в баке трансформатора находится в относительном покое и приходит в движение при изменении нагрузки или температуры охлаждающего воздуха.

2.2 Определение работоспособности  системы охлаждения трансформатора

Снятие термограмм устройств  системы охлаждения трансформаторов (дутьевых вентиляторов, маслонасосов, фильтров, радиаторов 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 практически одинакова. При появлении неисправности  в маслонасосе (трения крыльчаток, витковое замыкание в обмотке электродвигателя и т.п.) температура на поверхности  корпуса маслонасоса должна повыситься и превысить 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 ПК-контроле можно судить о работоспособности термосифонных  фильтров трансформаторов. Как известно, термосифонный фильтр 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. под действием разности плотности горячего и холодного масла.

Термосифонный фильтр 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  силикагеля, шлакообразование 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 бака трансформатора и залитом маслом.

Контроль состояния контактов  переключателя, ввиду его глубинного расположения в баке трансформатора, весьма проблематичен. При перегреве  контактов контактора из-за небольшого объема залитого в него масла на стенах бака контактора имеют место  локальные нагревы.

Неисправность плоского крана  радиатора или ошибочное его  закрытие приводит к перекрытию протока  масла через радиатор. В этом случае температура труб радиаторов существенно  ниже, чем у работающего радиатора. С течением времени поверхности  труб радиаторов подвергаются воздействию  ржавчины, на них оседают продукты разложения масла и бумаги, что  порой приводит к уменьшению сечения  для протока масла или полному его прекращению. Трубы с подобными отклонениями холоднее остальных.

Практически единственным критерием оценки эффективности  работы системы охлаждения является температура верхних слоев масла  трансформатора, измеряемая с помощью  термометров, либо термометрических сигнализаторов с электроконтактным манометром, либо дистанционных термометров  сопротивления, устанавливаемых в  карманах (гильзах) крышки бака. Контроль температуры масла в этих случаях  может быть связан с существенными  погрешностями, которые обусловлены  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 позволяют  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. Так, термограмма, снятая в Комиэнерго на трансформаторе мощностью 60 MB*А, работающего с нагрузкой, равной 30 % номинальной, показывает, что  циркуляция масла в зимний период (t = -15 °С) происходит лишь в верхней  части средней обмотки. Температуры  на поверхности крайних фаз составляют 2 - 3 °С, в средней фазе трансформатора 13 т.е. масло в крайних фазах  при малых нагрузках практически  не циркулирует.

В других случаях с помощью  тепловизора был зафиксирован глубинный  локальный нагрев в отводе обмотки 500 кВ мощного трансформатора, при нарушении изоляции стяжных шпилек или консолей определена зона расположения дефекта, оценивалась работа радиаторов систем охлаждения трансформатора и т.п.

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, находящего 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 падение  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.

3 Осмотр трансформатора в процессе эксплуатации

При осмотре устройств  РПН необходимо обращать внимание на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления, а также на разных фазах  устройства. Все элементы приводных  механизмов должны находиться в фиксированном  положении. Следует проверить уровень  масла в баке контактора или в  соответствующем отсеке расширителя, уплотнения заглушек и разъемов, в  зимнее время - работу обогревателей  в приводах и шкафах управления обогревом, внешнее состояние доступных  осмотру элементов устройства.

Если устройство РПН  совмещено с высоковольтным вводом (например, 3РНОА-110), проверяется состояние  гибких спусков и состояние воздушного промежутка между корпусом контактора и разрядника. Необходимо фиксировать  показания счетчика переключении устройства РПН.

При периодическом внешнем  осмотре трансформаторов следует  осмотреть все имеющиеся на нем  контрольные средства, так как  они могут свидетельствовать  о появлении какой-то неисправности  или об опасности ее возникновения. Например, снижение уровня масла в  трансформаторе ниже допустимого может  свидетельствовать о наличии  проточек в баке или системе охлаждения, о нарушении системы дыхания  или о том, что в трансформатор  было залито недостаточное количество масла. Дальнейшая работа трансформатора со сниженным уровнем масла может привести к срабатыванию газового реле, ускоренному старению масла, ухудшению работы или отказу системы охлаждения, а если изоляция обмоток окажется ниже опустившегося уровня масла, то может произойти ее перекрытие по воздуху, что приведет к замыканию между обмотками и серьезной аварии.

Повышение уровня выше нормы  является следствием перелива (т.е. избыточного  количества) масла. Если перелив был  допущен в холодное время года или суток, то с ростом температуры  произойдет дальнейшее повышение уровня. В трансформаторах с азотной  защитой при этом образуется масляная пробка в системе дыхания, работа этой системы нарушается и может  сработать газовое реле или мембрана выхлопной трубы. В трансформаторах  с пленочной защитой, снабженных предохранительными клапанами, сработает  один или оба клапана. Если один клапан после такого срабатывания не закроется, произойдет аварийное отключение трансформатора.

При каждом осмотре трансформатора необходимо проверять и записывать температуру масла. Нормами оговаривается  предельное значение температуры его  верхних слоев. При номинальной  нагрузке температура верхних слоев масла не должна превышать 95 °С при естественном масляном охлаждении (М) или с обдувом вентиляторами (Д), 75 °С при наличии принудительной циркуляции масла (ДЦ,НДЦ),и 70 °С на входе в маслоохладитель - при водяном охлаждении масла (Ц, НЦ).

Если температура масла  превышает допустимую, нужно выяснить причины и принять меры к устранению неисправности. В первую очередь  следует проверить исправность  системы охлаждения: вентиляторов, масляных электронасосов, воздушных  и водяных маслоохладителей. Если в системе охлаждения неисправностей не обнаружено, то повышение температуры  масла в большинстве случаев  свидетельствует о возникновении  внутренних повреждений в трансформаторе: образовании короткозамкнутого  контура, увеличении переходного сопротивления  в контактных соединениях, уменьшении сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции, попадания в канал постороннего предмета и т.д.

Во всех случаях длительная работа трансформатора с повышенной температурой масла недопустима.

Срабатывание сигнализации об отключении какого-либо одного элемента системы охлаждения, как правило, не требует отключения или ограничения  нагрузки трансформатора, поскольку  имеется достаточное резервирование. Если резервный элемент не включился  автоматически, его следует включить способом, предусмотренным местной  инструкцией по эксплуатации. При  невозможности восстановления нормальной работы системы охлаждения трансформатора его нагрузка и длительность работы ограничиваются в соответствии с  требованиями ПТЭ и заводской  инструкции. Для систем охлаждения ДЦ, Ц и особенно для систем НДЦ, НЦ установлены жесткие ограничения  длительности работы при отказе охладителей.

Снижение давления масла  в высоковольтном вводе в большинстве  случаев является следствием нарушения  герметичности ввода. Такое повреждение  очень опасно. Если манометр неисправен, то повреждение не будет своевременно обнаружено. Поэтому манометры надо регулярно проверять, а поврежденные заменять как можно быстрее.

При внешних осмотрах высоковольтных вводов следует обращать внимание также  на отсутствие протечек масла в месте  уплотнений зажимных шпилек (в верхней  части ввода), на целостность измерительных  и заземляющих проводников и  надежное их присоединение.

Индикаторный силикагель является простейшим средством определения  увлажнения трансформаторного масла. Впитывая в себя влагу, попавшую в  масло, он начинает розоветь и в дальнейшем принимает более яркую окраску. При этом целесообразно взять  пробу масла для непосредственного  измерения его влагосодержания, а также проверить другие свойства, так как изменение цвета индикаторного силикагеля в некоторых случаях может быть вызвано интенсивным старением масла.

Естественно, что при  осмотре могут быть определены и  другие нарушения нормальной работы трансформатора, как, например, повышенная вибрация трансформатора или его  элементов, нарушение внешних контактных соединений (сопровождаемое характерным  потрескиванием), нарушение крепления  шин, деформация каких-либо элементов, повреждения системы автоматического  пожаротушения, дренажной системы  и т.д.

Дежурный или оперативно-ремонтный  персонал, заметив какое-либо нарушение  в работе трансформатора, должен немедленно поставить об этом в известность  начальника цеха электростанции, начальника подстанции, района электросети или  соответствующей службы предприятия, принять, если это возможно, необходимые  меры для устранения неисправности, сделать запись в журнал дефектов или в оперативный журнал.

Если обнаруженные неисправности  не могут быть устранены без отключения трансформатора, то решение об оставлении трансформатора в работе или о  выводе в ремонт принимается руководством электростанции, предприятия электросетей, службой главного энергетика промышленного  предприятия в зависимости от местных условий. При обнаружении  внутреннего повреждения (выделение  газа и пр.) трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала.

На основании внешнего осмотра бывает трудно сделать однозначный  вывод о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора или о  необходимости его отключения. Если нет показаний, требующих немедленного отключения трансформатора, приступают к выполнению мероприятий второй группы. Например, если трансформатор  имеет повышенную вибрацию, определяемую при осмотре по характерному звуку, производят соответствующие измерения. При этом можно определить очаг вибрации. Если очаг не определяется, а вибрирует  весь бак, то причина в большинстве случаев заключается в том, что нарушилась жесткая установка трансформатора на катках или фундаменте. Бывает достаточно поправить положение башмака или установить дополнительные прокладки, чтобы, обеспечить снижение вибрации до уровня, допускающего дальнейшую эксплуатацию.

Не отключая трансформатор, можно произвести непосредственный осмотр всей системы охлаждения. Если невозможно восстановить ее работу полностью, то трансформатор может эксплуатироваться  с пониженной нагрузкой.

Заключение

В настоящее время методам  проверки состояния трансформаторов  под рабочим напряжением уделяется  большое внимание. Для вводов 750 и 500 кВ введен непрерывный контроль за изменением комплексной проводимости устройством КИВ-500. Опыт эксплуатации показал достаточно высокую эффективность подобных устройств. Представляется возможность автоматического контроля за состоянием изоляции высоковольтных вводов с действием на сигнал или на отключение.

Разработаны и применяются  в условиях испытательных станций  заводов-изготовителей способы измерения  частичных разрядов внутри трансформатора, которыми сопровождаются почти все  начинающиеся повреждения изоляции. В эксплуатации непосредственное измерение  уровня частичных разрядов с целью  оценки состояния трансформатора пока не получило широкого распространения  из-за сложности измерения, трудности  исключения влияния помех и недостаточности  накопленного опыта. Большее распространение  получили косвенные методы.

При периодическом внешнем  осмотре трансформаторов следует  осмотреть все имеющиеся на нем  контрольные средства, так как  они могут свидетельствовать  о появлении какой-то неисправности  или об опасности ее возникновения. Например, снижение уровня масла в трансформаторе ниже допустимого может свидетельствовать о наличии проточек в баке или системе охлаждения, о нарушении системы дыхания или о том, что в трансформатор было залито недостаточное количество масла. Дальнейшая работа трансформатора со сниженным уровнем масла может привести к замыканию между обмотками и серьезной аварии.

Таким образом, своевременное  и правильное проведение проверки состояния  трансформаторов позволяет выявить  и устранить многие отклонения от нормального состояния, предупредить возникновение аварии и продлить срок службы трансформаторов.

Список литературы

1. Васильева, В.Я. Эксплуатация электрооборудования электрических  станций и подстанций: учеб. пособие  / В.Я. Васильева, Г.А. Дробиков, В.А. Лагутин. – Чебоксары: Изд-во Чуваш. ун-та, 2000. – 864 с.
2. ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения. – М.: Стандартинформ, 2005. – 41 с.
3. ГОСТ Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия. – М.: Стандартинформ, 2007. – 42 с.
4. Объем и нормы испытаний электрооборудования / Под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамиконянца. - 6-е изд., с изм. и доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 256 с.
5. СО 153-34.46.501 Инструкция по эксплуатации трансформаторов, 1978.
6. Цирель, Я.А. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях / Я.А. Цирель, В.С. Поляков.- Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 264 с.