Использование методов электромагнитной локации разрядных явлений для определения объема ремонта трансформаторов

Обновлено: 26.04.2024

Поскольку явления в трансформаторе сложны, ни один из отдельных

надежность оценки технического состояния. Наиболее эффективны в настоящий момент тепловизионный контроль, анализ масла, измерения характеристик частичных разрядов (ЧР), а также контроль

δ (для вводов). Указанные методы известны, определены соответствующими

РД ЭО-0189-00, «Методические рекомендации по диагностике

в эксплуатации на рабочем напряжении» эти методы

«многопараметрической диагностики» с основным упором на измерения на рабочем напряжении характеристик ЧР и термографических информационных функций (ТИФ). Целью данной статьи является некоторое обобщение результатов диагностики на конкретных примерах —

трансформаторов, из которых 3 повредились в эксплуатации, а по нескольким

находятся под усиленным контролем по ЧР и анализу масла. 1. Методы диагностики В данной работе, в рамках многопараметрической диагностики, использовались следующие методы: • тепловизионный контроль — для определения диссипационных явлений с поиском участков бака с повышенными потерями и проверки состояния системы охлаждения; • хроматографический анализ масла — для определения явлений, связанных с образованием дуги, нагрева, мощных ЧР; • локация зон повышенной электромагнитной активности

Diagnostics for Power Station HV Equipment.//

с наибольшей ЧР-активностью и установить тип разрядного явления в данной точке. В связи с этим следует

методов не было надежных способов определения мест дефектов,

точный прогноз о типе дефекта в данном месте по анализу характеристик разрядов. Однако необходимо отметить,

акустическими методами постоянно совершенствуется. В предшествовавших работах авторами для измерений характеристик ЧР и

δ на трансформаторе использовались известные схемы съема сигнала через вывод высоковольтного ввода (ПИН). Для этого были изготовлены компьютеризированные системы мониторинга по измерениям ЧР, а также компьютеризированные системы измерения комплексной проводимости в изоляции вводов (параметр γ) типа «Фазан». Первый опыт мониторинга на трансформаторе с дефектным вводом оказался положительным — удалось предотвратить повреждения (ГАС «Павец Чаира», Болгария). Однако последующее

нескольких АЭС в России, а также в Северной Америке), в силу ограничений, накладываемых выводом сигнала из ввода, не позволило в должной мере реализовать возможности контроля ЧР — системы оказались дорогими, ненадежными и информация, получаемая на этих системах, не полностью характеризовала состояние объекта.

трансформатора с использованием устанавливаемых на момент измерений датчиков и измерительных устройств.

о техническом состоянии дефектного узла, включая: изоляцию,

в РПН. Подобная информация, включающая тип разрядного явления и его место, может быть отождествлена с конструкцией

Таким образом, это позволяет более достоверно прогнозировать надежность трансформатора еще и потому, что заключение будет сделано не по общим оценкам характеристик ЧР, а по тому, в каком месте конструкции имеются

крепления магнитопровода не так важно, как довольно слабые ЧР в витковой изоляции. В течение последних трех лет было проведено комплексное обследование ~40 трансформаторов с использованием

Ниже будут приведены данные по трансформаторам, по которым был проведен ремонт и имелась возможность сопоставить

При этом в разделе 2 описаны трансформаторы с наличием проблем в изоляции, а в разделе 3 дан результат контроля искровых явлений в пайках отводов. 2. Измерения на блочных трансформаторах 320 МВА 220/15,75

Трансформаторы Т1 и Т2 находились под контролем в течение двух лет. В них при периодических измерениях фиксировались вспышки ЧР. Вероятно, в данных трансформаторах имели место разрядные явления в изоляции. При этом зоны ЧР на обоих трансформаторах были в одном месте (фаза «С», верх). Максимальные значения кажущегося заряда состовляли ~100 тыс. пКл. В 2003 г. Т2

верхняя часть обмотки. По этой причине контроль Т1 проводился самым тщательным образом, и для него было проведено комплексное обследование. 2.1. Исторический аспект Периодически

трансформатора с контролем разрядных явлений четыре раза: • первые измерения в октябре 2002 г. выявили повышенную

аномально высокую активность в зоне фазы «С» вверху бака (до 7000 мВ);

• третьи измерения были проведены в декабре 2003 г. Измерения проводились уже после повреждения Т2 при температуре воздуха около 18 о С. Разрядная активность была на уровне помех; • четвертые измерения проводились во время пуска нового трансформатора Т2 в марте 2004 г. Разрядная

с декабрем 2003 г. По результатам четырех измерений и анализа условий

испытаний, состоящая из двух этапов: • измерения под рабочим напряжением;

• измерения на выведенном трансформаторе. Измерения на рабочем напряжении. Измерения на рабочем

температуре 75 о С и при 41 о С: а) Нагрев до 75 о С и выдержка 20 час.:

• измерение ЧР при

t=75 о С; • отбор проб масла на содержание влаги;

выдержка 20 час.: • измерение ЧР при

t=41 о С; • отбор проб масла на содержание влаги и ГХ-анализ;

• тепловизионный контроль. Измерения на отключенном трансформаторе. Измерения

проводились согласно нормативной документации, принятой в российской энергетике. 2.2. Результаты измерений на трансформаторе Т1 на рабочем напряжении Результаты локации зон разрядной активности. Наиболее

указаны на рис. 1. Вероятные

рис.1, следующие: Зона 13 — частичные разряды в изоляции, вероятно, имеют место в масляном канале обмотки ВН. Зависят от температуры. При нагреве до 75 о С увеличились до 1500 мВ. С понижением температуры до 41 о С уменьшились до 100 мВ (осциллограммы разрядного явления указаны на рис. 2). Зона 14, 16 — поверхностные частичные разряды (перекрытие по поверхности твердой изоляции). От температуры масла не зависят. Разряды устойчивые, развитые, имеют место на обеих полярностях напряжения. Амплитуда до 7000 мВ (осциллограммы разрядного явления указаны на рис. 3). Анализ структуры осциллограмм указывает на вероятные

пониженной температурах (рис. 2): а — при высокой температуре (75 о С ) многолавинный разряд большой величины, связанный с ионизацией в канале с маслом и накоплением заряда на твердой изоляции,

амплитудой до 1500 мВ, величина кажущегося заряда по оценке ~15 тыс. пКл; б — однолавинный разряд в масляном промежутке при 41 о С, величина кажущегося заряда ~1000 пКл. Как следует из анализа осциллограмм (рис. 3), вероятный процесс в верхней части обмотки фазы «С» — многолавинный

поверхность твердой изоляции, разрядные явления в верхней части

разрушением твердой изоляции. Таким образом, по локации разрядных явлений определено

части трансформатора: • в

начальной стадии развития; • в верхней части фазы «С» — критический дефект. Критический дефект является опасным. Разрядными явлениями задета твердая изоляция. Следует также указать, что повреждение в эксплуатации на трансформаторе

Фелтон) имело место именно в верхней части фазы «С». По характеристикам данного дефекта техническое состояние - УХУДШЕННОЕ. Результаты тепловизионного контроля. Зоны повышенного нагрева на трансформаторе указаны на рис. 4. Зоны

от температуры масла. Зона 3 — зона нагрева на уровне фланца колокола. Зона 4 — вертикальная зона нагрева в районе нулевого отвода. Вероятно образование контура. Причинами

активной части трансформатора. Таким образом, по результатам тепловизионного контроля определены: 1. Уровень температуры в районе фазы «С» (зоны 1 и 2) превышает средний уровень температур соседних фаз на 2,5 о С, что свидетельствует об очень высоком

обмотке фазы «С». 2. Температура ввода фазы «В», как головки, так и

возможно, свидетельствует о проблемах и в самом вводе (что подтверждается наличием ЧР) или возможен общий нагрев ввода от плохого контакт головки ввода со шлейфом. 3. Вертикальный

торца трансформатора под нулевым выводом может быть связан или с процессами в нулевой шине, проходящей

паразитного контура. Результаты

масла. Учитывая признаки наличия электроразрядных и термических явлений, анализ масла был проведен в двух лабораториях: • «MORGAN SCHAFFER», Канада — анализ растворенных в масле 7 газов; • более полный анализ в лаборатории Москвы, при этом анализировались

влагосодержание (по растворенной Н₂О и связанной Н-ОН воде) при максимальной и минимальной температурах. Из сравнения результатов анализа масла следует, что данные по растворенным в масле газам, полученные

разных сроков доставки в лаборатории). По анализу содержания в масле газов следует, что: ацетилен превышает норму в 2,7 раза, СО — в 6 раз, СО₂ — в 5 раз.

Из соотношения газов видно, что это разряды большой мощности (вероятно, это пробой масла между обмотками или катушками, или катушками на землю). Наличие ацетилена и его превышение (и соотношения газов) говорят о наличии источника термического разложения масла с температурой свыше 700 о С, при этом возможны разряды с разрушением бумаги. Превышение СО и СО₂ в два и более раза обычно связано с перегрузками или перенапряжениями. Из

определенного при температуре от 41 о С до 75 о С, следует: - при увеличении температуры с 41 о С до 75 о С и выдержке

влагосодержание масла возросло: по растворенной влаге примерно в 5 раз, по объему влагосодержания — в 2,5 раза. - возрастание

влагосодержания в 5 раз означает, что имеет место значительное увлажнение бумажной изоляции, требующее сушки масла. Анализ результата по фурановым и мутности указывает на отсутствие признаков старения как бумажной изоляции, так и масла. Концентрация антиоксидантных присадок, уменьшающих окислительные процессы, — в «норме». Таким образом, по результатам анализа масла: • По анализу растворенных в масле газов состояние УХУДШЕННОЕ. • Значительно увлажнена твердая изоляция и срочно требуется сушка. Результаты

отключенном трансформаторе. При выполнении профилактических испытаниях контролировались: — потери холостого хода,

СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР / ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ / ДИАГНОСТИРОВАНИЕ / ЧАСТИЧНЫЕ РАЗРЯДЫ / ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ / POWER TRANSFORMER / TECHNICAL CONDITION / DIAGNOSING / PARTIAL DISCHARGES / EXPERIMENTAL RESEARCHES

В последние годы в энергетических цехах предприятий, как и в энергетике в целом, наметилась тенденция к последовательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по действительному техническому состоянию оборудования, принятому в развитых странах. Такой переход предопределяет внедрение и развитие различных методов диагностирования состояния электрооборудования.

Одним из наиболее развивающихся диагностических методов маслонаполненного оборудования, и в первую очередь силовых трансформаторов, является метод локации и измерения уровня частичных разрядов.

Причины возникновения частичных разрядов

Частичным разрядом называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляционного промежутка [1]. ЧР возникают в локальных дефектах, т.е. в местах, где изоляция ослаблена из-за наличия газовых включений (полостей) или острых кромок металлических элементов изоляционных конструкций (электродов) (рис. 1) [2]. Газовые включения в жидкой или твердой изоляции - это слабые места, так как из-за различия диэлектрических проницаемостей газа и окружающих включения диэлектриков напряженность электрического поля во включениях в несколько раз выше, чем в остальной изоляции и, кроме того,

Рис. 1. Запись ЧР высокоскоростной камерой: а) поверхностный разряд с положительного электрода; б) поверхностный разряд с отрицательного электрода

электрическая прочность газа существенно ниже, чем прочность жидких и твердых диэлектриков. ЧР могут возникать и непосредственно в масле около острых краев электродов, где напряженность электрического поля резко увеличена.

Частичные разряды в масляных прослойках, контактирующих с твердой изоляцией, как правило, приводят к повреждению твердой изоляции и образованию на ее поверхности устойчивых проводящих следов. В зоне этих следов при воздействии перенапряжений или даже рабочего напряжения могут возникать условия для непрерывного развития поверхностных разрядов, которые завершаются полным пробоем изоляции. Таким образом, ЧР представляют большую опасность для изоляции из-за быстрого ее разрушения в локальных зонах и последующего пробоя изоляционных промежутков.

Проблема образования и развития ЧР в изоляции маслонаполненного оборудования высокого и сверхвысокого напряжений в условиях его эксплуатации представляет большой практический

интерес для персонала, эксплуатирующего оборудование. В связи с этим в настоящее время на силовых трансформаторах 110 кВ центральной электростанции ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК») проводятся исследования, основной технической задачей которых являются:

- оценка технического состояния маслонаполненного оборудования на основе мониторинга частичных разрядов;

- промышленное внедрение измерительного диагностического комплекса анализа ЧР и локации зоны дефектов в изоляции трансформаторов;

- экспериментальные исследования разработанных методов диагностирования и программного обеспечения на действующем оборудовании ЦЭС.

Характерные повреждения силовых трансформаторов ЦЭС

На первом этапе проведено исследование причин и условий возникновения повреждений в силовых трансформаторах ЦЭС (табл. 1) за период с

Силовые трансформаторы ЦЭС

Расположение и назначение Станционный номер Тип и завод изготовитель Заводской номер Г од выпуска /срок эксплуатации (лет)

П/ст-1 ЮкВ энергоблок Тр-р №1 ТРДН-40000/1Ю-76У1, г. Тольятти 9835 1978/28

П/ст-1 ЮкВ система Тр-р №2 ТРДЦН- 63000 /1Ю-76У1, г. Тольятти 13580 1983/23

П/ст-1 ЮкВ система Тр-р №3 ТРДЦН - 63000 / 110-76У1, г. Тольятти 11964 1981/25

П/ст-1 ЮкВ энергоблок Тр-р №4 ТДЦНГУ- 80000, г. Москва 927673 1968/38

П/ст-1 ЮкВ система Тр-р №5 ТРДН-63000/ 110 У1, г. Москва 1482839 2000/6

П/ст-1 ЮкВ система Тр-р №6 ТРДН-63000/ 110 У1, г. Москва 1573104 1998/8

2002 года по 2006 год. Для оценки распределения повреждений по классам напряжений использовались данные Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» табл. 2 [3].

Из табл. 2 следует, что силовые трансформаторы 110 кВ относятся к группе, имеющей самую высокую частоту появления повреждений. Анализ их распределения по основным узлам трансформаторов показал, что наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы - 22 %, обмотки -16%, устройства РПН - 13,5 %. Данные распределения повреждений по основным узлам трансформаторов с учетом срока эксплуатации представлены в табл. 3 [4]. Как видно из таблицы, повреждения обмоток имеют место у трансформаторов с любыми сроками эксплуатации, для РПН наибольшее число повреждений возникает у трансформаторов со сроками эксплуатации 10-30 лет, для высоковольтных вводов - после 10 лет эксплуатации.

Наиболее тяжелым повреждением трансформатора является внутреннее короткое замыкание. Как показал анализ, при повреждениях обмоток внутренние КЗ имели место в 80 % случаев общего числа повреждений обмоток, при повреждениях высоковольтных вводов - 89 %, при повреждениях РПН - 25 % и при повреждениях прочих узлов -36 %, включая ошибки при монтаже, ремонте и эксплуатации.

Локация частичных разрядов акустическим методом

маторного оборудования по характеристикам ЧР показал, что он может быть весьма эффективным.

Известны следующие методы регистрации ЧР [5]:

- электрический метод, основанный на измерении сигналов в электрических цепях, связанных с контролируемым объектом;

- электромагнитный метод, основанный на дистанционной регистрации электромагнитного излучения ЧР в СВЧ-диапазоне;

- оптический метод, основанный на дистанционной регистрации оптического излучения ЧР;

- акустический метод, основанный на измерении акустических колебаний, образующихся при ЧР, с помощью устройств контактного или дистанционного типа.

Большие возможности обеспечивает метод локации зон электромагнитной активности на поверхности трансформатора с использованием устанавливаемых на момент измерений датчиков и измерительных устройств [6]. Это позволяет делать надежное заключение о техническом состоянии дефектного узла, включая: изоляцию, барьеры, дугу в магнитопроводе, искрения в РПН. Подобная информация, включающая тип разрядного явления и его место, может быть отождествлена с конструкцией активной части трансформатора. Это позволяет более достоверно прогнозировать надежность трансформатора, так как заключение делается не по общим оценкам характеристик ЧР, а с учетом их конкретного месторасположения. Например, наличие даже очень интенсивных разрядов в элементах крепления магнитопровода не так важно, как довольно слабые ЧР в витковой изоляции.

Исследования ЧР в изоляции силовых трансформаторов ЦЭС осуществлялись с помощью

Распределения повреждений силовых трансформаторов по классам напряжений

Классы напряжений 35 кВ 110кВ 220 кВ 330 кВ 500 кВ 750 кВ

Распределение повреждений, % 29 47 19 2 3 0

Распределения повреждений силовых трансформаторов по основным узлам с учетом срока эксплуатации

Узел Распределения повреждений с учетом срока эксплуатации,%

10 лет 10-20 лет 20-30 лет более 30 лет

Обмотка 14,7 15,9 14,7 18

Магнитопровод 3,6 0 0 0

Система охлаждения 1,2 9 8 0

РПН 7,5 18 13,5 6

Течь масла 7,8 10,2 12 6,9

Высоковольтные вводы 9,6 23,4 24 19,8

прибора типа «АЯ700», изготавливаемого ПВФ «ВИБРО-ЦЕНТР» (г. Пермь). Прибор применяется для регистрации и анализа акустических сигналов, а также для локации зоны дефектов в изоляции высоковольтного оборудования с возможностью записи результатов измерений в долгосрочную энергонезависимую память с последующим их просмотром и сохранением в базе данных персонального компьютера.

Прибор имеет жидкокристаллический низкотемпературный дисплей с разрешением 240 х128 точек. Комплектуется четырьмя акустическими датчиками частичных разрядов и одним высокочастотным датчиком типа ЯРСТ. Может эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха от минус 20 до плюс 50 °С и относительной влажности воздуха до 98 % без конденсации влаги. Состоит из акустического преобразователя и измерительного устройства, соединенных между собой коаксиальным кабелем.

Экспериментальные исследования трансформаторов ЦЭС

Экспериментальные исследования выполнялись на 6 трансформаторах ЦЭС, перечень которых представлен в табл. 1. С этой целью на внешних сторонах бака трансформатора устанавливались акустические датчики прибора «А11700». Выбор места их расположения осуществлялся по следующей методике.

1. Перед началом работы к прибору подключается один акустический датчик и проводится анализ на возникновение акустических сигналов частичных разрядов. При обнаружении зоны возникновения ЧР выставляются четыре акустических датчика на расстоянии не менее 50 см друг от друга. Далее в приборе задается размер бака трансформатора, и выставляются координаты датчиков. Проводится однократная регистрация и по полученным сигналам выставляется порог для обработки.

2. Задается порог сигнала, т.е. величина, принимаемая для обработки (в процентах от максимального значения, на уровне 50% для всех трансформаторов).

3. Устанавливаются настройки шума (в расчетах зоны дефекта принимаются только сигналы выше установленного порога). Пороговые значения варьировались в зависимости от конкретного трансформатора и подбирались экспериментально.

4. Для расчета зоны дефекта все замеры производились в течение 60 секунд.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты замеров частичных разрядов, выполненных на трансформаторе №1 энергоблока ЦЭС. Точки, схематично показанные внутри объемной зоны трансформатора (рис. 2, а), наглядно характеризуют количество и месторасположение разрядов. Акустические всплески, зафиксированные в

исходных сигналах, поступающих с датчиков (рис. 2, б), характеризуют амплитуду, частоту и длительность ЧР.

В результате эксперимента при относительно высоких порогах шумов (0,45 В) зафиксировано значительное количество разрядов, распределенных практически по всему объему бака. Обслуживающему персоналу рекомендовано провести дополнительные диагностические обследования технического состояния на предмет развития дефектов.

Аналогичные эксперименты выполнены на остальных пяти трансформаторах, представленных в табл. 1. Подтверждена прямая взаимосвязь частоты возникновения ЧР и длительности эксплуатации трансформатора после капитального ремонта. Накопление информации и обработка сигналов позволят определить количественные характеристики ЧР, перечень которых представлен в [1]. С этой целью даны рекомендации по приобретению и установке на трансформаторах №1-№4 (с наиболее продолжительными сроками эксплуатации) стационарных приборов с целью постоянного контроля за развитием ЧР. Для остальных трансформаторов рекомендовано проведение периодических замеров с частотой не реже одного раза в месяц.

Технико-экономический эффект от проведенных работ заключается в предотвращении аварий силовых трансформаторов за счет повышения эффективности обнаружения неисправностей на ранней стадии их развития.

1. Результаты локации частичных разрядов в трансформаторах ЦЭС подтвердили основные достоинства акустического метода:

- оперативность - измерение, контроль и последующий анализ результатов проводятся без снятия силового напряжения;

- высокую эффективность диагностирования нарушений технического состояния трансформатора и локализации участков возникновения повреждений.

2. Целесообразно внедрение в эксплуатацию аппаратно-программного комплекса «АР-700», реализующего акустический метод регистрации ЧР и обеспечивающего оперативный контроль и диагностирование технического состояния силовых трансформаторов.

3. Целесообразно проведение дальнейших диагностических обследований трансформаторов ЦЭС с применением стационарных приборов анализа частичных разрядов и локации зоны дефектов в изоляции. Целью таких исследований является сбор статистической информации и создание базы данных о техническом состоянии, характере неисправностей и местах возникновения дефектов.

У=500 см; г=200 см.

Координаты датчиков (см):

4(10) 550 100 130

Порог сигнала: 50%

Настройки шума: Канал 1: 0,45 В; Канал 2: 0,45 В; Канал 3: 0,45 В; Канал 4: 0,05 В.

Рис. 2. Результаты мониторинга частичных разрядов трансформатора № 1: а) объемная схема бака; б) осциллограммы акустических сигналов

В современных условиях, когда более 50% силового электрооборудования объектов Российской энергетики и большинства промышленных предприятий достигло нормативного срока эксплуатации, а его обновление происходит низкими темпами, основной задачей становится продление срока службы оборудования вплоть до выработки реального, заложенного при изготовлении, ресурса [1].

При этом на первый план выходят методы контроля состояния оборудования на месте его установки под рабочим напряжением. Внедрение средств диагностирования технического состояния маслонаполненного электрооборудования (трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов) является актуальной и остро востребованной задачей 4. Это обусловлено рядом объективно сложившихся причин, основной из которых является физический износ, достигающий 50-70% 7. Тенденция старения парка силовых трансформаторов является характерной не только для России, но и для большинства развитых стран, в том числе США, Канады, Германии, Франции и др. 12. Эта тенденция прослеживается как на энергетических объектах (тепловые и атомные электростанции, системы передачи электроэнергии), так и на промышленных и, в том числе, металлургических предприятиях [13— 17].

Сложившаяся ситуация в полной мере характерна для ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК»), трансформаторный парк которого также в значительной степени выработал нормативный ресурс [18]. Это относится как к оборудованию цеха сетей и подстанций, входящего в структуру Управления главного энергетика (УГЭ), так и к трем основным электростанциям: центральной (ЦЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и паро-воздуходувной (ПВЭС). В этих условиях задачей диагностирования, наряду с продлением срока эксплуатации, является предотвращения аварий энергоблоков собственных электростанций, убытки от которых на металлургических предприятиях измеряются миллионами рублей.

Второй причиной, определяющей повышенное внимание к развитию и внедрению средств диагностирования, является современная тенденция к переходу от системы планово-предупредительных ремонтов (ППР) к ремонтам по состоянию 22. Данная тенденция является общемировой и в полной мере касается ОАО «ММК», в структуре которого создан и функционирует центр технического обслуживания и ремонта (ТОиР), в функции которого входит осуществление перехода на прогрессивные формы технического обслуживания. В условиях ОАО «ММК» оснащение основного оборудования средствами технического диагностирования включено в перечень приоритетных направлений. Соответственно возрастает роль методов диагностики в режиме реального времени.

Дефекты трансформаторов могут быть вызваны естественными факторами: рабочими токами и токами к.з., рабочими напряжениями и перенапряжениями, воздействиями окружающей среды, спровоцированы развитием других дефектов, а также «человеческим фактором»: ошибками при конструировании, монтаже и ремонтах 26. Основными механизмами искусственного старения изоляции в процессе эксплуатации являются перегрев, циклические нагрузки, истирание полупроводникового покрытия витков катушек в результате вибрации, расслоение, утечки в результате загрязнения.

Полный пробой изоляции электрической машины в обычных условиях эксплуатации возникает не сразу. Как правило, ему предшествуют частичные разряды (ЧР), перекрывающие часть изоляционного промежутка 33. Частичные разряды сопровождаются короткими импульсами тока и напряжения, параметры которых зависят от типа изоляции, степени ее старения, рабочего напряжения, нагрузки, температуры и др. [35, 36]. Они могут регистрироваться датчиками емкостного типа, соединенными с высоковольтной шиной через конденсатор связи (или его эквивалент) [37, 38], электромагнитными датчиками, использующими внешние антенны специальной конструкции [39, 40], и акустическими датчиками, регистрирующими звуковые эффекты от ЧР [1-3, 41].

Время от возникновения первичных ЧР до полного пробоя изоляции в большинстве случаев составляет от нескольких недель до нескольких лет. Поэтому параметры ЧР и в особенности динамика их развития, являются важными диагностическими признаками для оценки состояния изоляции. Их фиксация дает возможность обнаруживать дефекты на ранней стадии развития, планировать и осуществлять оптимальные ремонтные работы.

Вместе с тем, в последние годы ситуация значительно изменилась. Известны десятки фирм, выпускающих приборы и оборудование для регистрации ЧР как в стационарных условиях (в испытательных лабораториях либо в условиях эксплуатации в закрытых помещениях), так и в уличных (полевых) условиях. Среди производителей следует отметить компании: ПВФ «ВиброЦентр» [90], ООО «Димрус» (г. Пермь) [91], Iris Power Ingeniring [92], ДИАКС (г. Москва) [93], НТЦ «Электроинжиниринг, диагностика и сервис» (НТЦ «ЭДС» г. Москва), [94], СТЭЛЛ (г. Брянск) [95], Энергопроект (г. Санкт-Петербург) [96], МАКДЕМ (г. Москва) [97] и др.

При этом определяющую роль играет именно развитие отечественной конкурентоспособной базы оборудования, имеющего, как правило, в несколько раз меньшую стоимость по сравнению с импортным. Для диагностирования состояния трансформаторов энергоблоков электростанций относительно малой мощности (единичная мощность исследуемых трансформаторов ЦЭС ОАО «ММК» 63 МВА) данный аргумент имеет важное значение.

Проведенный анализ рынка позволил обосновать для диагностики трансформаторов ЦЭС применение приборов регистрации ЧР электрическим и акустическим методами, выпускаемых фирмой «Димрус» и ее партнером -производственно-внедренческой фирмой (ПВФ) «Вибро-Центр» (г. Пермь). Применение портативных приборов, осуществляющих акустическую локацию ЧР, обеспечивает возможность оперативного сбора и обработки информации одновременно с нескольких объектов, накопление опыта идентификации неисправностей, уточнение взаимного соответствия диагностических признаков и критериев технического состояния.

Измерение ЧР при контроле силового оборудования в условиях эксплуатации связано с серьезными трудностями и в первую очередь — с наличием разного рода помех, уровень которых на действующих электростанциях значительно выше, чем при стендовых испытаниях [1,2].

Наряду с техническими трудностями, имеется ряд проблем научного и методоческого характера. К ним относятся: сложность выявления диагностических признаков и идентификации неисправностей по контролируемым параметрам ЧР [62-65, 98, 99]; отсутствие четких диагностических критериев оценки технического состояния по диагностическим признакам [56, 57, 100, 101]; на большинстве промышленных предприятий отсутствует опыт практического применения высокочувствительного диагностического оборудования.

Кроме того, практически отсутствуют методики диагностирования технического состояния трансформаторов на основе обработки и анализа результатов периодических замеров интенсивности ЧР. Статистические методы требуют длительного сбора информации, ее последующей обработки на основе априорного знания закона распределения данных. От этих недостатков в значительной степени свободны методы кластерного анализа, получившие в последнее время распространение для обработки массивов данных, полученных в ходе обследований и опросов [102]. Применение метода субтрактивной (горной) кластеризации представляется целесообразным для обработки числовых массивов результатов периодических замеров ЧР [103, 104].

Целью диссертационной работы являются разработка и практическое применение методики локализации и идентификации неисправностей силовых маслонаполненных трансформаторов без снятия напряжения на основе оперативного контроля частичных разрядов и анализа результатов их периодической акустической локации.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Анализ характерных неисправностей силовых трансформаторов, диагностических признаков, методов локализации и идентификации неисправностей. Анализ методов регистрации частичных разрядов, обоснованный выбор диагностического оборудования.

2. Разработка комплексной методики диагностирования технического состояния трансформаторов, включающей исследование характеристик разрядов, полученных в результате индивидуальных замеров акустических сигналов, и анализ динамики изменения показателей разрядной активности, полученных в результате периодической объемной локации ЧР.

3. Разработка алгоритмов и программы автоматизированной обработки статистических данных о состоянии электрооборудования. Применение для анализа технического состояния трансформаторов центральной электростанции (ЦЭС) ОАО «ММК».

4. Проведение экспериментов по акустической локации ЧР в трансформаторах энергоблоков ЦЭС. Оценка технического состояния по результатам замеров и сопоставления показателей разрядной активности с нормативными.

5. Разработка и практическое применение методики и алгоритма обработки результатов периодической акустической локации ЧР на основе метода субтрактивной (горной) кластеризации, обеспечивающих локализацию и идентификацию неисправностей, а также оценку динамики их развития.

В соответствии с поставленными задачами содержание работы изложено следующим образом:

В первой главе определена роль методов диагностирования, основанных на контроле частичных разрядов, их диагностическая ценность в сравнении с другими применяемыми методами. Дана сравнительная характеристику известных методов регистрации ЧР (электрического, электромагнитного и акустического). Обосновано применение конкретного прибора акустической локации ЧР. Представлены его характеристики и ресурсы программного обеспечения.

Во второй главе разработана методика диагностирования технического состояния трансформатора по параметрам ЧР и результатам их периодической акустической локации. Выполнен сравнительный анализ нормативных критериев оценки состояния по результатам измерений разрядной активности. Разработаны алгоритмы и программа, осуществляющие классификацию неисправностей по их характеру, месту и периодичности возникновения. Выполнен анализ повреждаемости оборудования энергоблоков.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям технического состояния трансформаторов ЦЭС. Представлены результаты диагностического обследования методом акустической локации ЧР, выполненных с помощью переносного прибора анализа частичных разрядов и локации зоны дефектов в изоляции высоковольтного оборудования AR-700. Дана оценка технического состояния по результатам сравнения показателей разрядной активности с нормированными. Даны рекомендации по техническому обслуживанию обследуемых трансформаторов.

Четвертая глава посвящена разработке методики и алгоритма обработки результатов периодической акустической локации ЧР с применением метода субтрактивной (горной) кластеризации. Выполнена обработка результатов локации ЧР с использованием приложения Fuzzy Logic Toolbox системы Matlab. По результатам замеров, выполненных на трех трансформаторах ЦЭС, определены координаты центров и потенциалы вновь образовавшихся кластеров. Сделаны выводы о причинах возникновения разрядных явлений и техническом состоянии обследуемых трансформаторов. Представлены результаты промышленного применения разработанных алгоритмов и методик, дана оценка технико-экономической эффективности внедрения.

В заключении приводятся выводы по работе.

Читайте также: