ВОПРОСЫ ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
«Ивановский государственный энергетический
университет имени В.И. Ленина»
Г.В. Попов
ВОПРОСЫ
ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Иваново 2012
УДК 621.314
П 57
Попов Г.В. Вопросы диагностики силовых трансформаторов /
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». – Иваново, 2012. – 176 с.
ISBN
Рассмотрены некоторые аспекты технической диагностики силовых трансформаторов.
Актуальность данного направления обусловлена стареющим
парком электротехнического оборудования российской энергетики, а
также необходимостью её дальнейшего реформирования и повышения
надёжности.
Монография может быть полезна для студентов-электроэнергетиков, а также специалистов, занимающихся техническим обслуживанием и эксплуатацией высоковольтного оборудования.
Табл. 24. Ил. 39. Библиогр.: 41 назв.
Печатается по разрешению редакционно-издательского сотета
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»
РЕЦЕНЗЕНТ
д-р техн. наук, проф. А.И. Тихонов А.И. (ИГЭУ)
ISBN
© Г.В. Попов, 2012
2
Оглавление
Введение………………………………………………………
5
Глава 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ
ДИАГНОСТИКИ....................................................................
6
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
Понятие технической системы………………………..
Модели технической системы………………………...
Состояния технической системы……………………..
Понятие дефекта……………………………………….
Возможные задачи……………………………………..
Понятие диагностики………………………………….
Нормативная база диагностики электрооборудования………………………………………………………
Формализация процесса диагностирования. Диагностические параметры………………………………..…
Ложная тревога и пропуск цели……………………....
Метод Байеса…………………………………………...
Обобщенная формула Байеса………………………....
Диагностическая матрица……………………………..
Понятие ресурса………………………………………..
6
7
8
11
12
13
Глава 2. ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ…….
47
2.1.
2.2.
47
1.8.
1.9.
1.10.
1.11.
1.12.
1.13.
2.3.
2.4.
Требования к силовым трансформаторам…………....
Конструктивные особенности современных трансформаторов……………………………………………..
Целлюлозная изоляция – «слабое» звено трансформатора………………………………………….……….
2.3.1. Определение степени полимеризации………....
2.3.2. Косвенные методы оценки состояния целлюлозной изоляции………………………………...
Масло как диагностическая среда………………….....
2.4.1. Виды трансформаторных масел………………..
2.4.2. Характеристики трансформаторных масел…...
3
17
19
24
28
29
30
37
48
50
55
57
61
62
63
2.4.3. Примеры диагностической ценности масла….
2.4.4. Роль селикогелевых фильтров………………....
2.5. Классификация дефектов………………………….......
2.6. Особенности и модели дефектов……………………...
2.7. Контрольные и защитные устройства………………..
2.8. Классификация методов оценки состояния силовых
трансформаторов……………………………………....
2.9. Влияние режима работы трансформатора на надежность…………………………………………………….
2.10. Организационные вопросы при проведении диагностики…………………………………………………....
2.11. Периодические и внеочередные осмотры…………....
2.12. Контроль электрических параметров изоляционных
каналов………………………………………………....
105
Глава 3. ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ………………………………...
108
3.1.
3.2.
66
69
71
79
90
92
94
95
100
108
История метода………………………………………...
Физические процессы в оборудовании при появлении некоторых дефектов……………………………...
Технология ХАРГ……………………………………...
Интерпретация ХАРГ……………………………….…
3.4.1. Факторы, вызывающие увеличение газов…..…
3.4.2. Факторы, вызывающие уменьшение газов…....
3.4.3. Случайные факторы…………………………….
3.4.4. Виды выявляемых дефектов……………………
3.4.5. Граничные значения для ХАРГ..……………....
3.4.6. Методики постановки диагноза………………..
111
114
125
127
129
130
133
136
139
Заключение…………………………………………………..
164
Библиографический список………………………………..
165
Приложения...………………………………………………
168
3.3.
3.4.
4
Введение
Российская электроэнергетика находится на рубеже коренной модернизации, которая в ведущих мировых державах уже
началась и осуществляется под лозунгом «умной электроэнергетики». Отечественная специфика заключается в огромном разнообразии эксплуатируемых электротехнических объектов как по
фирмам-производителям, так и по продолжительности их эксплуатации. Существенным негативным фактором нашей действительности является отсутствие единой политики технического
перевооружения этой жизненно важной для экономики страны и
жизнеобеспечения населения отрасли.
В связи с широкой палитрой эксплуатируемого в РФ электрооборудования и необходимостью высочайшей адресности
направляемых для модернизации средств, проблема эффективной оценки состояния оборудования и следующие за этим решения должны в идеале исключать ошибочные и нерациональные
действия.
Прошедшие после советских времен непростые годы отразились и на кадровом составе отрасли, к сожалению, число специалистов высочайшей квалификации не растет и нет факторов,
которые бы этому способствовали. А именно такие специалисты
должны принимать оптимальные решения в разнообразных, порой очень сложных ситуациях.
Понятно, что принятие сложных решений сегодня облегчает вычислительная техника, программные средства и информационные технологии. Однако и эти средства и технологии
должны использовать специалисты высокой квалификации, обладающие производственной интуицией, ощущением конкретной реальности и т.д., что современные программные системы
обеспечить не могут.
В предлагаемом издании ставится цель осветить некоторые
вопросы, представляющие сложность при оценке состояния силовых трансформаторов. Автор надеется, что это окажет определенную помощь как специалистам-производственникам, так и
тем, кто еще набирается знаний и навыков на студенческой скамье, но в дальнейшем хочет проявлять себя в этой весьма интересной и бурно развивающейся предметной области.
5
Глава 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ
1.1. Понятие технической системы
Под объектом (устройством, изделием) или технической
системой (ТС) в дальнейшем понимаются разнообразные представители техносферы. В нашем случае это электротехнический
(в ряде случаев, высоковольтный) аппарат, заданной функцией
которого является передача и распределение электроэнергии.
Так, одним из типичных представителей разнообразных электротехнических аппаратов является силовой трансформатор, который должен преобразовывать одни параметры электроэнергии в
другие. Суммарная мощность силовых трансформаторов в наших энергосистемах на всех уровнях напряжений за счет нескольких ступеней трансформации в 6–6,5 раза превышает установленную мощность генераторов.
Другими представителями ТС этого класса являются выключатели, разъединители, конденсаторы связи, разрядники, измерительные трансформаторы, шунтирующие реакторы и др.
Оборудование подобного вида (особенно высоковольтное), как
никакое другое (имеются в виду технические объекты широкого
назначения), подвержено комплексному воздействию сильных
электрических, электромагнитных, тепловых полей и электродинамических усилий. В связи с этим обеспечение высокого качества этих объектов представляет актуальную и весьма сложную
задачу.
Под качеством ТС понимается совокупность свойств, обусловливающих ее пригодность удовлетворять определенные потребности в соответствии с назначением. Среди показателей качества важное место занимают надежность и ее параметры: безотказность, долговечность, сохраняемость, ремонтопригодность.
В [19] надежность определяется как вероятность того, что ТС
будет функционировать заданным образом. В проблеме надежности можно выделить физический, аппаратный и информационный аспекты.
6
Физический аспект предполагает выбор новых материалов, поиск и реализацию новых принципов действия, совершенствование технологии производства, задание щадящих условий
эксплуатации и т.д.
Аппаратный аспект подразумевает организацию и использование определенной избыточности. Это – дублирование,
резервирование, ненагруженный и нагруженный резерв и т.п.
Информационный аспект надежности включает методы
получения и использования актуальной информации, поступающей и выдаваемой ТС.
Надежность рассматриваемых ТС в значительной степени
определяет надежность всего процесса производства и распределения электроэнергии, которому в современном мире придается
огромное значение.
В процессе эксплуатации из-за процессов старения материалов, внешних воздействий, ошибок эксплуатации надежность
ТС снижается. Создание ТС, надежность которой за весь «период жизни» не снизится ниже допустимого уровня, как правило,
экономически нецелесообразно. Поэтому в процессе эксплуатации ТС предполагается проведение работ по поддержанию ее
технического состояния на соответствующем уровне. В составе
этих работ одно из центральных мест занимает оценка состояния
электрооборудования. Одним из фундаментальных трудов по
этой тематике безусловно является работа [6].
В первой части монографии речь будет идти в основном об
оценке состояния обобщенной ТС с последующим акцентированием этого процесса применительно к силовому трансформатору.
1.2. Модели технической системы
Конкретная ТС может рассматриваться как физический
объект (оригинал), которому могут быть поставлены в соответствие различные математические модели. Количество этих моделей, в принципе, не ограничено. Так, для силового трансформа-
7
тора могу быть разработаны: динамическая модель переходных
процессов, тепловая модель, гидравлическая модель движения
масла, расчетно-проектная модель и т.д. Для физического объекта доступным для контроля и анализа оказывается множество
параметров Z=z1, z2, …, zn. Отдельные параметры из этого множества фигурируют в соответствующих моделях. Например,
важнейшим параметром является температура наиболее нагретой
точки в обмотке, которая может быть замерена на оригинале и
рассчитана в тепловой модели трансформатора. Соответствие
между реальной и рассчитанной температурой характеризует
адекватность модели. В прил. 2 в качестве примера приведен набор параметров силового трансформатора, характеризующий
расчетно-проектную модель. Следует подчеркнуть, что важность
для рассматриваемых в настоящем издании задач представляют
как некоторые параметры и их значения оригинала, так и параметры соответствующих моделей. В процессе сравнения расчетных и реальных значений и достигается диагностический эффект.
1.3. Состояния технической системы
Среди технических состояний ТС различают два базовых:
исправное и неисправное. Второе имеет две разновидности: работоспособное и неработоспособное. Когда говорят об оценке состояния ТС, имеют в виду необходимость различать эти состояния, а затем этот процесс, если такая цель ставится, детализировать дальше.
Исправной является ТС, полностью отвечающая всем техническим требованиям. Работоспособное состояние позволяет
ТС выполнять заданные функции, а неработоспособное – нет.
Различие между реальными и требуемыми свойствами ТС является дефектом. При возникновении и развитии дефекта исправный объект становится неисправным, а сам дефект эволюционирует из повреждения в отказ (рис. 1.1).
8
Рис. 1.1. Эволюция состояний ТС:
ИС – исправное состояние; РС – работоспособное состояние; НС – неработоспособное состояние; ОД – отсутствие дефектов; П – дефект в виде повреждения; О – дефект в виде отказа
В условиях эксплуатации необходимо определить, а затем
обеспечить хотя бы работоспособное состояние ТС. Это требование выполняется в процессе технического обслуживания и ремонтов (ТО и Р).
Отказ, если он происходит неожиданно, может сопровождаться потерями:
- от прекращения выполнения ТС своих рабочих функций,
что иногда приобретает аварийный или катастрофический характер;
- объекта как материальной ценности в случае его разрушения;
- от негативного воздействия на другие технические объекты (по «принципу домино»), окружающую среду, обслуживающий персонал.
Таким образом, актуальность достоверной оценки состояния ТС особенно возрастает на стадии её работоспособного
функционирования с приближением к максимуму при завершении этого состояния (рис. 1.2).
Текущее состояние ТС определяется множеством различных факторов, и в его оценке существенную роль играют так называемые испытания, под которыми понимаются методы экспериментального определения качественных и (или) количественных характеристик объекта.
9
Рис. 1.2. Изменение степени актуальности в оценке состояния ТС:
0–t1 – ИС; t1–t2 – РС; с момента t2 – НС
Испытания могут проводиться на различных этапах жизненного цикла ТС. Но особенно много испытаний выполняется
на этапе изготовления. Так, в процессе производства трансформатора выполняются квалификационные, периодические, типовые, приемо-сдаточные и операционные испытания. Они проводятся на специальных стендах и различаются наборами контролируемых параметров и состояний, которые должен выдержать
объект без изменения своих свойств. Параметры и характеристики, на основе значений которых делается вывод о состоянии объекта, носят название диагностических параметров. Последние в
оценке состояния ТС играют ключевую роль.
10
1.4. Понятие дефекта
Если бы в ТС не возникали дефекты, то и создавать специальную науку и выполнять технические мероприятия под названием «диагностика» не потребовалось бы. Таким образом, в
дальнейшем речь пойдет об области знаний и практической деятельности под названием техническая диагностика.
В рассматриваемой предметной области понятие дефекта
является одним из наиболее важных. Что же такое дефект? В
ГОСТ 15467–79 и в [16] даются близкие друг к другу понятия:
дефект – это любое несоответствие свойств объекта заданным,
требуемым или ожидаемым свойствам. Согласно ГОСТ 27.002–
89 понятию «дефект» соответствует переход ТС из исправного в
неисправное техническое состояние (рис. 1.1). В работе
В.А. Цветкова подчеркивается, что дефект является звеном, объединяющим цепочку переходящих друг в друга технических состояний – исправного, работоспособного, неработоспособного
[18]. Здесь дефект трактуется как такая неисправность (повреждение), при развитии которой со временем может произойти отказ ТС. Там же вводится понятие ключевого дефекта, под которым понимается обязательное промежуточное и характерное
звено в цепочке развития дефекта вплоть до отказа. Цепочку
причинно-следственных связей развития дефекта иногда принято
изображать структурной схемой.
В некоторых научных публикациях дефект трактуется как
причина предельного состояния ТС.
Различают (ГОСТ 15467–79):
- устранимый и неустранимый дефекты; устранение первых технически возможно и экономически целесообразно, а устранение вторых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
- малозначительный, значительный и критический дефекты; первый существенно не влияет, а второй влияет на использование и долговечность ТС; в третьем случае использование объекта по назначению практически невозможно или недопустимо;
11
- явный и скрытый дефекты, для выявления первого в нормативной документации, предусмотрены, а для второго не предусмотрены соответствующие правила, методы и средства.
ГОСТ 27.002–89 вводит также термин «повреждение», под
которым понимается событие, заключающееся в нарушении исправного состояния ТС. Согласно тому же ГОСТу «отказ» – это
событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта. Следующим важным понятием является упомянутое выше «предельное состояние». Под ним следует понимать состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его
работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.
В оценке состояния ТС ключевую роль играет идентификация дефекта, которая включает:
- распознавание вида дефекта;
- определение динамики его развития;
- выявление места дефекта;
- выбор средств, направленных на локализацию дефекта и
снижение скорости его развития.
При диагностировании оборудования важно знать последовательность событий, которые могут приводить к отказу деталей и узлов. При этом учитываются те физические процессы, которые определяют деградацию материалов и конструкций.
1.5. Возможные задачи
Существует три типа задач определения состояния ТС [16].
К первому типу, самому распространенному, относятся задачи определения состояния, в котором находится объект в настоящий момент времени. Это – задачи диагностирования, о которых уже шла речь выше. Задачи второго типа – предсказание
состояния, в котором окажется объект в некоторый будущий момент времени. Это – задачи прогнозирования. К третьему типу
относятся задачи определения состояния, в котором находился
объект в некоторый момент времени в прошлом. Это – задачи
12
генеза. Поскольку речь идет о техносфере, к названиям каждой
из задач следует добавить прилагательное «технический».
Задачи технического прогнозирования, несмотря на их
значительную сложность (из всех отмеченных – они наиболее
сложны), приобретают особую значимость, поскольку при их
правильном решении они позволяют достигать значительной
экономии ресурсов. При их реализации, например, технические
специалисты разрабатывают различные сценарии ТО и Р, а менеджеры корректируют их на основе управления рисками. Одним из результатов решения подобных задач является положение, когда стратегия планового ТО и Р уступает место ТО и Р по
техническому состоянию, что в современных условиях считается
наиболее прогрессивным подходом при эксплуатации сложных
ТС.
Задачи технической генетики возникают, например, в связи с расследованием уже произошедших аварий и поиском их
причин.
Все три задачи тесно связаны и их главная цель – попытаться своими действиями опередить нежелательные сценарии в
поведении ТС. При прогнозировании поведения ТС может быть
полезным следующее простое правило: «Хочешь знать, что произойдет через n шагов, внимательно проанализируй, что происходило в течение 2n шагов перед этим».
В дальнейшем речь будет идти в основном о задачах первого типа – диагностике ТС.
1.6. Понятие диагностики
В ГОСТ 20911–89 нормированы раздельно понятия «техническая диагностика (краткая форма – диагностика)» и «техническое диагностирование (диагностирование)»:
- диагностика – область знаний, охватывающая теорию,
методы и средства определения технического состояния объекта;
- диагностирование – определение технического состояния
объекта;
13
- техническое состояние – характеристика соответствия ТС
требованиям технической документации. Эта характеристика
может быть выражена либо в качественной форме (исправное,
неисправное и т.д.), либо в количественной – значением располагаемого ресурса работоспособности;
- контроль – составная часть диагностирования.
Диагностирование и контроль по существу синонимы. Относительно недавно появился термин «мониторинг», под которым понимается контроль чего-либо с заданной степенью регулярности.
Собственно процессом диагностирования является некоторый набор правил (алгоритм), который может быть реализован в
виде компьютерной программы обнаружения дефекта, уточнения его вида и места. Подобные программы могут быть достаточно сложными и эффективными. Системой технического диагностирования является совокупность ТС, средств и исполнителей, осуществляющая диагностирование по правилам, установленным в технической документации.
В технической диагностике различают функциональное и
тестовое диагностирование (ГОСТ 20911–89). Функциональное
диагностирование – диагностирование, осуществляемое во время
функционирования объекта, на который поступают только рабочие воздействия. Тестовое диагностирование – это диагностирование, при котором на объект подаются специально сформированные системой диагностирования тестовые сигналы. Этот вид
диагностирования широко применяется при изготовлении ТС, во
время ремонта и при хранении.
Главной задачей диагностирования является определение
ресурса работоспособности ТС, т.е. ставится задача – понять,
можно ли эксплуатировать ТС дальше и, если можно, то в каком
объеме. Единицами измерения этого количества могут быть часы
(дни, годы), километры, число пусков и т.д.
Кроме этого, диагностирование должно обеспечить:
14
- распознавание возникших в ТС дефектов и мест их нахождения;
- выявление причин возникновения и развития дефектов;
- создание моделей развития дефектов;
- управление развитием выявленных дефектов;
- определение состава дефектов, устранение которых необходимо для восстановления требуемого ресурса работоспособности.
В [2] отмечается, что если бы не применялось диагностирование оборудования, то следовало бы ожидать увеличения
числа отказов до 10–20 %, вместо 1 % и менее, как это наблюдается в настоящее время.
Располагая знанием о причинах возникновения каждого
дефекта и факторах, влияющих на его развитие, можно путём
влияния на причины и факторы приостановить или замедлить
развитие наиболее критичных дефектов, продлевая таким образом ресурс работоспособности ТС.
Процесс диагностирования любой ТС по своей сути является итерационным. Продолжительность этого процесса зависит
от опыта исполнителей и используемых для диагностирования
средств. Этот процесс состоит из последовательности этапов,
трудоемкость которых сначала, как правило, не очень высока, а
затем, если не удается получить достоверный результат, в общем
случае нарастает. Первый этап – это выявление дефектов без
вмешательства в режим эксплуатации ТС путём периодических
или непрерывных наблюдений и измерений – то, что мы назвали
функциональным диагностированием. В случае выявления на
этом этапе каких-либо признаков дефектов, возникает потребность в проведении других функциональных или тестовых методов сначала на работающем оборудовании, если имеются соответствующие методы, а затем на выведенном из работы. Задача
каждого последующего этапа – подтвердить либо опровергнуть
предположения, сделанные на предыдущем этапе. Процесс завершается, когда достоверность полученного результата сомнений не вызывает.
15
На каждом этапе диагностирования используются соответствующие известные и доступные методы, которые могут позволить распознать и выявить дефект с возможно меньшей степенью вмешательства сначала в режим работы, а затем в конструкцию ТС. Последним этапом распознавания и выявления дефектов остаётся метод осмотра узлов и деталей в процессе и после
разборки ТС. В ряде случаев в алгоритм диагностирования могут
быть внесены элементы оптимизации, что кроме критерия качества позволит рассматривать его и с позиций экономичности.
Главными показателями качества систем диагностирования являются гарантируемые ими полнота обнаружения и глубина поиска дефектов. К числу «вторичных» показателей качества
систем диагностирования можно отнести затраты на аппаратуру,
время, энергию. Не исключены ситуации, когда указанные затраты выступают в качестве обязательных ограничений. В таких
ситуациях возможно вынужденное снижение как полноты обнаружения, так и глубины поиска дефектов.
В любом случае глубина вмешательства в конструкцию зависит от результативности предыдущих мероприятий и оснащённости ТС встроенными средствами контроля и степени их
совершенства, а также от оснащённости средствами контроля
специалистов по диагностике и их профессиональной квалификации [11].
Встроенные средства диагностирования должны проектироваться и создаваться одновременно с самой ТС. Тем самым
обеспечивается такое свойство ТС, которое называется контролепригодностью. Это свойство определяет степень эффективности диагностирования состояния ТС. Требование обеспечения
высокой контролепригодности усложняет проектирование ТС.
Дополнительная аппаратура снижает некоторые показатели надежности ТС в целом и тоже должна диагностироваться. Это
плата за контролепригодность. Таким образом, ответственность
за диагностическое обеспечение несет разработчик ТС. Однако
это требование не всегда выполняется, в результате чего объекты
оказываются плохо приспособленными к диагностированию, а
эксплуатационники зачастую вынуждены заниматься разработ-
16
кой малоэффективных средств «приставной диагностики», не
всегда обеспечивающих полноту обнаружения дефектов и должную глубину их поиска.
1.7. Нормативная база
диагностики электрооборудования
Первостепенное значение в процессе диагностирования
имеет получение полной информации о состоянии ТС с максимально возможной достоверностью.
Эта проблема имеет две составляющие:
- аппаратное обеспечение;
- методико-метрологическое обеспечение.
Современное диагностическое аппаратное обеспечение
представлено разнообразными приборами и устройствами (см., в
частности, разд. 3.3). Методико-метрологическое обеспечение
включает:
- нормативные требования к точности анализа;
- аттестованные методики;
- систему стандартных образцов сравнения для калибровки
приборов и проверки методик;
- систему периодической поверки самих приборов;
- аттестацию, сертификацию и лицензирование лабораторий.
В электроэнергетике базовым нормативным документом,
регламентирующим процесс диагностирования, являются «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»
[17]. В них приводится набор положений, который должен быть
обеспечен в процессе диагностирования конкретного устройства.
Этот набор включает:
- задачи и условия диагностирования;
- показатели и характеристики диагностирования;
- состав диагностических параметров;
- метод технического диагностирования;
- средства технического диагностирования;
17
- правила технического диагностирования;
- результаты технического диагностирования.
Кроме того, в начале 1960-х годов в электроэнергетике была введена в действие отраслевая инструкция «Объем и нормы
испытаний электрооборудования» [12]. Данный базовый для диагностики электрооборудования документ в последующий период претерпел определенные изменения. Так, раздел, касающийся
объема (состава) испытаний для трансформаторного оборудования, до пятого издания [13] изменялся незначительно. В частности, в пятое издание была добавлена проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров, кстати, исключенная из последующего издания. Существенные изменения
раздела «Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы» произошли в шестом издании «Объема и норм»
[14], которое является официальным нормативным документом
до настоящего времени. В первую очередь следует отметить появление такого метода диагностики масляных трансформаторов,
как хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ). Этот метод в нашей стране начал
применяться примерно с середины 1970-х годов, но широкое
признание у специалистов получил в 1980-х. Существенные достоинства метода, способствующие его интенсивному распространению, заключаются в хорошей информативности, невысокой трудоемкости и возможности проведения анализа на работающем оборудовании.
Кроме ХАРГ в шестое издание были также включены следующие виды испытаний трансформаторов:
- оценка влажности твердой изоляции;
- оценка состояния бумажной изоляции обмоток;
- измерение сопротивления короткого замыкания трансформатора;
- тепловизионный контроль.
Все эти испытания, по мнению специалистов, позволили
существенно повысить эффективность диагностирования трансформаторного оборудования.
1.8. Формализация процесса диагностирования.
18
Диагностические параметры
В буквальном переводе с греческого «диагностика» – это
распознавание, способность распознавать. Из этого следует, что
процесс диагностирования происходит в условиях ограниченной
информации и, как правило, носит вероятностный характер. Суть
распознавания заключается в выявлении конкретного состояния
ТС. В простейшем случае их может быть два: исправное и неисправное (точнее, три: ИС, РС и НС, см. рис. 1.1), а в общем случае – конечное множество, поскольку каждый дефект и их совокупность будут характеризовать свое состояние ТС. Обозначим
множество состояний ТС через D=D1, D2, …, Di, … . В задачах
технической диагностики возможные состояния ТС (диагнозы)
Di считаются известными [15]. Сама задача распознавания заключается в выявлении максимального соответствия текущего
состояния ТС одному из состояний множества D.
Было отмечено, что ТС характеризуется множеством параметров Z (см. прил.1), среди которого можно выделить подмножество параметров X, несущих диагностическую информацию, которая на текущий момент времени может регистрироваться соответствующими техническими средствами. Эти параметры будем называть диагностическими. В ряде нормативных
документов вводится понятие диагностического признака (ДП).
Так, в ГОСТ 20911–89 под ДП понимается признак объекта диагностирования, исследуемый в установленном порядке для определения его технического состояния. Следует признать, что
это определение тавтологично, поэтому обратимся к другим источникам, более подробно раскрывающим смысл этого термина.
В [18] ДП рассматриваются наряду с дефектами как центральные понятия технической диагностики. Смысл ДП раскрывается так: «ДП – это некоторое явление, которое сопутствует
дефекту и на основании появления (отсутствия) которого косвенно судят о появлении (или отсутствии) дефекта. ДП могут
быть, например, результатом инструментальных измерений
(вибрационных, температурных, электрических и т.п.) и их обработки, а также результатом органолептических восприятий
19
(шум, запах и т.п.). Разработка методов и средств диагностики –
это, по существу, работа по созданию новых ДП» [18, с. 10].
В [15] понятие ДП получает дальнейшую конкретизацию в
плане формализации для последующей компьютерной обработки. Здесь предлагается их подразделять:
- на простые или двухразрядные со значениями соответственно k1 и k2;
- сложные или m-разрядные со значениями k1, k2, ..., km.
Простой ДП выражает результат обследования, который
может быть представлен одним из двух возможных значений:
«да» или «нет», «положительный» или «отрицательный» и т.п.
Например, объект выдержал нагрузочные испытания. При этом
можно считать, что некоторый ДП получил значение kj1 (в противном случае – kj2). Другой пример: пусть имеется параметр xi,
для которого установлено два диагностических интервала xi<3 и
xi≥3. Тогда, в случае xi=5, ДП ki примет значение ki2.
Сложный ДП используется, когда область возможных значений измеряемого параметра разбивается на несколько (больше
двух) интервалов, например xs≤1, 1<xs<3, xs≥3. Тогда, при xs=0,5
ДП ks примет значение ks1, а при xs=10 – ks=ks3. Сложный ДП
удобно применять и при обследовании, носящем многовариантный качественный характер. Например, оценка вибрации содержит несколько градаций: отсутствует, слабая, нормальная, увеличенная и соответственно четырехразрядный признак kr будет
принимать одно из значений kr1, kr2, kr3, kr4. Разряды признака в
дальнейшем будем называть диагностическими интервалами.
Очевидно, что одноразрядный признак не несет какой-либо диагностической информации и в случае появления должен быть
исключен из рассмотрения.
Обычно для каждой ТС доступна информация следующего
вида: изготовитель ТС, продолжительность эксплуатации ТС,
конструктивные особенности, перечень и характеристики нештатных ситуаций, в которых находилась ТС во время эксплуатации и т.д. Естественным является желание извлечь из этой информации в процессе диагностирования максимальную пользу.
Для этого вполне логичным оказывается формирование на осно-
20
ве этой информации ДП. Например, все производители ТС данного вида подразделяются на три непересекающихся подмножества: с низкой, средней и высокой репутацией. Затем вводится
трехразрядный ДП и каждой фирме-производителю присваивается соответствующее значение этого признака, которое обрабатывается диагностическим алгоритмом.
Поскольку многие ТС имеют встроенные устройства защиты, то сигналы от них, а также факты их срабатывания также
представляют диагностическую информацию, которую для последующего использования также целесообразно формализовывать в виде ДП. Аналогично может использоваться и другая информация подобного типа.
Для повышения надежности обычно стремятся к последовательной многократной фиксации диагностических параметров,
поскольку при разовом контроле вероятность объективной оценки технического состояния практически минимальна из-за возможных ошибок, сбоев и т.д. Надежность и объективность такой
оценки повышается по мере увеличения числа актов контроля.
Это обстоятельство является основанием для введения многократного фиксирования параметров с определенной периодичностью, т.е. их мониторинга. Если относительно частый контроль
параметров по тем или иным причинам невозможен, то периодичность их регистрации должна зависеть от скорости возможного образования и развития дефектов. Так, при диагностировании силового трансформатора многие параметры измеряются с
частотой один раз в полгода.
Таким образом, можно констатировать, что формирование
каждого ДП конкретной ТС осуществляется в процессе создания
системы диагностирования и предполагает наличие, по крайней
мере, трех условий: параметра xi, характеризующего ТС и потенциально несущего диагностическую информацию; средств фиксации значений этого параметра; заранее сформированных диагностических интервалов, при сопоставлении с которыми значений xi однозначно определяются ki.
В ряде случаев, когда диагностические параметры принимают числовые значения, являются непрерывными и известны
21
статистические законы их распределения (функция или плотность распределения), необходимости перехода к ДП не возникает, т.е. можно ограничиться использованием только этих параметров. Пусть, к примеру, состояние силового трансформатора
диагностируется только по одному параметру – влажности твердой изоляции, которую обозначим как x. Задача заключается в
выборе такого значения x0, что при x≤x0 трансформатор считается исправным (состояние D1), а при x>x0 состояние объекта рассматривается как неисправное (обозначим его как D2). Такой
подход позволяет сформировать диагностическую процедуру,
которая формально представляется следующим образом [15]:
при x ≤ x 0
x ∈ D1 ;
при x > x 0
x ∈ D2 .
(1)
В некоторых публикациях, в частности [6], значение x0 называется браковочным. Оно обычно выбирается исходя из физических представлений о происходящих в оборудовании процессах или на основе практического опыта. Поскольку в реальном
объекте мы имеем множество диагностических параметров (по
крайней мере – десятки), то подобная ситуация с выбором для
каждого из них браковочного значения возникает постоянно и
является достаточно болезненной, поскольку вызывает много
споров. В [20] предлагается определять этот параметр по функции распределения F(x), т.е. на основе статистических методов, в
которых задача рассматривается как стохастическая. При этом
учитывается многообразие факторов, действующих на объект.
В [15] предлагается более общий подход к определению
значения x0 также на базе статистических методов. Рассмотрим
его, продолжая для простоты полагать, что состояние трансформатора оценивается только на основе анализа одного диагностического параметра – влажности изоляции, которая, понятно, неоднозначно характеризует состояние изоляции, а тем более состояние всего объекта, поскольку на это влияет еще множество
других факторов. Для учета этих факторов предлагается использовать плотность распределения случайной величины (в нашем
случае – влажности изоляции) f(x), что отражает рис. 1.3, на ко-
22
тором приведены возможные плотности распределения вероятности диагностического параметра x для неувлажненной (исправной) и увлажненной (неисправной) изоляции. Заметим, что
функция распределения F и плотность распределения f случайной величины x связаны между собой следующим равенством:
f(x)=F/(x).
Рис. 1.3. Статистические распределения плотности вероятности диагностического параметра x для исправного D1 и дефектного D2 состояний трансформатора
Существенно, что области исправного D1 и дефектного D2
состояний пересекаются, и потому принципиально невозможно
выбрать значение х0, при котором правило (1) не давало бы ошибочных решений.
Задача состоит в том, чтобы выбор х0 был в некотором
смысле оптимальным, например давал наименьшее число ошибочных решений. Однако сначала подробнее остановимся на сути возможных ошибок.
1.9. Ложная тревога и пропуск цели
23
Ложной тревогой или передиагностированием называется
случай, когда принимается решение о наличии дефекта, но в
действительности ТС находится в исправном состоянии (вместо
D1 принимается D2).
Пропуск цели или недодиагностирование – принятие решения об исправном состоянии, тогда как ТС содержит дефект
(вместо D2 принимается D1). Указанные результаты часто называют ошибками первого и второго рода соответственно [6, 15].
Обозначим Hi,j i,j=1,2 возможные решения по правилу (1).
Первый индекс соответствует номеру принятого диагноза, второй – номеру действительного состояния. Тогда Н12 – пропуск
дефекта и Н21 – ложная тревога; Н11 и Н22 – правильные решения.
Рассмотрим вероятность ложной тревоги Р (Н21). Площадь
под кривой плотности вероятности исправного состояния, соответствующая х>х0, выражает условную вероятность ситуации
х>х0 для исправных изделий (рис. 1.3):
∞
∫
P(x > x 0 / D1 ) = f (x / D1 ) dx .
(2)
x0
Вероятность ложной тревоги равна произведению вероятности двух событий: наличие исправного состояния и значения
х>х0.
Тогда
∞
∫
P(H 21 ) = P(D1 ) P(x > x 0 / D1 ) = P1 f (x / D1 ) dx ,
(3)
x0
где Р1=P(D1) – априорная вероятность диагноза D1, которая считается известной на основании предварительных статистических
данных. Подобным образом находится и вероятность пропуска
дефекта:
24
x0
∫
P(H12 ) = P(D 2 ) P(x < x 0 / D 2 ) = P2 f (x / D 2 ) dx .
(4)
−∞
Вероятность принятия ошибочного решения слагается из
вероятностей ложной тревоги и пропуска дефекта. Если обозначить «цены» этим ошибкам через C21 и C12 соответственно, то
получим выражение для риска ошибочного решения:
x0
∞
∫
∫
R = C 21P1 f (x / D1 ) dx +C12 P2 f (x / D 2 ) dx .
x0
(5)
−∞
Экономический ущерб для разных предприятий, связанный с ошибками пере- и недодиагностирования, различен и зависит от соотношения стоимостей планово-предупредительного,
восстановительного и аварийного ремонтов, а также ущерба от
простоя ТС и других факторов. При этом следует иметь в виду,
что для рассматриваемых ТС:
- при передиагностировании необоснованный вывод объекта в ремонт, его вскрытие и разборка не в заводских условиях
могут привести к ухудшению состояния по сравнению с исходным;
- не все ошибки недодиагностирования неизбежно ведут к
аварийному отказу.
Иногда вводится цена правильных решений Н11 и Н22, которая для сравнения со стоимостью ошибочных решений принимается отрицательной. В общем случае риск (ожидаемая величина потерь) выражается в следующем виде:
25
x0
∞
∫
∫
−∞
x0
R = C11 P1 f ( x / D1 ) dx + C 21 P1 f ( x / D1 ) dx +
x0
(6)
∞
∫
∫
−∞
x0
+ C12 P2 f ( x / D 2 ) dx + C 22 P2 f ( x / D 2 ) dx .
Дифференцируя (6) по х0 и приравнивая производную нулю, получим условие экстремума:
dR
= C11 P1 f (x 0 / D1 ) − C 21 P1 f (x 0 / D1 ) +
dx 0
(7)
+ C12 P2 f (x 0 / D 2 ) − C 22 P2 f (x 0 / D 2 ) = 0 ,
или
f (x 0 / D1 ) (C12 − C 22 )P2
.
=
f (x 0 / D 2 ) (C 21 − C11 )P1
(8)
Рассмотрим случай, когда параметр х имеет нормальное
распределение при исправном D1 и неисправном D2 состояниях.
Величина среднеквадратичного отклонения (дисперсия) σ в обоих случаях принимается одинаковой.
Тогда плотности распределений
−
1
f (x / D 1 ) =
e
σ 2π
(x − x )
−
1
f (x / D 2 ) =
e
σ 2π
1
2
2
;
2σ
(x − x )
2σ
2
2
2
,
где x 1 – математическое ожидание функции f(x/D1);
x 2 – математическое ожидание функции f(x/D2) (рис. 1.4).
26
Рис. 1.4. Определение браковочного значения диагностического параметра
Внося эти соотношения в равенство (8), получаем после
логарифмирования
ln
f (x 0 / D 1 )
(C − C 22 ) P2
1
2
2
= − 2 2x 0 x 2 − x 1 + x 1 − x 2 = ln 12
.
(C 21 − C11 ) P1
f (x 0 / D 2 )
2σ
[ (
)
]
Из этого уравнения
x0 =
σ2
1
x1 + x 2 −
2
x 2 − x1
(
)
27
 P2
C − C 22
 ln
+ ln 12
C 21 − C11
 P1

 .

1.10. Метод Байеса
Метод Байеса может быть использован при формализации
процесса диагностирования. Предположим, имеется диагноз Di и
простой признак kj, встречающийся при этом диагнозе. Тогда,
согласно теории, вероятность совместного появления событий –
наличие у объекта состояния Di и признака kj – определится по
формуле
Р(Dikj)=Р(Di)Р(kj/Di)=Р(kj)Р(Di/kj).
Из этого равенства вытекает формула Байеса:
(
)
P D i / k j = P(D i )
(
P k j / Di
( )
P kj
)
,
где Р(Di/kj) – вероятность диагноза Di после того, как стало известно наличие у рассматриваемого объекта признака kj;
Р(Di) – вероятность диагноза Di, определяемая по статистическим данным; так, если предварительно обследовано N объектов
и у Ni объектов имелось состояние Di, то P(Di)=Ni/N;
Р(kj/Di) – вероятность появления признака kj у объектов с состоянием Di; если среди Ni объектов, имеющих диагноз Di, у Nij
проявился признак kj, то
P(k i / D i ) =
N ij
Ni
;
Р (kj) – вероятность появления признака kj во всех объектах независимо от их состояния. Пусть из общего числа N объектов признак kj был обнаружен у Nj объектов, тогда
P(kj) = Nj / N.
Вероятности вида Р(Di), Р(kj) носят название априорных
или безусловных (независящих от опыта), а вероятности Р(Di/kj),
Р(kj/Di) – апостериорных или условных вероятностей (зависящих
от опыта).
28
1.11. Обобщенная формула Байеса
Эта формула относится к случаю, когда обследование проводится по комплексу признаков К, включающему признаки k1,
k2,…, kv. Каждый из признаков kj имеет mj разрядов (kj1, kj2, …,
kjs,…, kjmj). В результате обследования становится известной реализация признака kj*=kjS и всего комплекса признаков К*. Индекс
* означает конкретное значение (реализацию) признака. Формула Байеса для комплекса признаков имеет вид
Р (Di/K*)=Р(Di)Р(K*/Di)/P(К*), i=1, 2, . . ., n ,
(9)
где Р(Dj/K*) – вероятность диагноза Di после того, как стали известны результаты обследования по комплексу признаков К;
Р(Di) – предварительная вероятность диагноза Di.
Формула (9) относится к любому из n возможных состояний ТС. Предполагается, что система находится только в одном
из указанных состояний и потому
n
∑ P(D ) = 1 .
s
s =1
Подробнее рассмотрим вероятность Р(K*/Di). Если комплекс признаков состоит из v признаков, то
(
) (
)(
) (
)
P K* / Di = P k1* / Di P k*2 / k1*Di ...P k*v / k1* ...k*v−1 Di ,
(10)
где kj*=kjs – разряд признака, выявившийся в результате обследования. Для диагностически независимых признаков
(
) (
)(
) (
)
P K * / D i = P k1* / D i P k *2 / D i ... P k *v / D i .
(11)
В [15] отмечается, что в большинстве практических задач,
особенно при большом числе признаков, можно принимать ус-
29
ловие независимости признаков даже при наличии существенных корреляционных связей между ними.
Вероятность появления комплекса признаков К*
n
( ) ∑ P(D )P(K
P K* =
s
*
)
/ Ds .
s =1
Обобщенная формула Байеса может быть записана так:
(
)
P Di / K* =
(
P(D i )P K * / D i
n
∑ P(D )P(K
s
*
)
/ Ds
)
,
(12)
s =1
где Р(K*/Di) определяется выражением (10) или (11). Из соотношения (12) вытекает
n
∑ P(D
i
)
/ K* = 1.
i =1
1.12. Диагностическая матрица
Для определения вероятности диагнозов по методу Байеса
необходимо составить диагностическую матрицу (табл. 1.1), которая формируется на основе предварительного статистического
материала. В этой матрице содержатся вероятности разрядов
признаков при различных диагнозах. Если признаки двухразрядные, то в таблице достаточно указать вероятность появления
признака Р(kj/Di). Вероятность отсутствия признака Р( k j /Di)=
=1–P(kj/Di). Однако более удобно использовать единообразную
форму, полагая, например, для двухразрядного признака
Р(kj/Di)=Р(kj1/Di); Р( k j /Di)=Р(kj2/Di).
30
mj
Отметим, что
∑ P(k
js
)
/ D i = 1 , где mj – число разрядов
s =1
признака kj.
Пусть некоторая ТС, например силовой трансформатор,
находится в исправном состоянии (D1) с вероятностью 0,9. Два
других состояния (D2 и D3) характеризуются наличием дефектов
и имеют одинаковую вероятность, равную 0,05. Для диагностирования системы используются три двухразрядных признака K1,
K2 и K3, например три газа, растворенные в масле и выявляемые
в процессе хроматографического анализа. Первый разряд каждого признака соответствует нормальной концентрации газа, а второй – повышенной. На основе статистических данных известны
вероятности значений признаков для разных состояний. Например, газ K1 в исправном состоянии трансформатора не превышает граничного значения с вероятностью 0,9 и соответственно с
вероятностью 0,1 превышает граничное значение для того же,
т.е. исправного (D1), состояния трансформатора. Последнее может возникать по разным причинам: незначительная перегрузка
трансформатора, существенное повышение температуры окружающей среды и усиленная солнечная радиация и т.д. Эти значения заносятся в диагностическую таблицу. Аналогично для
других признаков и состояний (табл. 1.1).
Диагноз Di
Таблица 1.1. Диагностическая матрица Байеса
Признак Kj
K1
K2
K3
P(Di)
P(k11/Di)
P(k12/Di)
P(k21/Di)
P(k22/Di)
P(k31/Di)
P(k32/Di)
D1
0,9
0,1
0,7
0,3
0,8
0,2
0,9
D2
0,2
0,8
0,15
0,85
0
1
0,05
D3
0,1
0,9
0,02
0,98
0,4
0,6
0,05
31
Воспользуемся формулой Байеса для расчета вероятностей
различных состояний при всевозможных сочетаниях значений
признаков.
P(D1 / k 11 ⋅ k 21 ⋅ k 31 ) =
=
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8
= 0,9999 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
P(D 2 / k 11 ⋅ k 21 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 0
=0;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
P(D 3 / k 11 ⋅ k 21 ⋅ k 31 ) =
0,5 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
= 0,0001 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
P (D 1 / k 12 ⋅ k 21 ⋅ k 31 ) =
=
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8
=
0,9 ⋅ 0 ,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8 + 0 ,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0, 4
= 0 ,9929 ;
=
P(D 2 / k 12 ⋅ k 21 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 0
= 0;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
P(D 3 / k 12 ⋅ k 21 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
= 0,007 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,4
P(D1 / k 11 ⋅ k 22 ⋅ k 31 ) =
=
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8
= 0,99 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
32
P(D 2 / k 11 ⋅ k 22 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 0
= 0;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
P(D 3 / k 11 ⋅ k 22 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
= 0,01 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
P(D1 / k 11 ⋅ k 21 ⋅ k 32 ) =
=
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2
= 0,986 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
P(D 2 / k 11 ⋅ k 21 ⋅ k 32 ) =
=
0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 1
= 0,013 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
P(D 3 / k 11 ⋅ k 21 ⋅ k 32 ) =
=
0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,25 ⋅ 0,6
= 0,001 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,15 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
P(D1 / k 12 ⋅ k 22 ⋅ k 31 ) =
=
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8
= 0,55 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
P(D 2 / k 12 ⋅ k 22 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 0
=0;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
33
P(D 3 / k 12 ⋅ k 22 ⋅ k 31 ) =
=
0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
= 0,449 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,8 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 0 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,4
P(D1 / k 12 ⋅ k 21 ⋅ k 32 ) =
=
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2
= 0,653 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
P(D 2 / k 12 ⋅ k 21 ⋅ k 32 ) =
=
0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 1
= 0,31 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
P(D 3 / k 12 ⋅ k 21 ⋅ k 32 ) =
=
0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
= 0,038 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,7 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,15 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,02 ⋅ 0,6
P(D1 / k 11 ⋅ k 22 ⋅ k 32 ) =
=
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2
= 0,809 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
P(D 2 / k 11 ⋅ k 22 ⋅ k 32 ) =
0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 1
= 0,1416 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
P(D 3 / k 11 ⋅ k 22 ⋅ k 32 ) =
=
=
0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
= 0,049 ;
0,9 ⋅ 0,9 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,1 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
P(D1 / k 12 ⋅ k 22 ⋅ k 32 ) =
=
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2
= 0,082 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
34
P(D 2 / k 12 ⋅ k 22 ⋅ k 32 ) =
=
0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 0,1
= 0,516 ;
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
P(D 3 / k 12 ⋅ k 22 ⋅ k 32 ) =
=
0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
= 0,40 .
0,9 ⋅ 0,1 ⋅ 0,3 ⋅ 0,2 + 0,05 ⋅ 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 1 + 0,05 ⋅ 0,9 ⋅ 0,98 ⋅ 0,6
Поскольку признаки двухразрядные, то правомерна следующая запись:
K11=K1; K12= K 1 ; K12=K2; K22= K 2 ; K31 = K3; K32= K 3 .
При этом, как указывалось выше, Р(kj/Di)=1–Р( k j /Di).
Сведем полученные результаты в итоговую таблицу
(табл. 1.2).
Таблица 1.2. Результаты диагностирования на основе метода Байеса
№
Исходные значения признаков
1
2
Вероятности состояний
D1
D2
D3
К1 К 2 К 3
0,9999
0
0,0001
К1 К 2 К 3
0,9929
0
0,007
35
3
К1 К 2 К 3
0,99
0
0,01
4
К1 К 2 К 3
0,986
0,013
0,001
5
К1 К 2 К 3
0,55
0
0,449
6
К1 К 2 К 3
0,653
0,31
0,038
7
К1 К 2 К 3
0,809
0,1416
0,049
8
К1 К 2 К 3
0,082
0,516
0,40
Анализ результатов показывает, что при первых четырех
сочетаниях признаков однозначно можно констатировать исправное состояние ТС (состояние D1). В последнем случае (сочетание признаков К1 К2 К3 ) наличие дефекта в ТС несомненно.
Для уточнения характера дефекта (D2 или D3), а также для распознавания ситуаций в 5–7 случаях требуется привлечение дополнительной информации.
1.13. Понятие ресурса
«Жизнь» любой ТС характеризуется износом, т.е. старением. Этому процессу противостоит ресурс ТС, который в течение
«жизни» тратится, т.е. монотонно, а иногда скачками уменьшается.
Понятие ресурса было введено в теплоэнергетике, откуда
оно перекочевало в другие сферы. Это произошло в связи с тем,
36
что и в теплоэнергетике, и в электроэнергетике количество устаревшего оборудования постоянно растет и необходим механизм
характеристики этого процесса. Такой параметр, как ресурс, если
его удается оценить количественно, идеально подходит, чтобы
сравнивать один длительно функционирующий объект с другим.
Подобное сравнение группы объектов должно выявить те, ресурс
которых утрачен в максимальной степени. Именно эти объекты
будут подвергаться замене в первую очередь, а оставшиеся, ресурс которых еще не совсем утрачен, будут продолжать работать
и ждать своей очереди на замену.
Как известно, «жизнь» ТС состоится из различных состояний или режимов. Полный эксплуатационный цикл ТС включает
следующие виды подобных состояний:
- пуск;
- холостой ход;
- работа c номинальной нагрузкой;
- работа с перегрузкой;
- сброс нагрузки до некоторого значения;
- аварийная перегрузка (короткое замыкание в трансформаторе);
- период бездействия.
В эксплуатационном цикле оборудования наиболее ресурсозатратными являются режимы пуска, работа с перегрузкой и
особенно аварийные режимы работы. Простойный режим, как
правило, является наименее разрушительным, хотя трата ресурса
происходит и в этом случае. Можно считать, что всем режимам,
когда ТС функционирует, противостоит ее физический ресурс,
по мере траты которого происходит физическое старение ТС, а
полному сроку службы противостоит моральный ресурс. Моральное старение совершается вне объекта. Смысл морального
старения заключается в том, что развитие техники придает новым образцам конкретной ТС более современные свойства, которые обесценивают прежние модели, даже если в них не происходит никаких физических изменений и ухудшений. Примером
такого положения являются силовые трансформаторы выпуска
40–50-х годов прошлого века. Они до сих пор продолжают
37
функционировать в наших энергосистемах, хотя по отдельным
эксплуатационным параметрам, в частности потерям холостого
хода, они давно превзошли все сроки морального старения. Запредельные значения потерь холостого хода в этих трансформаторах, как известно, обусловлены использованием горячекатанных электротехнических сталей.
Для достижения стратегических целей государство может
и должно управлять процессом морального старения в целях ускорения замещения устаревшего оборудования. Смысл этого
процесса заключается в следующем:
- повышение энергоэффективности экономики;
- развитие энергомашиностроения для обеспечения энергетической безопасности страны;
- сокращение или стимулирование потребления того или
иного вида топлива;
- снижение негативного воздействия электроэнергетики на
окружающую среду и др.
На примере трансформаторов с магнитопроводами из горячекатанной стали можно констатировать, что в современной
электроэнергетике РФ эти механизмы практически бездействуют, поскольку только по показателю энергоэффективности современные трансформаторы намного (в 1,5–2 раза) превосходят
морально устаревшие.
Подобное положение, когда ТС продолжает эксплуатироваться далеко за пределами срока морального старения, объясняется значительными коэффициентами запаса, закладываемыми
или при проектировании ТС, или при ее эксплуатации, а иногда в
обоих случаях. Следовательно, и избыточное вложение активных
материалов при изготовлении ТС, и недоиспользование их мощности в процессе эксплуатации приводят к сбережению устаревших моделей. Подобная ситуация наблюдается, например, при
выборе мощности блочного трансформатора на тепловых и гидравлических электрических станциях. Так, при мощности генератора, например, 300 МВт трансформатор обычно выбирается
мощностью 400 МВт. Это приводит к тому, что при достижении
(через 40–50 лет) турбиной и генератором своего предельного
38
состояния дальнейшая «судьба» еще не исчерпавшего свой ресурс трансформатора у владельца предприятия вызывает головную боль. Понятно, что и чрезмерные перегрузки нового оборудования нежелательны, т.к. также оборачиваются материальным
ущербом из-за недопустимо быстрого расхода ресурса. Из сказанного можно сделать вывод, что наиболее эффективное использование оборудования будет иметь место при соразмерной
трате физического и морального ресурсов.
Величиной, обратной ресурсу, является износ, который
определяется нагрузками [22]. Рассмотрим основные виды нагрузок и воздействий в ТС и примеры подобных нагрузок (воздействий), возникающие в силовых трансформаторах.
1. Нагрузки, налагаемые массой. Одним из основных элементов в трансформаторе является магнитопровод, который выполняет функцию проведения магнитного потока (основная) и
несущую функцию (вспомогательная), т.е. это узел двойного назначения. В процессе эксплуатации на магнитопровод постоянно
действует нагрузка, обусловленная массой обмоток, ярмовых
балок и других узлов и деталей.
2. Давление рабочей среды. Например, в силовом трансформаторе при возникновении виткового замыкания и последующего образования электрической дуги появляется избыточное давление в баке, из-за которого может произойти разрыв
оболочки бака, а в некоторых случаях этот процесс может сопровождаться взрывом.
3. Тепловые нагрузки различных узлов и деталей. Кратковременные, а тем более длительные выбеги температурного перегрева пагубны для целлюлозной изоляции обмоток силового
трансформатора, т.к. приводят к ее деструкции (разрушению).
При этом последующие охлаждения не способны сгладить критический ущерб, т.е. плюсовые и минусовые отклонения от «номинала» неравнозначны.
4. Воздействие агрессивных сред. В качестве таковых в
трансформаторе можно рассматривать кислород и воду, растворенные в трансформаторном масле. При их воздействию на целлюлозную изоляцию также происходит ее деструкция.
39
5. Эррозионное воздействие. В трансформаторах это частицы шлама, действующие на твердую изоляцию при циркуляции масла (особенно, принудительной). Степень этого воздействия определяется загрязненностью масла и скоростью его движения.
6. Контактные или динамические нагрузки. Возникают в
трансформаторах при бросках токов короткого замыкания и
коммутации. Это наиболее разрушительный вид воздействия,
вызывающий деформацию обмоток трансформаторов и повреждение их изоляционных элементов.
7. Внутренние перенапряжения. Примером являются остаточные напряжения, возникающее при прокате и вальцовке электротехнической стали. Их ослабление достигается посредством
отжига сталей.
Существуют три основных средства защиты от износа:
- укрепление слабого звена, несущего наибольший урон;
часто это обеспечивается применением более стойких материалов или покрытий; так, в трансформаторах вместо электротехнической бумаги в последнее время широко применяют высоковольтную уплотненную бумагу того же класса нагревостойкости;
- самокомпенсация – примером является использование
угольных щеток в электрических машинах;
- ослабление износовых воздействий – например, ограничение величины ударного тока в обмотках трансформатора при
коротких замыканиях.
ТС представляется наиболее совершенной в конструктивном плане, если в ней достигнуто приближение к равноизносности ее элементов. Добиться этого в современных сложных ТС
практически невозможно, но стремиться к равноизносности различных узлов необходимо, поскольку это удешевляет оборудование и совершенствует эксплуатационный процесс.
В различных нормативных документах и публикациях тема, связанная с оценкой износа и ресурса оборудования, весьма
актуальна. Выше отмечалось, что понятие ресурса возникло для
оценки состояния высоконагруженных узлов и деталей паровых
котлов и турбин. Там при избыточном давлении и температуре
40
пара около 550 градусов в металле начинаются процессы ползучести и активных структурных превращений, приводящие к достижению предельного состояния металла, т.е. потере оборудованием работоспособного состояния. Если объект не относится к
оборудованию, работающему под избыточным давлением либо
при температуре более 115 °С, то это не исключает протекания
низкотемпературных процессов износа, обусловленных разнообразными нагрузками и такими процессами изменения свойств
материалов, как деструкция, коррозия, эрозия и др.
Поскольку в реальной ТС узлы и детали испытывают различные спектры нагрузок и разрушающих факторов, это приводит к процессам, далеким от равноизностности. Поэтому одни
узлы, подвергающиеся наиболее интенсивному воздействию,
расходуют свой ресурс интенсивнее, чем другие. Следовательно,
если говорить о пределе ресурса, то надо иметь в виду не саму
ТС, а её наиболее нагруженные элементы и детали. К примеру,
не паровой котел имеет предельный ресурс, а его элементы, такие, как трубы поверхностей нагрева, коллекторы, барабан, перепускные трубы. За срок службы котла его часто повреждаемые
элементы обычно заменяются несколько раз [1, 21]. В связи с
этим появляется понятие «продления ресурса». Наиболее детализировано эта процедура описана в стандарте организации [23].
В силовых трансформаторах «слабым звеном» является
целлюлозная витковая изоляция, которая в процессе эксплуатации трансформатора заменяться не может. Поэтому о продлении
ресурса трансформатора можно говорить, только попытавшись
как-то восстановить свойства этой изоляции.
В последнее время появилось много понятий различных
видов ресурсов. Это и заводской, и назначенный, и парковый, и
индивидуальный, и остаточный, и сработанный ресурсы. Выше,
по сути дела, речь шла о сработанном ресурсе Rc, который связан
с остаточным ресурсом Ro простой зависимостью: Rc+Ro=1, что
возражений не вызывает. Однако практическая оценка этих ресурсов, например для силовых трансформаторов, многими специалистами подвергается сомнению, поскольку, по их мнению,
количественно оценить Rc и, соответственно, Ro невозможно.
41
Не будем пока занимать сторону ни противников, ни сторонников оценки Rc и Ro. Посмотрим, как трактуют понятие остаточного ресурса нормативные документы. По ГОСТ 27.002–89
под остаточным ресурсом понимается наработка от момента
контроля технического состояния объекта до его перехода в предельное состояние.
Для характеристики предельного состояния могут быть рекомендованы следующие показатели [21].
1. Дальнейшая эксплуатация не допускается, если техническое состояние оборудования не удовлетворяет нормам и требованиям технических регламентов или иных нормативных правовых актов РФ в части защиты жизни и здоровья граждан, материальных ценностей, охраны окружающей среды.
2. Дальнейшая эксплуатация ТС, отработавшей назначенный ресурс, будет нецелесообразной, если затраты на ее ремонт
и восстановление технических показателей будут составлять
значительную часть стоимости нового оборудования.
3. Дальнейшая эксплуатация энергоустановки будет нецелесообразной, если себестоимость производства электроэнергии и/или тепла будет превышать установленные тарифы или по
технологическим показателям она окажется неконкурентоспособной по отношению к другим подобным установкам.
Первый показатель относится к категории «безопасность».
Все перечисленные в нём требования должны неукоснительно
соблюдаться. Их исполнение контролируется государством.
Второй показатель объединяет группу критериев, определяющих
техническое состояние ТС. Третий показатель характеризует моральное старение.
В ГОСТ 27.002–89 также дается определение назначенных
ресурса и срока службы:
- назначенный ресурс – это суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния;
- назначенный срок службы – календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объ-
42
екта должна быть прекращена независимо от его технического
состояния.
Тем не менее в стандарте имеется примечание, согласно
которому по истечении назначенного ресурса (срока службы)
объект должен быть изъят из эксплуатации, и должно быть принято очередное решение, предусмотренное соответствующей
нормативно-технической документацией – направление в ремонт, списание, уничтожение, проверка и установление нового
назначенного срока и т.д.
Таким образом, жизнь оборудования не заканчивается с
исчерпанием его назначенного ресурса (срока службы). Подобный подход в настоящее время широко применяется на практике
и в нашей стране, и за рубежом. В силу разнообразных обстоятельств энергетическое оборудование, отработавшее назначенный ресурс, из эксплуатации не выводится. Можно назвать философскую причину такой ситуации – стареющая мировая техногенная инфраструктура, бурно создававшаяся в ХХ веке, сегодня
требует колоссальных затрат на ее поддержание в актуальном
состоянии, что для различных государств, да еще в условиях периодических экономических кризисов, зачастую оказывается
невозможным. Очевидна и более прозаическая причина – это
алчность и сиюминутные интересы собственников материальных
активов.
К счастью, сказанное не означает, что может эксплуатироваться любое оборудование, в том числе и не удовлетворяющее
требованиям безопасности и надежности. Важным является то
обстоятельство, что продление ресурса оборудования, зданий и
сооружений сверх назначенного должно обосновываться и
должным образом оформляться.
Таким образом, при исчерпании назначенного срока службы при удовлетворительном состоянии оборудования назначается новый срок, который обосновывается опытом эксплуатации и
гарантированно не приведет к аварии до очередной ревизии. Неверно требовать от организации, эксплуатирующей оборудование, и экспертных организаций, проводящих техническое диагностирование, рассчитывать и обосновывать остаточный ресурс
43
низкотемпературных элементов энергоустановок, поскольку для
этих деталей корректно рассчитать остаточный ресурс сегодня
представляется затруднительным [21].
Если по прогнозным оценкам остаточный срок службы до
достижения оборудованием предельного состояния невелик (не
более 5 лет), наиболее предпочтительным вариантом будет эксплуатация этого оборудования в щадящем режиме и подготовка
к его замене. Применение каких-либо затратных технических
решений для повышения надёжности и эффективности эксплуатации подобного оборудования нецелесообразно.
Если по прогнозным оценкам остаточный срок службы до
предельного состояния превышает 10 лет, но при этом рассматриваемое оборудование морально устарело, наиболее приемлемым решением считается досрочный вывод его из эксплуатации.
Из всех возможных вариантов модернизации стареющего
оборудования самым нежелательным является установка вместо
выбывающего оборудования точно такого же, спроектированного около полувека назад.
За предельный срок эксплуатации энергетического оборудования рекомендуется принимать срок в 50 лет [21].
Согласно [24] следующим образом трактуются другие виды ресурсов:
- парковый ресурс – наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации;
- индивидуальный ресурс – назначенный ресурс конкретных узлов и элементов, установленный расчетно-опытным путем
с учетом фактических размеров, состояния металла и условий
эксплуатации.
Для того чтобы отличить новый назначенный ресурс от ресурса, назначенного при проектировании оборудования, его назвали парковый ресурс. Понятие «парковый ресурс» относится
только к высокотемпературным элементам тепломеханического
оборудования ТЭС.
44
Когда наработка некоторых образцов оборудования приблизилась к значениям паркового ресурса, но актуальность продления срока их службы сохранилась, начался второй этап кампании по продлению ресурса установленного оборудования, который был связан с ведением понятия индивидуального ресурса.
При рассмотрении возможности продления ресурса конкретного
оборудования, как правило, имеются дополнительные резервы,
позволяющие назначить дополнительный ресурс эксплуатации
без снижения показателей надежности. По опыту ряда отечественных институтов, в частности ВТИ, считается, что индивидуальный ресурс ответственных элементов тепломеханического
оборудования превысит парковый ресурс в среднем в полтора
раза. Из-за фактора неопределенности при назначении индивидуального ресурса оборудования не разрешается единовременно
продлевать его ресурс более чем на 50 тыс. часов или 8 лет.
Ответственность за организацию процедуры продления ресурса установленного энергетического оборудования возлагается
на руководителя организации. К техническому диагностированию ответственных элементов оборудования должна привлекаться специализированная или квалифицированная экспертная
организация. По результатам технического диагностирования с
учетом оценки целесообразности дальнейшей эксплуатации решение о продлении индивидуального ресурса оборудования
принимает владелец оборудования. Федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный в области промышленной
безопасности, утверждает заключение специализированной или
экспертной организации, если объект относится к оборудованию,
работающему под избыточным давлением либо при температуре
более 115 °С.
Из сказанного понятно, что ресурс оборудования можно
продлевать до бесконечности, но при условии, что оно своевременно и качественно проходит техническое диагностирование и
его элементы, исчерпавшие предельный ресурс, своевременно
ремонтируются или заменяются.
Однако это вовсе не означает, что энергетическое оборудование целесообразно эксплуатировать сколь угодно долго. С
45
наработкой оборудования неминуемо будут расти затраты на его
ремонт и техническое обслуживание. В условиях сдерживания
роста тарифов на электрическую и тепловую энергию начиная с
определенного момента будет невыгодно эксплуатировать длительно работающее оборудование. Это момент и следует отождествлять с необходимостью его замены. Так как эффективность эксплуатации энергоустановок не относится к категории
безопасности, решение о приемлемом уровне эффективности
оборудования принимает его владелец самостоятельно без участия федеральных органов власти.
46
Глава 2. ДИАГНОСТИКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
2.1. Требования к силовым трансформаторам
Силовые трансформаторы – один из видов наиболее ответственного оборудования на электростанциях и подстанциях. При
их изготовлении используются дорогостоящие материалы и комплектующие: электролитическая медь, электротехническая сталь,
кабельная бумага и электрокартон, переключающие устройства
для регулирования напряжения, высоковольтные вводы и др. Ко
всем материалам и комплектующим предъявляются очень высокие требования по качеству. Именно это в конечном итоге определяет надежность всего объекта.
Силовые трансформаторы содержат значительное количество высокоочищенного трансформаторного масла – горючего
вещества, при возгорании которого пожар может распространиться на близстоящее оборудование и сооружения. По статистике более 20 % аварий трансформаторов сопровождается пожарами и взрывами, поэтому защите трансформаторов от подобного
развития неисправностей должно уделяться особое внимание.
Кроме наличия систем защиты от взрывов и пожаров современные энергосистемы предъявляют следующие требования к
силовым трансформаторам:
- повышенная надежность в эксплуатации в условиях воздействий больших токов К3, кратковременных и длительных перегрузок, режимов с частыми переключениями напряжений под
нагрузкой;
- сниженные уровни потерь холостого хода и нагрузочных
потерь;
- наличие встроенных средств диагностирования;
- высокая ремонтопригодность и минимальные затраты
при эксплуатации;
- сниженные уровни шума.
2.2. Конструктивные особенности
47
современных трансформаторов
В конструкции магнитопроводов современных трансформаторов прессовка горизонтальных ярм осуществляется не ярмовыми балками, как это обычно выполнялось, а стеклобандажами.
Верхние и нижние ярмовые балки, жестко связанные друг с другом, выполняют только функцию раскрепления обмоток.
В обмотках и ярмовой изоляции применяется специальный
малоусадочный электрокартон фирмы «Weidmann» (Германия).
Разработана и внедрена технология стабилизации обмотки
большим постоянным давлением при сушке.
Обмотки НН и ВН собираются в блоки с общим изоляционным прессующим кольцом из ДСП фирмы «Rochling» (Германия), т.е. исключаются металлические прессующие кольца с
шунтами – источники дополнительных потерь КЗ.
Прессовка обмоток осуществляется при помощи изоляционных клиньев, устанавливаемых между верхней ярмовой балкой и прессующим кольцом.
Снижение потерь ХХ достигается за счет совершенствования конструкции главной изоляции (в направлении минимизации
размеров), применения электротехнических сталей высших марок и полного косого стыка в магнитопроводах. В результате в
новых силовых трансформаторах потери ХХ снижены на 15–
20 %, в отдельных случаях до 40 % по сравнению с ГОСТ 17544–
85.
Увеличение напряжения короткого замыкания и снижение
испытательных напряжений также способствует снижению потерь ХХ, но при этом несколько увеличиваются потери КЗ.
Качество электротехнической стали совершенствуется во
всем мире непрерывно. Для традиционно применяемых сортов
холоднокатаной, анизотропной, с высокой магнитной проницаемостью стали толщиной 0,3 мм за последние 10–15 лет получен
уровень удельных потерь 1,05–1,10 Вт/кг при индукции 1,7 Тл.
Лучшие сорта зарубежной стали имеют удельные потери 0,85
Вт/кг. При изготовлении магнитопроводов из стали толщиной
0,23 мм удельные потери дополнительно снижаются на 20 %.
Эффективной технологией обработки стали является лазерное
48
скрайбирование, которое наряду с уменьшением толщины пластин позволяет получить удельные потери до 0,5 Вт/кг.
Лучшая трансформаторная сталь, изготавливаемая в нашей
стране, имеет удельные потери 1,2 Вт/кг, хотя есть опыт и технология изготовления стали с удельными потерями 1,1 Вт/кг. В
результате отечественные трансформаторы имеют существенно
большие потери ХХ по сравнению с трансформаторами инофирм.
В трансформаторах нового поколения по сравнению с
ГОСТ 17544–85 потери КЗ снижены на 5–10 % за счет применения в обмотках низкого напряжения специальных транспонированных проводов с эпоксидным покрытием элементарных проводников. Эта мера позволила также увеличить электродинамическую стойкость обмоток при КЗ.
Вообще повышение электродинамической стойкости обмоток при КЗ является приоритетной задачей, которая в дополнение к вышесказанному решается за счет следующих мер:
- применения однослойной обмотки НН и увеличения напряжения КЗ;
- применения жесткого электрокартона для изготовления
прокладок обмоток и ярмовой изоляции;
- внедрения технологических процессов сушки обмоток
под постоянным давлением, одновременной запрессовки всех
обмоток с помощью гидросистемы при окончательной сборке и
др.
Низкая надежность вводов с бумажно-масляной изоляцией
привела к созданию вводов с твердой изоляцией. Самые распространенные – вводы с изоляцией из бумаги, пропитанной смолой
(тип RIP), покрышка ввода выполняется фарфоровой или полимерной. Такие вводы изготавливаются фирмами: ОАО «Мосизолятор» (РФ), HSP (Германия), Trench (Англия), Мiсаfil (Швейцария) и др.
Фирмы, выпускающие устройства РПН, также существенно повысили их надежность. В первую очередь речь идет о фирмах MR (Германия), АВВ (Швеция), HYNDAIELPROM (Болгария). Из них самыми востребованными оказались РПН фирмы
49
МR. В последнее время освоено изготовление РПН с вакуумными дугогасительными камерами, что существенно увеличило гарантированное число переключений.
Пожаробезопасность силовых масляных трансформаторов
в современном мире приобретает особую актуальность. В настоящее время лучшие системы защиты трансформаторов от пожаров и взрывов создает компания SERGI (Франция). На базе
многочисленных исследований была разработана система
«TransporterProtektor». Функционирование этой системы при
внутреннем повреждении трансформатора заключается в следующем:
- разрывной диск полностью раскрывается при повышении
давления в баке в течение 0,5–2,5 млс;
- смесь масла и газа отводится в специальные емкости;
- газы выводятся через трубу эвакуации газов наружу в отдельное место, где они могут гореть, не представляя опасности;
- одновременно осуществляется подача азота в нижнюю
часть бака, что позволяет немедленно остановить регенерацию
взрывчатых газов, понизив температуру масла, и предупредить
доступ воздуха извне.
2.3. Целлюлозная изоляция – «слабое» звено
трансформатора
Наиболее «слабым» звеном силового трансформатора является целлюлозная изоляция (бумага, картон). Все процессы,
происходящие в активной части трансформатора, влияют на состояние твёрдой изоляцией в виде совокупности разного рода
изменений, накопление которых приводит к ухудшению свойств
изоляционной конструкции. Например, если в трансформаторе
имеют место частичные разряды или вибрация пластин магнитопровода, то свойства его изоляционной системы будут существенно отличаться от свойств изоляции трансформатора, в котором подобные процессы отсутствуют [3].
Ухудшение целлюлозной изоляции из-за проникновения
внутрь бака воды и воздуха начинается уже во время доставки
50
трансформатора к месту его установки. В случае транспортирования без масла качество пропитки ухудшается и в изоляцию
проникает газ (азот), а в некоторых случаях при недостаточной
герметизации бака – и влага. Увлажнение возможно и в случае
транспортирования трансформатора с маслом. При изменении
окружающей температуры возникает перепад давления в баке,
что приводит к всасыванию в бак влажного воздуха, а при дожде
– и воды. Атмосферная влага проникает в трансформатор вместе
с воздухом через несовершенные системы защиты от увлажнения и некачественные уплотнения под воздействием градиента
давления.
Во время эксплуатации в бумажно-масляной изоляции
трансформатора кроме газов (наиболее нежелательным является
кислород) и влаги появляются и постепенно накапливаются разнообразные продукты старения самой изоляции и других узлов
(кислоты, аморфные и твердые частицы различного происхождения), которые зачастую играют роль катализаторов процесса
старения. По данным специалистов «ЗТЗ-Сервис», такие продукты окисления масла, как муравьиная и другие органические кислоты, разрушают изоляцию гораздо сильнее, чем влага. В одной
из публикаций приведены расчеты, показывающие, что увеличение кислотности масла до 0,2 мг/г повышает скорость износа
изоляции в четыре раза, а одновременное увлажнение бумаги и
окисление масла приводит к возрастанию относительного износа
изоляции примерно в 30 раз.
На все эти процессы оказывают воздействия температурное и электрическое поля. В конечном итоге состояние целлюлозной изоляции существенно ухудшается по сравнению с образцом, находящимся в инертной среде. Это проявляется в процессе старения, проходящем с той или иной интенсивностью.
При высокой скорости старения процесс носит название «деструкции». В любом случае все характеристики изоляции, в первую очередь механические и электрические, ухудшаются [31].
Существенное количество влаги может быть выделено самой целлюлозной изоляцией в процессе ее старения. За время
старения изоляции образуется около 2 % воды.
51
Распределение воды в бумажно-масляной изоляции WБ
подчиняется закону равновесия, вследствие чего при равенстве
температур относительная влажность соприкасающихся воздуха,
масла и целлюлозной изоляции должна быть одинаковой. Это
равновесие может быть достигнуто в течение достаточно длительного времени, но тенденция к его достижению постоянна.
Растворимость воды в масле относительно невелика и зависит от температуры: чем выше температура, тем больше растворимость воды в масле WM (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Содержание воды в масле при разных температурах
При влагосодержании выше насыщающего значения в
масле образуется эмульсия. При этом электрическая прочность
масла резко снижается. В отличие от масла целлюлозная изоляция имеет постоянное насыщающее значение, равное примерно
17 % (по весу). В равновесном состоянии основное количество
воды, содержащейся в баке, находится в твердой изоляции
(свыше 90 %).
52
В работающем трансформаторе происходит постоянное
перераспределение влагосодержания между твердой изоляцией и
маслом из-за изменения температуры трансформатора при изменении нагрузки и температуры окружающей среды. Следует отметить, что даже при постоянстве нагрузки вследствие различия
температур внутри трансформатора имеет место неравномерное
распределение влаги в различных частях целлюлозной изоляции.
При быстром понижении температуры внутри трансформатора масло может оказаться перенасыщенным и произойти
выделение свободной воды в виде эмульсии. Капельки воды могут осаждаться или под действием электрического поля выстраиваться в цепочки и образовывать проводящие мостики. В случае
быстрого роста температуры увлажненной бумажной изоляции
давление водяных паров вытесняет масло, пропитывающее изоляцию, и микрокапилляры целлюлозы оказываются заполненными пузырьками газа.
Влага, газ, загрязнения в растворенном состоянии слабо
влияют на электрическую прочность изоляционных промежутков при влагосодержании твердой изоляции, не превышающем
1 %. С увеличением влагосодержания электрическая прочность
заметно снижается, особенно при загрязнении масла твердыми
частицами.
Процесс старения целлюлозной изоляции сначала незначительно снижает ее электрическую прочность, но существенно
ухудшает механические свойства. В качестве меры старения
целлюлозы принято считать число разрывов ее молекулы, которое характеризуется параметром, получившем название «степень
полимеризации» (СП). В исходном состоянии целлюлозная изоляция имеет СП, равную 1200 (по методике МЭК 60450). У полностью состарившейся изоляции число разрывов молекулы достигает 5 и соответственно СП снижается до 200 (рис. 2.2). При
этом механическая прочность бумаги на разрыв уменьшается
примерно в четыре раза, а сама изоляция становится очень хрупкой [31].
53
Рис. 2.2. Вид новой (СП=1100) и состаренной (СП<200) целлюлозы
Лабораторное определение СП проводится посредством
анализа вязкостных характеристик раствора целлюлозной изоляции в кадмийэтилендиаминовом комплексе (кадоксене).
В результате длительных исследований было установлено,
что старение целлюлозной изоляции ускоряется вдвое при повышении температуры на каждые 6 °С в температурном интервале от 98 °С до 140 °С. При температуре ниже 80 °С старение
изоляции пренебрежимо мало.
В зависимости от степени влагосодержания скорость старения может увеличиваться в несколько раз. Такое же влияние
на скорость старения оказывает кислород (рис. 2.3).
Наиболее интенсивно разложение твердой изоляции происходит при температуре 140–160 °С. При 160 °С при разложении изоляции происходит образование газовых пузырьков, что
может вызвать электрический пробой. При влагосодержании более 1 % газовые пузырьки начинают образовываться уже при
температуре 140 °С.
54
Рис. 2.3. Влияние влаги и воздуха
на ускоренное температурное старение целлюлозной изоляции
2.3.1. Определение степени полимеризации
Из вышесказанного ясно, что оценив состояние целлюлозной изоляции, можно, в первом приближении, судить об остаточном ресурсе трансформатора. При этом анализ образцов должен проводиться из места, где изоляция подвержена наибольшей
деградации. Очевидно, это самая нагретая зона одной из наиболее нагретых обмоток трансформатора, которая, как правило,
расположена в труднодоступном месте. На практике это означает, что для проведения подобного анализа необходимо, по сути
дела, провести капитальный ремонт трансформатора: разгерметизировать активную часть, слить масло, отобрать образец изоляции из предполагаемой зоны наибольшего нагрева, восстановить поврежденную в месте отбора образцов изоляцию и т.д.
55
Кроме исключительной трудоемкости эти действия имеют еще
один недостаток – априорно судить о наиболее нагретых обмотке и зоне невозможно. Очевидно, что подобная схема действий
имеет в основном теоретический, чем практический смысл.
К сожалению, РД [14] по этому вопросу занимает индифферентную позицию. В некоторых руководствах предлагается
брать пробу из специально закладываемого на предприятииизготовителе образца изоляции, доступ к которому существенно
облегчен (образец закладывается обычно около люка; но и в
этом случае необходим подслив масла). В этой ситуации чистота
эксперимента нарушается существенной неидентичностью условий. Поэтому очевидно, что температура размещенного образца
может отличаться от температуры наиболее нагретой точки обмотки на десятки градусов и, следовательно, состояние изоляции
в этих двух местах будет существенно различным.
Более разумным представляется подход, основанный на
математическом моделировании процесса деструкции изоляции
и вычислении ее СП. Однако подобный расчет оказывается возможным при следующем условии: на протяжении всего срока
эксплуатации трансформатора известна или температура его
наиболее нагретой точки, или, по крайней мере, величина нагрузки, температуры верхних слоев масла и окружающей среды
и алгоритм работы системы охлаждения. Современные системы
мониторинга позволяют получать и сохранять подобную информацию на протяжении всего жизненного цикла оборудования.
Поэтому для недавно введенных в эксплуатацию трансформаторов, оснащенных подобными системами, расчетное определение
текущей СП изоляции затруднений не вызывает.
Однако для подавляющего большинства отечественных
трансформаторов с большим сроком службы подобную информацию для расчетов получить невозможно по понятным причинам. Ретроспективно эти данные могут быть оценены только
экспертно, что позволяет определить термический износ изоляции с большой степенью приближения. Однако на практике и
экспертная оценка бывает полезной. Например, если известно,
что нагрузка трансформатора на протяжении всего срока службы
56
составляла около 50 % номинальной, температура верхних слоев
масла на 10–20 °С была ниже допустимой, то очевидно, что после нормативного срока эксплуатации СП изоляции уменьшилась незначительно и проведение дорогостоящих процедур для
подтверждения этого факта не имеет смысла. Вообще, возникает
ощущение, что оценка состояния изоляции по СП будет в дальнейшем развиваться больше в расчетном, чем экспериментальном плане.
2.3.2. Косвенные методы оценки состояния
целлюлозной изоляции
Наименее затратными из таких методов являются методы,
основанные на анализе продуктов деструкции изоляции, содержащихся в масле: определение содержания фурановых соединений, состава растворенных газов, состава механических примесей и т.п.
Интерес к оценке содержания фурановых соединений
весьма устойчив, поэтому рассмотрим этот аспект подробнее.
Доказано, что фурановые соединения являются продуктом
деградации целлюлозы и, будучи растворимыми в масле, могут
быть измерены и служить мерой деградации изоляции. Обычно
измеряют следующие фурановые производные:
- фурфуральдегид или фурфурол (2 FAL);
- гидроксиметилфуран (5 MEF);
- фуриловый спирт (2 FAL);
- ацетилфуран (2 FAL);
- метилэтилфуран (5MEF).
Скорость образования фурановых производных весьма мала на начальных стадиях старения и значительно увеличивается
при достижении предельного износа.
Фураны неустойчивы и быстро разлагаются под действием
температуры и кислых сред. Наиболее устойчивым производным
57
является фурфуральдегид (2 FAL), значения которого в основном используются для оценки состояния изоляции.
Качественную связь 2 FAL и СП характеризует следующая
зависимость (рис. 2.4).
Рис. 2.4. Влияние старения целлюлозы на образование фуранов
Количественные соотношения 2 FAL и СП зависят от массы состаренной изоляции и массы масла. Для усредненной оценки применяют корреляционные зависимости. В качестве примера
приведем выражение, известное под названием аппроксимации
Чендонга [31]:
Lg[2FAL]=1,5-0,0035·СП.
Предельный износ (СП=200) по данной формуле соответствует значению 2 FAL=6,3 мг/кг. Последние исследования
СИГРЭ показывают, что предельный износ наступает уже при 3–
4 мг/кг 2 FAL. Общей является рекомендация уделять специальное внимание оборудованию, в котором обнаружено свыше
1 мг/кг фурфуральдегида.
58
Опыт ОАО «Свердловэлектроремонт» показывает, что во
всех трансформаторах с аномально большим содержанием фурановых соединений СП бумажной изоляции была близка к предельным значениям, а при небольшом содержании фурановых
соединений ни разу не было зафиксировано значение СП, приближающееся к предельному [7]. Отечественные нормы по фуранам в 10–15 мг/кг считаются предельными значениями, соответствующими снижению СП до 250 единиц. Однако в ряде
энергосистем России (Ленэнерго, Свердловэнерго) граничным
принято содержание фурановых соединений 1–5 мг/кг, в Мосэнерго – 2 мг/кг, Красноярскэнерго – 1–1,5 мг/кг.
Внеочередные отборы проб масла на фурановые соединения проводят в следующих случаях:
- кислотное число более 0,1 мг КОН/г масла;
- СО и СО2 выше нормы;
- срок эксплуатации трансформатора более 25 лет.
В то же время следует отметить, что количество фурановых соединений зависит от того, когда заменили масло в оборудовании, а силикагель – в термосифонных фильтрах. В течение
нескольких первых месяцев после проведения подобных мероприятий содержание фуранов в масле может упасть на порядок,
поскольку они являются лабильными соединениями и разлагаются в кислой среде с образованием продуктов нефуранового
типа. К тому же при наличии термосифонного фильтра фурановые соединения адсорбируются и распадаются из-за кислой среды на силикагеле. Поэтому делать заключение о старении изоляции на основе содержания фурановых соединений можно только
после наступления динамического равновесия между процессами выделения фуранов и поглощения их сорбентами.
В некоторых публикациях дается рекомендация, что для
оценки старения твердой изоляции по данным 2 FAL фильтры
должны быть перекрыты на несколько недель. Кроме того, пробу
масла для измерения фурановых производных желательно отбирать при наибольшей температуре и, соответственно, наибольшей нагрузке трансформатора.
59
В целом можно подытожить, что отсутствие фурановых
соединений в масле не всегда является свидетельством удовлетворительного состояния бумажной изоляции, но их повышенное содержание однозначно свидетельствует либо о старении
целлюлозы, либо о неисправностях в системе непрерывной регенерации масла.
Видимо, последнее обстоятельство и является причиной
утверждения некоторых авторов, что наличие в масле фурановых
соединений не отражает динамику деградации целлюлозной изоляции, в связи с чем диагностическая ценность данного показателя может рассматриваться как случайная [9].
Кроме того, при оценке степени старения изоляции в качестве косвенных показателей можно использовать данные о диэлектрических характеристиках изоляции и масла. Однако, по
мнению многих специалистов, измерения характеристик изоляции при относительно низких значениях температуры, что допускается в [14], часто приводят к получению некорректного результата.
И наконец, содержание в масле CO и СО2 также свидетельствует о состоянии твердой изоляции (рис. 2.5). В зарубежной
практике значение суммы СО и СО2, растворенных в масле, более 1 % также считается характерным признаком старения целлюлозной изоляции.
60
Рис. 2.5. Выделение окиси (а) и двуокиси (б) углерода
при температурном старении целлюлозной изоляции
2.4. Масло как диагностическая среда
Трансформаторное масло в силовом трансформаторе выполняет две очевидных функции: изолирующую и охлаждающую. Кроме того, масло способствует гашению электрической
дуги. И еще, масло является важнейшей информационной средой, в которой сосредоточены сведения о разнообразных процессах, происходящих в трансформаторе. Состояние масла изменяется в зависимости от режима работы трансформатора вследствие миграций влаги, продуктов старения и загрязнения между
61
маслом и твердой изоляцией под действием температуры, электрического поля и сил гравитации. Состояние масла оценивается
по результатам испытаний проб масла, отобранных с учетом режима работы и температуры трансформатора при необходимости
и возможности из нескольких точек.
На исключительную роль масла в вопросах диагностики
неоднократно обращалось внимание в работах специалистов
компании «ЗТЗ-Сервис» [8, 32]. По экспертным оценкам анализ
масла позволяет выявить около 70 % возможных дефектов в
трансформаторах.
2.4.1. Виды трансформаторных масел
Трансформаторные масла можно разбить на четыре группы:
1) ТКп (по ТУ от 1993 г.), ТСп, ТАп;
2) Т-1500, Т-750, ТКп (по ТУ от 1981 г.);
3) СА, ВГ, Nytro11GX, Techol2000;
4) ГК, Nytro10X, NesteTrafo10X.
Если принять период окисления масел первой группы за 1,
то для второй он продолжительнее в 2–3 раза, для третьей – в 4,5
раза, а для четвертой – в 7–11 раз. Таким образом, при одинаковых условиях эксплуатации срок службы масел четвертой группы будет значительно большим, чем для первой.
Металлы, находящиеся в постоянном контакте с маслом,
ускоряют процесс его окисления. Из всех металлов наибольшей
окисляемостью обладают медь и ее сплавы. В среде масла поверхности металлов подвержены коррозии, химические продукты, появляющиеся при этом, ускоряют дальнейшее окисления
масла.
Повышение температуры и усиление электрического поля
заметно влияют на окисляемость трансформаторных масел и
увеличивают количество выделяемого шлама, причем в конструкциях без принудительного движения масла, особенно в маслонаполненных вводах, под одновременным воздействием температуры и электрического поля масло стареет интенсивнее.
62
Практика показала, что применение противоокислительных присадок в масле увеличивает сопротивляемость масел к
процессу окисления, тем самым повышается их срок службы в
действующем трансформаторе.
В качестве присадки широкое применение получил ионол,
который не извлекается из масла такими адсорбентами, как силикагель и алюмогель. Следовательно, трансформаторное масло
с этой присадкой можно эффективно использовать в трансформаторах, снабженных термосифонными фильтрами. Ионол легко
растворяется в масле в значительных концентрациях, не влияет
на газостойкость масел в электрическом поле и на интенсивность
частичных разрядов, совместим с материалами конструкции
трансформатора. Ионол добавляют в масло в количестве 0,2–0,5
%. При снижении концентрации ионола ниже 0,1% он перестает
работать как ингибитор окисления, а становится инициатором,
т.е. начинается процесс интенсивного старения масла.
Масла марок ГК и ВГ получают в процессе гидрокрекинга
и каталитической депарафинизации из западно-сибирских нефтей, масла Nytro11GX, Nytro10X – глубокой гидроочистки из
нафтеновых венесуэльских нефтей.
Масло марки ГК имеет низкую газостойкость, на что необходимо обращать внимание при оценке состояния оборудования.
2.4.2. Характеристики трансформаторных масел
Основные физико-химические характеристики трансформаторного масла, контролируемые в эксплуатации и перед заливкой в электрооборудование, можно условно разбить на две
большие группы.
К первой группе характеристик, которые измеряются интегрально для всего объема масла вне зависимости от его качественного состава, следует отнести:
- пробивное напряжение, которое считается основной
электроизоляционной характеристикой масла (ГОСТ 6581–71.
Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электриче-
63
ских испытаний);
- кислотное число и содержание водорастворимых кислот
и щелочей, определяющие устойчивость химических и электрофизических показателей состояния масла (ГОСТ 5985–79. Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа и ГОСТ 6307–75. Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей);
- тангенс угла диэлектрических потерь, характеризующий
наличие в масле полярных соединений, а также органических и
неорганических ионов (ГОСТ 6581–71);
- содержание механических примесей, которые в зависимости от размеров и состава оказывают влияние на уровень пробивного напряжения (РД 34.43.202. Масла трансформаторные.
Методика определения содержания механических примесей);
- температура вспышки масла в закрытом тигле, характеризующая степень деструкции масла с образованием легких продуктов (ГОСТ 6256–75. Нефтепродукты. Метод определения
температуры вспышки в закрытом тигле);
- цвет масла, определяющий интенсивность образования
высокомолекулярных соединений (ГОСТ 20284–74. Нефтепродукты. Метод определения цвета на колориметре ЦНТ);
- оптическая плотность, которая пропорциональна содержанию различных продуктов деструкции масла (ГОСТ 119296–
73. Масла нефтяные. Фотоэлектроколориметрический метод определения натровой пробы);
- коэффициент поверхностного натяжения, характеризующий содержание в масле поверхностно-активных полярных веществ (РД 34.43.205–95. Масла нефтяные трансформаторные.
Экспресс-метод определения поверхностного натяжения масел
на границе с водой);
- температура застывания, которая зависит от наличия в
масле тяжелых парафиновых углеводородов (ГОСТ 20287–92.
Нефтепродукты. Метод определения температуры застывания);
- стабильность против окисления, определяющая способность масла сдерживать термоокислительные процессы в нем
64
(ГОСТ 981–75. Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления);
- содержание серы, которое характеризует коррозионную
инертность масла (ГОСТ 19121–73. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе);
- содержание растворимого шлама, определяющее степень
термоокислительной деструкции масла с образованием высокомолекулярных продуктов (РД 34.43.105–89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел).
Ко второй группе относятся характеристики трансформаторного масла, требующие количественного определения содержания его индивидуальных компонентов:
- концентрации газов (метан, этан, этилен, ацетилен, водород, оксид и диоксид углерода), образование которых может
свидетельствовать о термических и электрических дефектах в
электрооборудовании [34];
- содержание воды в масле (влагосодержание), стимулирующее термоокислительные процессы в оборудовании (РД
34.43.107–95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле);
- общее газосодержание масла, определяющее герметичность электрооборудования (РД 34.43.107–95);
- содержание антиокислительной присадки ионол, характеризующее способность масла сдерживать термоокислительные
процессы в изоляции (РД 34.43.105–89 и РД 34.43.208–95. Методика количественного химического анализа. Определение содержания присадок в энергетических маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии);
- содержание фурановых производных, характеризующее
степень полимеризации целлюлозной изоляции (РД 34.43.206–
94. Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных
маслах методом жидкостной хроматографии).
Кроме того, существует ряд физико-химических характеристик, которые рассматриваются только при приемке масел и
позволяют, наряду с другими характеристиками, идентифициро-
65
вать поступивший нефтепродукт как трансформаторное масло. К
ним относятся:
- вязкость кинематическая (ГОСТ 33–82. Нефтепродукты.
Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости);
- зольность (ГОСТ 1461–75. Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности);
- прозрачность (ГОСТ 982–80. Масла трансформаторные.
Технические условия);
- испытание коррозионного воздействия на пластинки из
меди (ГОСТ 2917–76. Масла и присадки. Метод определения
коррозионного воздействия на металлы);
- плотность при 20 °С (ГОСТ 3900–85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности);
- внешний вид.
2.4.3. Примеры диагностической ценности масла
Наиболее эффективным средством выявления аномалий в
маслонаполненном оборудовании является анализ продуктов деградации материалов. Так, например, пиролиз масла из-за перегрева металлических деталей сопровождается не только выделением характерных газов, но и образованием углерода, металлических частиц, а также жидких специфических материалов. Наиболее опасными для изоляции являются проводящие частицы
(углерод, влажные волокна и т.д.). Известны случаи повреждения трансформаторов, причиной которых явилось загрязнение
масла твердыми частицами. Степень опасности определяется
количеством частиц, их размером и природой. Главными источниками образования частиц являются системы охлаждения, особенно дефекты в маслонасосах.
Влияние влажности и механических примесей на электрическую прочность масла приведено на рис. 2.6 и в табл. 2.1.
66
Рис. 2.6. Влияние влажности на электрическую прочность масла
Таблица 2.1. Влияние влажности и механических примесей
на электрическую прочность масла
Содержание механических
примесей, г/т
Электрическая прочность, кВ,
при влагосодержании
20 %
40 %
60 %
0,5
80
75
60
50
60
40
20
Изучение механических примесей и других продуктов деградации, в том числе морфологии частиц, представляет существенную диагностическую ценность.
Снижение температуры вспышки и увеличение кислотного
числа трансформаторного масла указывают на его разложение в
результате чрезмерного местного нагрева. Снижение электрической прочности и повышение тангенса угла диэлектрических
67
потерь свидетельствуют об увлажнении всей изоляции трансформатора.
Концентрация в масле кислых и окисленных продуктов
старения бумажно-масляной изоляции, являющихся катализаторами шламообразования, характеризуется, в целом, кислотным
числом. Предельно допустимое значение данного показателя составляет 0,25 мг КОН/г. Следует отметить, что значение показателя кислотного числа 0,03 мг КОН/г рекомендовано МЭК для
свежих трансформаторных масел. Для свежих отечественных
трансформаторных масел этот показатель лежит в пределах 0,01–
0,02 мг КОН/г в зависимости от марки масла.
В [33] для кислотного числа предлагается официально ввести новую норму (КОН=0,05 мг/г) как предельно допустимого
значения КОН для оценки технического состояния оборудования
и руководствоваться ею в работе. Считается, что такой подход
позволит замедлить процесс деградации изоляции на ранней стадии. При использовании предложенной нормы в первые 2–3 года
довольно значительное число трансформаторов (около 5%) потребуют восстановления масла, но постепенно это число будет
уменьшаться.
При снижении температуры от +10 до -20 градусов электрическая прочность увлажненного масла уменьшается более
чем в два раза. Такая температура масла может быть при включении оборудования под напряжение после перерывов в эксплуатации в зимних условиях и в оборудовании, не обеспечивающем соответствующего нагрева масла в рабочем режиме, например в трансформаторе с низким коэффициентом загрузки.
Последние годы в зарубежной практике усиленно внедряется непрерывная обработка масла в работающих трансформаторах, поддерживающая его высокие диэлектрические свойства.
Это может значительно продлить срок службы трансформаторов.
Сушка трансформаторного масла с лихвой окупается продлением срока службы изоляции вдвое или даже больше. Считается,
что при постоянном отборе влаги из изоляции трансформатор
может быть перегрет примерно на 10 °С без снижения надежности.
68
В трансформаторах, в которых масло соприкасается с воздухом, происходит постоянное насыщение масла газом (воздухом). Различные газы имеют разную растворимость в масле. Растворимость большинства газов прямо пропорциональна температуре и давлению, поэтому при резком снижении температуры
масла возможно выделение свободного газа в нем.
В табл. 2.2 приведены показатели растворимости (насыщающие значения) газов в масле при температуре 25 °С и давлении 740 мм рт. ст.
Таблица 2.2. Показатели растворимости газов в масле
Газ
Объем, %
10,0
Воздух
Азот чистый
8,56
Кислород чистый
15,92
Азот из воздуха
6,98
Кислород из воздуха
3,02
При снижении температуры или давления насыщающие
значения уменьшаются и часть газов может образовать воздушную эмульсию.
Однако особую опасность может представлять насыщенное состояние масла влагой и газом, когда под воздействием резкого изменения температуры и атмосферного давления в масле
могут возникать мельчайшие пузырьки влаги и газа, которые
движением масла и под воздействием электрического поля могут
концентрироваться в наиболее напряженных местах изоляции.
2.4.4. Роль селикогелевых фильтров
При плановой замене силикагеля в фильтрах, которыми
оснащены отечественные трансформаторы, концентрация в масле кислых и окисленных продуктов деградации бумажной изоляции и масла достаточно мала и можно считать, что при оптимальной работе фильтров в трансформаторном масле поддерживается постоянно низкая концентрация катализаторов шламооб69
разования, а деструкция бумажной изоляции и, следовательно,
дегидратация (выделение воды) минимальны.
Силовые трансформаторы зарубежного производства в
своей массе не оборудованы системой непрерывно действующих
фильтров. Для масла таких трансформаторов применяются технологии периодической очистки масла сорбентами полярных
соединений. При длительной эксплуатации этих трансформаторов показатель кислотного числа масла может достигать значений 0,15–0,35 мг КОН/г. Так, для 247 трансформаторов электроэнергетических систем Норвегии и Швеции этот показатель в
среднем составил 0,157 мг КОН/г, а в единичных случаях для
трансформаторов, эксплуатируемых в Германии, он достигал
значения 0,35 мг КОН/г.
Очевидно, что такие показатели кислотного числа масла
зарубежных трансформаторов превышают нормированное у нас,
а в ряде случаев и предельно допустимое значения.
В процессе периодической сорбционной очистки масла
длительно эксплуатируемых зарубежных трансформаторов значение кислотного числа снижается примерно до 0,009 мг КОН/г.
Однако при дальнейшей эксплуатации трансформаторов данный
показатель сравнительно быстро возрастает в 2–3 раза. Этот эффект связан с десорбцией кислых и окисленных продуктов старения масла и бумажной изоляции из обмотки за счет сил диффузии, возникающих вследствие большой разности концентраций продуктов старения в твердой изоляции и в масле. При этом
основная масса полярных продуктов старения при отсутствии
системы постоянно действующих фильтров сорбируется в обмотке и не извлекается из нее при периодической очистке масла.
Таким образом, подчеркнем еще раз, что непрерывно действующая система фильтров очистки масла в отечественных
трансформаторах способствует замедлению процессов деградации бумажной изоляции и масла и препятствует процессу шламообразования за счет поддержания в масле вплоть до исчерпания ресурса изоляции постоянно низкой концентрации катализаторов – полярных продуктов деградации масла и бумажной изоляции.
70
Трансформаторы с силикагелевой защитой не защищены
от пересыщения масла воздухом. Это же следует сказать о
трансформаторах с азотной защитой, поскольку они также находятся в условиях равновесного растворения газа в масле при атмосферном давлении.
Трансформаторы с пленочной защитой после заливки маслом имеют содержание воздуха 0,5–2,5 %, а в эксплуатации – 3–
5 %, что безопасно с точки зрения возможности пересыщения
масла воздухом.
Пересыщение масла воздухом или азотом при понижении
температуры после отключения способствует началу ползущего
разряда в маслобарьерной изоляции.
Пересыщающий масло газ может выделиться в виде пузырьков, ослабляющих маслобарьерную изоляцию, при отключении маслонасосов системы охлаждения.
Следует принимать меры для поддержки повышенной
температуры разгруженного трансформатора, например, после
отключения генераторов оставлять трансформатор под напряжением на холостом ходу.
2.5. Классификация дефектов
Классификация дефектов необходима по разным причинам. Главное, чтобы специалисты, занимающиеся диагностикой,
имели единый «язык» для выработки решения и чтобы автоматизированная система диагностики могла получить результат из
заранее сформированного множества альтернатив.
Подход к классификации дефектов в ТС может производиться различными способами, каждый из которых имеет как
определенные преимущества, так и недостатки. Это значит, что
создать универсальную и одинаково эффективную для различных приложений классификацию подобных явлений вряд ли
возможно.
71
Рассмотрим различные подходы к классификации дефектов в силовых трансформаторах. Для начала отметим, что в этих
объектах дефекты могут различаться по следующим признакам:
- по выходу энергии: например, слабые электрические
разряды, средней интенсивности, дуга и т.д.
- по времени развития: они могут быть внезапными, вялотекущими и, естественно, занимать по продолжительности развития промежуточное положение;
- месту проявления: торцевые катушки обмотки НН, нижняя ярмовая балка магнитопровода и т.д.;
- функциональному принципу: поля рассеяния, циркулирующие токи и т.п.;
- отклонениям характеристик материалов от нормированных значений и нарушениям технологических процессов: наличие заусенцов в листах электротехнической стали, нарушение
геометрических размеров охлаждающих каналов обмоток, ошибки при выполнении транспозиции обмоток и т.д.;
- просчетам в проектировании: неадекватность теплового
расчета обмоток, неучет влияния полей рассеяния при определении добавочных полей и т.д.;
- проявлениям процессов старения: окисления масла, образование шлама в масле и т.д.
Одной из первых публикаций, содержащих классификацию дефектов в силовых трансформаторах, является руководящий документ [20]. По существу, все дефекты здесь делятся на
две группы: тепловые и электрические (рис. 2.7), что, конечно,
не исчерпывает всего многообразия возможных повреждений в
трансформаторе.
В [27] предлагается достаточно логичная схема классификации дефектов трансформаторов (рис. 2.8). Однако в качестве
недостатков здесь можно отметить следующее:
- не просматривается привязка повреждений к конкретным
конструктивным элементам трансформатора;
- при подобной классификации дефектов затруднено использование РД [20].
72
Рис. 2.7. Классификация дефектов по [20]
Наконец, в [29] дается своя классификация дефектов
(рис. 2.9), которая представляется логически менее обоснованной по следующим соображениям:
- расплывчат термин «твердая изоляция»; в трансформаторе, как известно, изоляция разделяется на главную и продольную; первая – обеспечивает изоляцию между обмотками, магнитной системой и баком, вторая – исключает электрические замыкания внутри каждой обмотки;
- дефекты в значительной мере дублируются для каждой
конструктивной системы трансформатора.
Ниже предлагается альтернативная система классификации дефектов в силовых трансформаторах (рис. 2.10), в которой
сделана попытка исключить отмеченные выше недостатки и
обеспечить последовательное уточнение и локализацию дефекта
по естественному принципу «от общего к частному» [28]. Данный подход к классификации имеет следующие особенности:
73
- разделены аномальные процессы, вызывающие дефект, и
конструктивные элементы трансформатора; диагностирование
начинается с констатации факта наличия аномального процесса
во всем объекте (круг большого радиуса на рис. 2.10) и продолжается в направлении детализации характера процесса, конкретизации места дефекта или того и другого одновременно (последовательный переход к кругам меньшего радиуса, что иллюстрирует стрелка 1);
- аномальные процессы представляют собой неконтролируемый выход энергии разной природы, причем предполагается,
что перемещение на третьем уровне структуризации слева направо в пределах каждого вида процесса сопровождается более
значительным выходом энергии и, следовательно, соответствует
большему дефекту (стрелка 2);
- детализация и характера аномального процесса, и места
возникновения дефекта может быть сколь угодно подробной;
- «информационное поле», получаемое в результате пересечения вертикальных и горизонтальных линий (рис. 2.10), является весьма насыщенным; во-первых, некоторые точки пересечения изначально блокируются (показаны крестиком), что сразу
исключает их из анализа, поскольку подобное пересечение не
имеет физического смысла; во-вторых, в рамках этого поля потенциально существуют подмножества точек, соответствующих
этапам эволюции различных физических процессов, что открывает определенные перспективы для прогнозирования развития
дефектов; в-третьих, на этом поле может быть отражено влияние
различных аномальных процессов друг на друга и т.д.
Предложенная классификация имеет очевидный недостаток, а именно громоздкость, поэтому она легла в основу создания облегченной классификации (рис. 2.11), которая в ряде случаев оказывается достаточной для оценки состояния трансформатора на первом этапе диагностирования.
74
75
Рис. 2.8. Классификация дефектов по [27]
76
Рис. 2.9. Классификация дефектов по [29]
Рис. 2.10. Возможный подход к классификации дефектов
77
78
Рис. 2.11. Упрощенная классификация дефектов
2.6. Особенности и модели дефектов
Одни дефекты в силовых трансформаторах, например связанные со старением, носят детерминированный характер, другие, например частичные разряды – стохастический. Последние
только случайно можно обнаружить при одноразовом диагностировании. При появлении стохастических дефектов общий
процесс старения ТС ускоряется.
Развитие дефекта в силовом трансформаторе, как правило,
происходит постепенно и представляет процесс многоэтапный
[30]. Каждое звено этого процесса имеет свои характеристики,
которые в идеале с точки зрения задач диагностики желательно
знать. При этом отдельные этапы могут принадлежать одной из
следующих стадий:
- инициирующей;
- обратимой;
- необратимой;
- финальной (отказ, авария и т.д.).
Выше уже вводилось понятие ключевого дефекта (КД),
которое здесь можно конкретизировать следующим образом:
- это этап, соответствующий необратимой стадии процесса
и являющийся общим звеном в нескольких альтернативных цепочках развития дефектов;
- все подобные цепочки, содержащие КД, заканчиваются
отказом ТС.
При появлении дефекта сложным является определение
продолжительности работоспособности действующего трансформатора, т.е. решение вопроса о его эксплуатации до принятия
мер. Так, например, трансформатор с ухудшенными из-за увлажнения характеристиками изоляции является неисправным, но
может оставаться некоторое время работоспособным. Если за это
время неисправность устраняется, например, путем осушки масла и изоляции с помощью термосифонных фильтров в процессе
работы трансформатора, то он вновь оказывается и исправным, и
работоспособным.
79
Вообще большая часть дефектов связана с обратимыми
изменениями состояния изоляционной системы вследствие ее
увлажнения, загрязнения примесями, газонасыщения материалов, старения масла, деградации поверхности изоляции вследствие адсорбции агрессивных продуктов старения масла, влаги и
отложения примесей. Удаления влаги, дегазация, а также регенерация масла и изоляции с удалением адсорбированных продуктов старения являются наиболее эффективными методами реального продления срока службы изоляционной системы трансформатора, в частности восстановлением исходных запасов электрической прочности. Практически все эти мероприятия могут быть
осуществлены без вывода трансформатора в ремонт.
В то же время, вследствие взаимосвязи между элементами
конструкции, дефект одного элемента, менее опасный, вызовет
не только изменение состояния его самого, но и значительное
ухудшение состояния соприкасающегося с ним более важного
элемента, что может привести к отказу трансформатора. Следовательно, при диагностировании желательно различать «вторичные» повреждения, развивающиеся как следствие первоначальных дефектов.
Разные по своей сути дефекты могут иметь одинаковые
проявления (диагностические признаки). Так, небольшое газовыделение из-за плохого состояния контактов переключающего
устройства может быстро привести к серьезной аварии.
В то же время сильное газовыделение из-за нарушения
изоляции активной части от дна бака может быть допущено в
течение длительного времени.
На рис. 2.12 приведена возможная схема развития дефекта в
трансформаторе, где этап, соответствующий КД, носит название
«Неплотное крепление обмотки». Нередко, и это, по-видимому,
правильно, наименование КД дает название всей дефектной цепочке.
80
Рис. 2.12. Схема развития КД «Неплотное крепление обмоток»
К сожалению, в актах расследования отказов и аварий
описывается лишь последняя стадия процесса, приведшая к
аварии. Использование таких данных при разработке систем диагностирования малоэффективно. Создание отчетных документов по ремонту и расследованию отказов трансформатора
с использованием типовых схем развития КД и их статистическая обработка могли бы способствовать разработке эффективной системы диагностики трансформаторов и других ТС.
Механизм развития отказа маслонаполненного ввода рассмотрен на примере развития КД «Ухудшение свойств масла»
(рис. 2.13).
81
Рис. 2.13. Схема развития дефекта при отказе маслонаполненного ввода
Повреждения вводов особо опасны и связаны часто с полным разрушением не только ввода, но и со значительным повреждением самого трансформатора. Такое повреждение трансформатора, как правило, сопровождается пожаром. Если быстродействующий выключатель отключит повреждение в пределах 60–
80 мс, тяжелое повреждение с разрывом бака может быть предотвращено. Большинство трансформаторных баков могут противостоять давлению в течение достаточно короткого времени,
да и при этом баки должны быть усилены.
Приведенные схемы представляют самый простой уровень
моделирования развития дефектов. Более удобным является подход на основе использования так называемых деревьев событий
типа «И–ИЛИ».
На рис. 2.14 приведено дерево отказа, полученное в результате анализа причин и вызываемых ими следствий, приводящих к витковым замыканиям.
82
Причины появления витковых замыканий обмоток могут
быть разными. Ослабление изоляции витка катушки вызывают
дефект провода, деформация катушек под действием токов КЗ,
недостаточная толщина витковой изоляции при повреждении
поверхности медной жилы проводника, недопустимые электрические и тепловые воздействия, увлажнение и загрязнение изоляции. При совместном воздействии этих факторов вероятность
появления витковых замыканий значительно возрастает. Под
воздействием вибрации и распрессовки обмотки с течением времени также возможно появление витковых замыканий.
На рис. 2.15–2.18 приведены модели развития наиболее
характерных дефектов в силовом трансформаторе.
В период освоения трансформаторов высоких классов напряжений (330 кВ и выше) как отечественная, так и зарубежная
практика столкнулась с большим количеством повреждений
трансформаторов, изоляция которых была поражена специфическими разрядами, получившими название «ползущих». Это
обугленные дорожки, ветвящиеся как вдоль поверхности картона, так и между слоями в глубине изоляции, преимущественно
по направлению оси обмотки. Обугленные дорожки такого разряда имели пониженное по сравнению со «здоровыми» участками поверхности изоляции электрическое сопротивление. Вследствие этого по поврежденному таким разрядом участку изоляции
через некоторое время происходил пробой на заземленные элементы конструкции трансформатора. В ряде случаев объем повреждений трансформатора был значительным.
Контроль частичных разрядов прослушиванием не давал
гарантию того, что все случаи разрядов будут обнаружены при
испытании. По этой причине в тот период трансформаторостроения в эксплуатацию попадали трансформаторы с ослабленной частичными разрядами (ЧР) изоляцией. Расследование причин повреждения трансформаторов, лабораторные исследования
определили факторы, влияющие на снижение электрической
прочности изоляции. Обеспечение надлежащего запаса электрической прочности изоляции трансформаторов было достигнуто
путем:
83
- разработки надежных методов контроля ЧР при испытании на стендах заводов-изготовителей;
- выравнивания радиального электрического поля с помощью изменения конструкции изоляционных деталей как между
фазами, так и относительно бака и заземленных частей;
- усиления защиты изоляции от увлажнения в эксплуатации и повышения качества сушки на заводе;
- устранения неровности поверхности при изготовлении
обмоток и применения у некоторых трансформаторов скальпированного провода;
- снятия неровностей и дефектов с поверхности голого
провода перед наложением витковой изоляции;
- применения качественных масел марок Т750 и Т1500 и
качественного изоляционного картона;
- термовакуумной обработки обмоток.
Благодаря этим мерам было значительно снижено количество поврежденных трансформаторов в эксплуатации по причине появления ползучего разряда. Однако вероятность подобного
повреждения трансформаторов высокого напряжения (330 кВ и
выше) в эксплуатации существует.
К числу причин, способных привести к появлению недопустимого уровня ЧР, следует отнести:
- перенапряжения при работе трансформатора;
- газовыделение вследствие местных перегревов масла или
твердой изоляции;
- недостаточную газостойкость масла;
- попадание в трансформатор механических примесей и
газовых включений, ослабляющих электрическую прочность
изоляции;
- применение некачественного обмоточного провода;
- деформацию обмоток при воздействии токов КЗ.
При деформации появляется сдвиг элементов конструкции
обмоток и главной изоляции, приводящий к появлению недопустимых местных напряженностей электрического поля, эквивалентных тем, которые возникают при недопустимых перенапряжениях.
84
85
Рис. 2.14. Дерево отказа «Витковое замыкание»
86
Рис. 2.15. Дерево отказа «Дуговой разряд между отводом и стенкой бака»
87
Рис. 2.16. Дерево отказа «Перегрев стали магнитопровода»
88
Рис. 2.17. Дерево отказа «Замыкание витков обмотки через прогоревший изоляционный барьер»
89
Рис. 2.18. Наведение высоких потенциалов на нетоковедущих металлических деталях:
а – нагрев и искрение; б – короткозамкнутый виток
2.7. Контрольные и защитные устройства
Силовые трансформаторы как объекты техносферы эксплуатируются в электроэнергетике более ста лет. За этот период они были оснащены набором контрольных и защитных
устройств, который сегодня рассматриваются как традиционный и обязательный комплект, обеспечивающий определенный уровень надежности. Считается, что работа трансформатора без таких устройств невозможна. Кратко рассмотрим эти
устройства [4].
Маслоуказатель, устанавливаемый на расширителе, позволяет проверить уровень масла при заливке (сливе) масла,
в процессе эксплуатации контролировать уровень масла, а
также в случае необходимости регулировать объем масла в
трансформаторе.
Термометрический сигнализатор (манометрический
термометр) устанавливается на крышке бака и обеспечивает
контроль температуры масла в верхних слоях, где оно, как
правило, наиболее нагрето. Корпус термосигнализатора со
шкалой и стрелкой, указывающей температуру, устанавливают
на баке с внешней стороны на высоте, удобной для наблюдения.
Термометрический сигнализатор снабжен контактами, замыкающими сигнальную цепь при достижении определенной заданной температуры. На мощных трансформаторах устанавливают два термосигнализатора. Один из них используют для контроля температуры масла, а второй – для автоматического
управления системой охлаждения.
Газовое реле предназначено для своевременного предупреждения сигналом или отключением трансформатора при
внутренних повреждениях активной части, сопровождающихся
разложением масла и изоляционных материалов и соответственно газовыделением, а также сигнализирует при течи масла
из трансформатора. Выделяемые при развитии дефекта газы
поднимаются к крышке трансформатора. Для ориентации газа к
газовому реле патрубок, соединяющий крышку бака и расширитель, имеет уклон. При установке трансформатора на фун-
90
даменте также предусматривается небольшой уклон. Тем самым обеспечивается направленное движение газа к газовому реле.
При значительных внутренних повреждениях, связанных с
интенсивным газовыделением, в баке трансформатора создаются повышенное давление и значительные перетоки газа через
газовое реле, что приводит к его срабатыванию на отключение. При незначительных повреждениях газы постепенно
скапливаются в газовом реле, что приводит к его срабатыванию
на сигнал. Газовая защита является достаточно чувствительной
и универсальной защитой трансформатора, но уступающей
дифференциальной защите по быстродействию при внутренних повреждениях. Она реагирует на такие опасные повреждения, как витковые замыкания обмоток, на которые не реагируют другие виды защит. В эксплуатации встречаются различные конструктивные исполнения газового реле: поплавковые,
лопастные и чашечные.
Струйное и реле давления используются, как правило, для
защиты устройств РПН, размещаемого в отдельном баке, вне
основного бака трансформатора. В некоторых старых конструкциях РПН в качестве струйного использовано газовое реле, но это нежелательно, так как нормальная работа контактора
этих устройств сопряжена с выделением газа. Струйное реле
обеспечивает контроль за циркуляцией масла в маслоохладителе и является прибором как индикаторным, так и сигнальным.
Манометры предназначаются для контроля за перепадом
давления воды и масла в охладителе масловодяной системы
охлаждения, а также для фиксации давления в герметичных
вводах. Манометры в системе охлаждения устанавливаются
на входных и выходных патрубках охладителя. В маслонаполненных вводах манометры устанавливаются вблизи фланца
ввода или выводятся на отдельную стойку вблизи бака, чтобы
исключить нежелательное действие вибрации.
109
2.8. Классификация методов оценки состояния
силовых трансформаторов
Существуют разные подходы к классификации методов
оценки состояния трансформаторов. Рассмотрим некоторые из
них:
1. Методы непрерывного контроля за отдельными параметрами трансформатора, например превышение температуры
верхних слоев масла.
2. Методы непрерывного контроля состояния функционирующего объекта: релейная защита, газовое реле и т.д.
3. Методы контроля за выработкой ресурса трансформатора: счетчик числа переключения РПН, датчик перенапряжений и др.
4. Методы определения технического состояния трансформатора без отключения от сети.
5. Методы определения технического состояния с отключением от сети.
Первые три группы методов не требуют прикосновения к
трансформатору. Методы четвертой группы предполагают прикосновение к работающему трансформатору. Методы пятой
группы предполагают расшиновку трансформатора или выведение его в ремонт.
Возможна и другая классификация методов оценки состояния трансформатора, которая, по существу, детализирует
подходы, представленные в четвертой и пятой группах (табл.
2.3).
В этой таблице содержится также оценка каждого подхода
по семи критериям и приводится итоговая оценка (по пятибалльной шкале), полученная с учетом «веса» каждого критерия. Так,
для первого подхода имеем:
ИО=0,05·2+0,15·1+0,3·2+0,15·4+0,05·4+0,1·5+0,2·2=2,55.
Из табл. 2.3 следует, что наиболее эффективным подходом
является непрерывный автоматический контроль, т.е. мониторинг оборудования.
110
По затратам на обследование
0,05
0,15
0,3
0,15
0,05
0,1
0,2
2
1
2
4
4
5
2
2,55
3
4
1
1
2
2
4
2,3
5
5
5
4
3
4
3
4,25
1
2
2
4
5
5
2
2,7
111
Итоговая оценка
По эффективности
обнаружения дефектов
Комплексное
диагностическое
обследование
По количеству элементов
обследования
Непрерывный
автоматический
(on-line)
контроль
По использованию математических
моделей
Периодический
контроль под
рабочим напряжением (on-line)
По обнаружению
быстроразвивающихся дефектов
Периодический
контроль
с выводом
контролируемого
объекта из работы (off-line)
По нарушению работы сети
Способ
диагностики
трансформаторного
оборудования
По продолжительности
проведения работ
Таблица 2.3. Классификация и оценка способов диагностики
2.9. Влияние режима работы трансформатора
на надежность
Надежность функционирования трансформатора в значительной степени зависит от задаваемых ему режимов работы. Перегрузки по току могут вызывать опасное повышение
температуры наиболее нагретых точек в изоляции, которое
если и не приведет к немедленной аварии, то может вызвать
резкое снижение ресурса и соответственно срока службы. Короткие замыкания в зоне сети, близкой к трансформатору, вызывают опасные динамические усилия в обмотках. Повышения напряжения выше номинального могут привести к
повреждениям изоляции и к перевозбуждению трансформатора, что также ведет к опасным перегревам в активной части.
Перевозбуждение магнитной системы не только вызывает
повышенный нагрев самого магнитопровода, но и способствует
повреждениям из-за местных перегревов массивных стальных
деталей, поскольку вызывает вытеснение магнитного потока из трансформаторной стали в конструкционные
стальные детали (в частности, ярмовые балки) с наведением в
них вихревых токов.
После нескольких серьезных аварий трансформаторов в
сетях Северной Америки были исследованы воздействия геомагнитных бурь, вызывающих появление в длинных воздушных линиях токов порядка сотен ампер очень низкой частоты,
которые действуют аналогично протеканию постоянного тока.
Это относится к протяженным ВЛ, ориентированным в меридиональном направлении. В первую очередь магнитные токи воздействуют на измерительные трансформаторы тока,
что ведет к массовым ложным срабатываниям релейной защиты. Однако при анализе последствий таких аварий отмечались также и местные перегревы массивных деталей и
бака силовых трансформаторов из-за перенасыщения магнитопровода при протекании по обмотке больших постоянных
токов.
112
Из сказанного понятно, что организация эксплуатационного обслуживания силовых трансформаторов оказывает непосредственное влияние на их состояние и срок службы.
2.10. Организационные вопросы
при проведении диагностики
Диагностика силовых трансформаторов должна проводиться с учетом высокой стоимости и большой сложности этих
объектов. Поэтому эта деятельность предполагает наличие высококвалифицированных специалистов и, как правило, создание
специализированной службы на предприятии. Когда вопросами
контроля оборудования занимается специально обученный персонал, который постоянно проводит отслеживание его состояния, фиксируя различные факторы, то в течение длительного
периода с минимальными эксплуатационными расходами обеспечивается эффективное функционирование оборудования и
прогнозирование его состояния.
Сложность решаемых при этом задач иллюстрирует опыт
Water Heat Run Test (WHRT), широко распространенный на
энергопредприятиях РФ. Непосредственно перед началом проведения опыта производится отбор проб масла на влагосодержание и проверяется эксплуатационная документация для определения температурного режима при прогреве трансформатора.
По условиям техники безопасности прогрев можно начинать
только после получения результатов определения влагосодержания масла. При расчетном влагосодержании твердой изоляции более 3,5 %, полученном из пробы масла, отобранного при
температуре верхних слоев масла 40–50 °С, проведение WHRT
может привести к повреждению изоляции трансформатора.
Статистика дает следующие результаты: у 20 % трансформаторов расчетное влагосодержание свыше 2,8 %. Для этих
трансформаторов обычно рекомендуется выполнять сушку в
процессе капитального ремонта. Остальным трансформаторам,
113
имевшим расчетное влагосодержание в пределах от 1,5 до 2,5 %,
рекомендуется подсушка изоляции.
Другим примером сложности рассматриваемой задачи является возможное нарушение последовательности диагностических испытаний, в результате которого может произойти повреждение трансформатора. Так, совершенно правильна такая последовательность:
1. Испытание электрической прочности масла.
2. Измерение сопротивления изоляции обмоток.
3. Определение коэффициента трансформации.
4. Проверка группы соединений обмоток.
5. Испытание электрической прочности изоляции приложенным напряжением.
6. Опыт короткого замыкания.
Ниже систематизированы основные виды испытаний маслонаполненного трансформаторного оборудования, применяемые в современной отечественной электроэнергетике.
Масло
1. Хроматографический анализ газов в масле*.
2. Хроматографический анализ газов из газового реле.
3. Испытание масла в процессе эксплуатации*:
- пробивное напряжение;
- кислотное число;
- температура вспышки в закрытом тигле;
- влагосодержание;
- содержание механических примесей;
- тангенс угла диэлектрических потерь;
- содержание водорастворимых кислот и щелочей;
- содержание антиокислителей присадки АГИДОЛ-1;
- содержание растворимого шлама;
* Испытание рекомендовано [14].
114
- газосодержание;
- содержание фурановых производных (в том числе фурфурола);
- содержание механических примесей (свыше 220 кВ).
4. Определение класса промышленной чистоты масла.
5. Инфракрасная спектроскопия масла.
Изоляция
6. Оценка влажности твердой изоляции (главной и продольной):
- по макетам изоляции, помещенным в бак*;
- по зависимости между tg δ изоляции обмоток и tg δм
масла;
- по методике IEEE.
7. Измерение сопротивления изоляции обмоток*.
8. Измерение tg δ диэлектрических потерь изоляции обмоток*.
9. Оценка состояния бумажной изоляции по наличию
фурановых соединений в масле бака*.
10. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток по
степени полимеризации*.
11. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами повышенным напряжением*.
12. Анализ токов поляризации и деполяризации изоляции
(PDC).
13. Метод восстанавливающегося напряжения (RVM).
14. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей и т.д. относительно активной стали*.
15. Испытания изоляции доступных стяжных шпилек,
бандажей и т.д. относительно активной стали*.
16. Испытание трансформатора включением на номинальное напряжение*.
17. Частичные разряды (электрический метод).
18. Акустические методы контроля ЧР.
19. Специальные измерения изоляционных характеристик
на повышенном напряжении.
115
Электромагнитные параметры
20. Измерение потерь холостого хода*.
21. Измерение сопротивления короткого замыкания*.
22. Измерение сопротивления обмоток постоянному току*.
23. Проверка коэффициента трансформации*.
24. Проверка группы соединения*.
25. Измерение индуктивности обмоток.
26. Снятие осцилограмм низковольтных импульсов.
27. Снятие частотных характеристик.
28. Ультразвуковой контроль.
29. Регистрация электромагнитных излучений.
30. Электронно-оптический контроль.
31. Метод ударных воздействий.
32. Контроль электромагнитных параметров под нагрузкой.
33. Испытания в режиме холостого хода с изменением индукции по ступеням и измерениям вибрационных и акустических характеристик.
34. Испытания в режиме короткого замыкания при номинальном токе.
Дополнительная информация
35. Измерение объема масла в расширителе при различных температурах.
36. Испытания бака на плотность*.
37. Акустическое обследование (вибродиагностика).
38. Периодические и внеочередные осмотры (визуальный
контроль).
39. Тепловизионный контроль*.
Средства защиты и контроля
40. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха*.
41. Анализ силикагеля из термосифонного фильтра.
42. Испытание трансформаторного масла (после транспортировки, при хранении, перед заливкой) *.
116
43. Проверка предохранительных устройств*.
44. Испытания изоляции цепей защитной и контрольноизмерительной аппаратуры*.
45. Проверка и испытания газового реле, реле давления и
струйного реле*.
46. Испытание встроенных трансформаторов тока*.
Система охлаждения
47. Проверка устройств охлаждения*.
48. Измерение фазных токов маслонасосов системы охлаждения и вентиляторов обдува.
49. Виброакустическое обследование маслонасосов и двигателей вентиляторов.
Вводы
50. Хроматографический анализ масла из вводов.
51. Физико-химический анализ масла из вводов*.
52. Определение фурановых производных в масле из вводов.
53. Определение влажности масла из вводов при нормальном режиме и при максимально допустимой температуре.
54. Определение класса промышленной чистоты масла из
вводов.
55. Определение наличия и количества антиокислительной присадки в масле из вводов.
56. Измерение оптической мутности масла вводов.
57. Измерение давления масла во вводах при нормальном
режиме и при максимальной температуре.
58. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц*.
59. Испытание избыточным давлением*.
60. Измерение сопротивления изоляции*.
61. Измерение tg δ и ёмкости изоляции*.
62. Тепловизионный контроль*.
63. Расчет коэффициентов запаса изоляции.
64. Расчет влажности остова вводов по измеренным значениям сопротивления и tg δ изоляции.
117
Устройство переключения под нагрузкой
65. Хроматографический анализ масла из РПН.
66. Определение пробивного напряжения масла из РПН.
67. Определение пробивного напряжения масла из контактора.
68. Измерение переходных сопротивлений контактов РПН
по специальным схемам.
69. Снятие круговой диаграммы РПН.
70. Осцилографирование работы РПН.
Дальше более подробно рассмотрены некоторые виды испытаний, применяемые при диагностике силовых трансформаторов.
2.11. Периодические и внеочередные осмотры
Осмотры – традиционная профилактическая мера поддержания работоспособности оборудования. Проведение осмотров
предполагает привлечение специально подготовленного персонала для работы в опасной, а нередко и удаленной рабочей зоне.
Их можно рассматривать как специфический вид испытаний.
Они производятся с определенной периодичностью и, в случае
необходимости, в зависимости от текущего рабочего состояния
трансформатора, а также возможных экстремальных обстоятельств. При этом специальное оборудование не применяется, а
основной акцент делается на использование органов чувств проверяющего, его внимательность и ответственность.
В процессе осмотра фиксируются:
- температура окружающей среды;
- состояние вводов (давление в герметичных вводах) и
разрядников;
- наличие посторонних предметов;
- состояние и показания контрольных и защитных устройств.
118
В ряде случаев для фиксации явления коронирования осмотр целесообразно проводить в темное время суток.
В процессе прослушивания выявляются:
- повышенные тона в равномерном гуле;
- треск разрядов;
- дребезжащие звуки.
При прослушивании целесообразно кратковременное отключение вентиляторов системы охлаждения.
Роль осмотров особенно возрастает в следующих случаях:
1) в трансформаторе ранее были выявлены отклонения от
нормальной работы;
2) трансформатор подвергся перегрузке, короткому замыканию и т.д.;
3) имели место какие-либо экстремальные воздействия
окружающей среды: землетрясения, оледенения и т.п.
В процессе данного вида испытаний выявляемые дефекты
могут быть условно разделены на две группы: практически очевидные и вероятные. Для первой группы дефектов (табл. 2.4) в
большинстве случаев имеет место тождество признака и дефекта. Для второй – связь с признаками не такая явная (табл. 2.5).
При этом разные дефекты могут сопровождаться одним признаком. Кроме того, в ряде случаев фиксируемый признак соответствует не дефекту, а нарушению в режиме эксплуатации (НРЭ).
Так, первый признак, приведенный в табл. 2.5, может
быть следствием не только дефектов, но и следующих НРЭ:
- перегрузка трансформатора;
- значительная несимметричность нагрузки фаз;
- перевозбуждение трансформатора.
Четвертый признак (табл. 2.5) может быть вызван тем,
что были нарушены сроки замены селикагеля. Одиннадцатый
признак может свидетельствовать о сквозном коротком замыкании.
119
Таблица 2.4. Очевидные дефекты
№
Признак
п/п
Дефект
1
Наличие трещин и сколов на
фарфоровых изоляторах вводов.
Течь масла
Трещины и сколы на фарфоровых
изоляторах вводов. Течь масла
2
Неправильные показания измерительных приборов
Неисправное состояние измерительных приборов
3
Течь масла во фланцевых соединениях маслопровода и сварных
швах
Нарушено состояние фланцевых
соединений и сварных швов
4
Деформация или нарушение
крепления внешних элементов
Деформация или нарушение крепления внешних элементов
5
Коронирование у изоляторов и
перегревы шин
Нарушение внешних контактных
соединений
6
Неисправное состояние разрядников
Неисправное состояние разрядников
7
Пониженный уровень масла по
маслоуказателю
Течь масла в баке или системе охлаждения
Таблица 2.5. Вероятные дефекты
№
п/п
Признак
Возможные дефекты
1
Повышенные или пониженные
тона в равномерном гуле
Ослабление прессовки магнитопровода. Ослабление болтов, крепящих
крышку бака. Дефект в активной
части
2
Потрескивания внутри бака
Дефект в активной части. Обрыв
заземления магнитопровода
3
Разрыв диафрагмы или выброс
масла из расширителя
Витковое замыкание. Междуфазное
короткое замыкание
4
Изменение цвета селикагеля
Интенсивное старение и увлажнение
масла
120
Окончание табл. 2.5
№
п/п
Признак
Возможные дефекты
5
Повышение сверхдопустимых значений
температуры верхних слоев масла
Загрязнение радиаторов
системы охлаждения.
Дефект в системе охлаждения. Дефект термической природы в активной части
6
Повышенная вибрация
Нарушение жесткой
установки трансформатора. Дефект в активной
части
7
Заметное изменение цвета масла
Дефект в активной части
8
Наличие у масла резкого запаха
Дефект термической
природы в активной
части
9
Бульканье масла
Витковое замыкание
10
Ночное свечение шин
Нарушение крепления
шин
11
Срабатывание газовой защиты на сигнал
Дефект в активной части
трансформатора. Медленное понижение уровня масла. Неисправности
цепей вторичной коммутации
12
Срабатывание газовой защиты на отключение
Дефект в активной части
трансформатора. Резкое
понижение уровня масла
13
Газ в газовом реле горит
Дефект в активной части
трансформатора
14
Газ в газовом реле имеет цвет:
- белый
-
- желтый
-
- черный
-
121
термическое разложение бумаги или
электрокартона;
термическое разложение дерева;
термическое разложение масла
Любые проводимые на объекте испытания и полученные
при этом результаты предполагают, что в последующем будут
предприняты какие-то действия, которые, как правило, могут
носить альтернативный характер. В случае положительного результата испытаний, т.е. отсутствия признаков дефектов, выдается (обычно по умолчанию) так называемая «нулевая альтернатива» (рекомендация) типа «Не делать ничего». При наличии
диагностических признаков, подтверждающих наличие дефектов, рекомендации должны носить конкретный характер.
Так, в нашем случае для первой группы дефектов (табл.
2.4) рекомендации очевидны и должны быть направлены на устранение очевидного дефекта.
Рекомендации, которые выдаются системой по предполагаемым дефектам, приведенным в табл. 2.5, можно разделить на
две группы: рекомендации, направленные на уточнение вида
дефектов; они связаны с проведением новых испытаний, по результатам которых подтверждается или отрицается факт существования предполагаемого дефекта (в табл. 2.6 это требование
повышенного внимания к объекту);
- рекомендации, которые должны уменьшить отрицательное действие предполагаемого дефекта, т.е. обеспечить работоспособное состояние объекта (табл. 2.6).
Таблица 2.6. Рекомендации по обеспечению работоспособного состояния
№ п/п
в соответствии
Рекомендации
с табл. 2.5
1
Трансформатор требует повышенного внимания в эксплуатации. Проверить крепление крышки бака
2
Трансформатор требует повышенного внимания в эксплуатации. Включить в рабочую заземляющую цепь резистор. Планировать вывод трансформатора в ремонт
3
Планировать вывод трансформатора в ремонт. Проверить систему пожаротушения
4
Заменить селикагель. Провести дегазацию масла. Заменить масло
5
Очистить радиаторы. Проверить исправность вентиляторов
системы охлаждения. Поставить в известность вышестоящее
руководство. Планировать вывод трансформатора в ремонт
122
Окончание табл. 2.6
№ п/п
в соответствии
с табл. 2.5
Рекомендации
6
Проверить установку трансформатора на катках или фундаменте
7
Поставить в известность вышестоящее руководство. Планировать вывод трансформатора в ремонт
8
Трансформатор требует повышенного внимания в эксплуатации
9
Планировать вывод трансформатора в ремонт. Поставить в известность вышестоящее руководство. Проверить систему пожаротушения
10
Проверить крепление шин, контактных соединений
11
Трансформатор требует повышенного внимания в эксплуатации. Поставить в известность вышестоящее руководство
12
Трансформатор требует повышенного внимания в эксплуатации. Поставить в известность вышестоящее руководство
13
Планировать вывод трансформатора в ремонт
14
Вывести трансформатор в ремонт
Рекомендации, связанные с выводом объекта в ремонт,
обычно требуют дополнительного подтверждения на основе
других видов испытаний.
2.12. Контроль электрических параметров
изоляционных каналов
Методы контроля электрических параметров изоляционных промежутков позволяют определить:
Rиз – сопротивление изоляции, МОм;
tg δ – тангенс угла диэлектрических потерь;
Сиз – величину емкости изоляционного промежутка, nF;
DAR – коэффициент диэлектрической абсорбции
(DAR=Rt=60/Rt=30);
123
PI – индекс поляризации, определяемый отношением сопротивлений, измеренных спустя 60 и 600 с после приложения
напряжения к промежутку (Rt=600/Rt=60);
DD – коэффициент диэлектрической абсорбции.
Физическая сущность перечисленных выше параметров
определяется одним и тем же механизмом, ответственным за
изменение величины абсорбционного тока во времени [3].
Каждый из указанных параметров характеризуют отдельные фрагменты временной зависимости величины абсорбционного тока, протекающего в контролируемом изоляционном промежутке. Этот ток является основным носителем информации о
состоянии изоляции.
В [3] была сделана попытка сформировать еще один параметр контроля в виде произведения i·I(t), зависимость от времени которого в выбранном временном интервале представляется
кривой, проходящей через максимум. Максимальное значение
[i·I(t)]max воспринимается как обобщенный показатель работоспособности изоляционного промежутка. Чтобы подчеркнуть
особенность этого показателя, он был обозначен аббревиатурой
tpi (total polarization index) и получил название обобщенного индекса поляризации, т.е. tрi=[i·I(t)]max. Значения tpi хорошо коррелируют с большинством перечисленных выше параметров оценки состояния изоляции.
Если tрi действительно является диагностическим параметром изоляционного промежутка, то должна наблюдаться зависимость его величины от времени жизни объекта. Такая зависимость была получена при исследовании достаточно большого
массива силовых трансформаторов (N=36) напряжением 110 кВ,
срок эксплуатации которых находился в пределах от 24 до 53
лет [3].
В силу стохастической природы процесса старения зависимость времени жизни изоляционного канала от величины
обобщенного индекса поляризации представляется некоторой
случайной функцией Тж=f(tрi). В таком случае каждая экспериментальная точка на корреляционном поле [tж; tрi] принадлежит
отдельной реализации случайной функции, так как процесс ста-
124
рения каждого из исследованных трансформаторов имеет свою
собственную кривую жизни.
Рассмотренный подход достаточно адекватно описывает
процесс старения изоляции только в том случае, если трансформатор не подвергался «стрессовым» нагрузкам: сильным электрическим перенапряжения; мощным тепловым ударам и пр. В
результате воздействия таких перегрузок обычно происходит
нарушение однородности структуры изоляционного промежутка
в значительной степени, что приводит к формированию иной
диэлектрической среды.
125
Глава 3. ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ
3.1. История метода
Ввиду большой важности данного метода для диагностики
маслонаполненного оборудования он рассмотрен более подробно.
Метод хроматографии был предложен в 1903 г. русским
ученым М.С. Цветом, который использовал его для разделения
пигментов, входящих в состав листьев растений. В современной
технической литературе хроматографию определяют как метод
разделения, анализа и физико-химического исследования веществ, основанный на различиях в скоростях движения анализируемых компонентов в потоке подвижной фазы вдоль слоя
неподвижной за счет их различного распределения между подвижной и неподвижной фазами.
В основе классификации хроматографических методов
лежит их различие по агрегатному состоянию подвижной фазы
(рис. 3.1).
По этому признаку хроматографические методы разделяются на две большие группы: газовую (подвижная фаза – газ) и
жидкостную (подвижная фаза – жидкость) хроматографии.
Внутри каждой группы хроматографические методы подразделяются по типу взаимодействия разделяемых веществ и неподвижной фазы. По этому признаку хроматографические методы
подразделяются на газоадсорбционную, жидкостноадсорбционную и газожидкостную хроматографии. Первые два метода
предполагают, что разделение компонентов смеси происходит
за счет различий в адсорбции между анализируемыми компонентами и неподвижной фазой. В последнем методе разделение
компонентов смеси происходит за счет различий в растворимости анализируемых компонентов в неподвижной фазе.
Кроме того, в жидкостной хроматографии существует ряд
специальных методов, основными из которых являются эксклюзионный (разделение компонентов происходит за счет различий
126
в размерах молекул анализируемых соединений) и ионообменный (разделение происходит за счет различий в сродстве ионов
к применяемым сорбентам).
Рис. 3.1. Классификация методов хроматографии
Выбор конкретного хроматографического метода для разделения и анализа исследуемых смесей различных веществ определяется их физико-химическими свойствами и возможностями данного метода. Так, например, газовая хроматография применяется в основном для анализа летучих и термически стабильных соединений с молекулярной массой до 200, а жидкостная – для анализа нелетучих и термически нестабильных соединений с молекулярной массой от 200 до нескольких миллионов.
Внутри каждого вида хроматографии можно выделить методы,
позволяющие наиболее успешно анализировать определенные
группы соединений. Так, например, газоадсорбционная хроматография позволяет надежно определять соединения с молекулярной массой до 50, а газо-жидкостная – от 50 до 200. Жидкостно-адсорбционная хроматография позволяет анализировать
127
соединения с молекулярной массой от 200 до 2000, эксклюзионная – от 2000 до нескольких миллионов, а ионообменная – соединения, диссоциирующие в водных растворах. Таким образом, хроматографические методы дают возможность анализировать практически весь спектр образующихся в процессе эксплуатации электротехнического оборудования продуктов.
Наибольшее распространение в электроэнергетике нашел
метод газоадсорбционной хроматографии. Он применяется для
оценки эксплуатационного состояния силовых трансформаторов, высоковольтных вводов и другого маслонаполненного оборудования на основе анализа концентраций газов, растворенных
в трансформаторном масле. Этот метод получил название хроматографического анализа растворенных газов (ХАРГ).
Одно из первых упоминаний о ХАРГ было в 1970 г. в
сборнике докладов ХХIII сессии СИГРЭ. Первой страной, начавшей промышленное использование ХАРГ, стала Великобритания.
В нашей стране у истоков использования данного метода
стоял ВНИИЭ (г. Москва) в лице М.А. Смирнова с сотрудниками, которые начали работы в этой области в середине 70-х годов
прошлого столетия [25, 26].
Шестым изданием РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [14], вышедшим в 1998 г., метод ХАРГ был
рекомендован в качестве обязательного при диагностике силовых трансформаторов напряжением 110 кВ, а также блочных
трансформаторов собственных нужд. Однако в РФ данный метод приобретает все большее распространение – он начинает
использоваться при оценке состояния трансформаторов класса
напряжения 35 кВ, измерительных трансформаторов и др. маслонаполненных объектов.
128
3.2. Физические процессы в оборудовании
при появлении некоторых дефектов
В масле нормально работающего трансформатора растворены те газы, которые выделяются из целюлозной изоляции и
масла при их естественном старении. Как показали опыты на
моделях, основное газовыделение происходит из электротехнического картона и бумаги в результате воздействия повышенной температуры, кислорода и влаги.
Экспериментально установлено, что в масле работающего
бездефектного, с определенным сроком службы трансформатора
растворены в небольших количествах двуокись и окись углерода, иногда метан, а также кислород и азот. Количество двух последних газов зависит от системы защиты масла в расширителе
трансформатора (с помощью воздухоосушителя или азотной
подушки). У трансформаторов с пленочной защитой масла в
расширителе количество растворенного воздуха в масле будет
определяться качеством пленки и ее газопроницаемостью.
При возникновении повреждения внутри трансформатора
состав газа, растворенного в масле, будет изменяться весьма интенсивно как качественно, так и количественно.
Электроизоляционные материалы – органические вещества, состоящие из водорода, углерода и его соединений. Поэтому
при пиролизе (перегреве) твердых и жидких изоляционных материалов, обусловленных нагревом металлических поверхностей или искрением (дугой) между проводящими элементами,
должны выделяться газы, состоящие из углеводородов, водорода, окиси и двуокиси углерода (рис. 3.2). При этом наименьшие
перегревы требуются для образования водорода и метана (около
150 ºС), а наибольшие – для выделения ацетилена (порядка 500–
700 ºС).
Кипение масла в месте значительного перегрева происходит в локальной зоне. Поскольку масло в трансформаторе перемещается и охлаждается в охладителях, то температура его в
месте перегрева будет намного выше температуры основного
объема масла. Кипение масла в этом случае называется кипением с недогревом при вынужденном движении жидкости.
129
Рис. 3.2. Выделение газов при развитии дефекта в масляном трансформаторе
Кипение в большом объеме начинается с образования на
нагреваемой поверхности мелких пузырьков. Этот вид кипения
называется пузырчатым. При пузырчатом кипении от поверхности нагрева отрывается большое количество мелких пузырьков.
Их размер определяется свойствами кипящей жидкости, давлением в ней, скоростью ее перемещения и величиной подогрева.
При дальнейшем увеличении теплового потока, подводимого к
телу, размеры пузырьков практически не меняются, а увеличивается их количество. При определенном значении теплового
потока наступает так называемое пленочное кипение. Оно характеризуется образованием сплошной паровой пленки, отделяющей нагретое тело от жидкости. Теплоотдача от нагретого
тела уменьшается, и температура его резко возрастает. Такое
явление называется кризисом кипения или пережогом, посколь130
ку обычно происходит разрушение нагреваемой поверхности от
действия высокой температуры. При наступлении кризиса кипения от поверхности нагреваемого тела отделяются паровые пузыри значительно большего по сравнению с пузырчатым кипением размера.
При пузырчатом кипении одновременно с процессом кипения масла происходит его разложение. Выделяющиеся вследствие термического разрушения масла газы будут заполнять пузырьки масляного пара. Эти пузырьки, отрываясь от нагреваемой поверхности, попадают в холодное масло. При этом масляный пар конденсируется, а уменьшившиеся в размерах пузырьки содержат только продукты разложения масла.
Если время жизни газового пузыря будет больше времени,
требуемого для перемещения его от места повреждения до
крышки бака трансформатора, то, казалось бы, пузыри будут
скапливаться в газовом реле и этого условия будет достаточно
для его срабатывания. Однако это не совсем так. Под крышкой
бака масло перемешивается в горизонтальном направлении.
Следовательно, направление перемещения газового пузыря будет определяться помимо вертикальной составляющей скорости
еще и горизонтальной.
Газовые пузыри, образовавшиеся в жидкости, поднимаются вверх с различной скоростью в зависимости от физикохимических параметров жидкости и объема газового пузыря.
Мелкие пузыри при перемещении вверх практически не деформируются и ведут себя аналогично твердым несжимаемым шарикам. Более крупные – могут деформироваться и принимать
эллипсоидную форму. Из-за специального наклона трансформатора на фундаменте существует высокая вероятность попадания
части пузырьков в газовое реле.
На металлической поверхности перегрева обычно образуется темное несмываемое пятно и так называемые «цвета побежалости», которые являются индикаторами места дефекта при
вскрытии трансформатора.
131
3.3. Технология ХАРГ
Этапы проведения ХАРГ представлены на рис. 3.3 [34].
Рис. 3.3. Этапы ХАРГ
Основной задачей, решаемой при отборе пробы, является
исключение возможных загрязнений, т.е. обеспечение представительности пробы. Не менее важной задачей, возникшей в связи с расширением области использования хроматографического
анализа на маломасляное оборудование (высоковольтные вводы,
маслонаполненные кабели и конденсаторы, измерительные
трансформаторы тока и напряжения), является минимизация
потерь трансформаторного масла при отборе.
До последнего времени в качестве пробоотборников
трансформаторного масла на энергопредприятиях России и
стран СНГ использовались обычные медицинские шприцы различной конструкции, которые, строго говоря, предназначены
для других целей и не всегда отвечают специфическим требованиям, предъявляемым к устройствам для отбора проб масла из
высоковольтного электрооборудования. Так, например, при ис-
132
пользовании медицинских шприцев возникает проблема их герметизации после отбора пробы масла. Кроме того, в процессе
отбора не исключена возможность контакта масла с атмосферным воздухом, что сказывается на результатах определения
концентраций кислорода и азота. Указанные обстоятельства создают дополнительные проблемы при отборе, транспортировке
и проведении хроматографического анализа трансформаторного
масла.
Более эффективны специальные пробоотборники трансформаторного масла «ЭЛХРОМ» [34], принципиально отличающиеся от медицинских шприцев следующими конструктивными и технологическими особенностями:
- цельностеклянный корпус из специального боросиликатного стекла;
- индивидуально притертый цельностеклянный поршень;
- наличие дополнительного конструктивного элемента –
узла герметизации, обеспечивающего повышенную герметичность;
- наличие специального трехходового крана, обеспечивающего качественный отбор и подготовку пробы масла для
хроматографического анализа.
Конструктивно пробоотборник (рис. 3.4) состоит из трехходового крана, прикрепленного к корпусу шприца (1), стеклянного поршня (2), а также узла герметизации, состоящего из
фторопластового кольца (6) и узлов уплотнения (4, 7). В узел
уплотнения вставляется дополнительное кольцо, обеспечивающее очистку поверхности поршня от внешних загрязнений при
отборе пробы масла и при ее вводе в хроматографическую систему. Торец шприца, к которому крепится трехходовый кран,
имеет форму конуса, что обеспечивает надежное удаление пузырьков газа в случае их попадания в пробоотборник. Следует
также отметить, что трехходовые краны снабжены защитными
пробками (3, 5), которые имеют совершенные уплотнения – выдерживают давление до 6 бар. Пробоотборники могут использоваться и без узла герметизации, однако применение последних
значительно повышает газоплотность указанных изделий.
133
Рис. 3.4. Пробоотборник «ЭЛХРОМ»
Проверка пробоотборников на герметичность проводится
при их изготовлении путем хранения шприца с маслом, содержащим растворенный водород, в течение двух недель и сравнения результатов определения содержания водорода в начале и в
конце хранения.
Максимальное время хранения пробы в шприце достигается при условии, если объем пробы составляет 50 % объема
шприца. Результаты экспериментальных исследований скорости
утечки растворенных в трансформаторном масле газов из пробоотборников «ЭЛХРОМ» показали, что концентрация газов в
течение 18 суток остается неизменной (в пределах погрешности
измерения хроматографа).
Отбор пробы трансформаторного масла должен производиться в соответствии с инструкциями завода-изготовителя. Если такая инструкция отсутствует, то необходимо принять все
меры предосторожности в части обеспечения надежной эксплуатации оборудования. Например, при отборе проб масла из
высоковольтных вводов, необходимо убедиться, что отобранное
масло не нарушит работу оборудования.
134
Трансформатор или реактор на момент отбора пробы
должен не менее двух суток находиться в типовом для себя режиме нагрузки.
Очень важно, чтобы в пробу не попал наружный воздух.
Производится это следующим образом. К сливному отверстию
бака присоединяется резиновый шланг соответствующего диаметра. Затем некоторая часть масла должна быть слита через
шланг для сброса загрязненного масла и для очистки самого
шланга. Далее шланг заполняется маслом и пережимается у основания. Приготовленным шприцем он прокалывается, и в
шприц набирается масло. Затем шприц герметично закупоривается и масло отправляется на анализ.
Процедура с использованием пробоотборника типа «ЭЛХРОМ» включает следующие этапы:
- удаляется защитный колпак с узла отбора проб масла;
- очищается ветошью выходное отверстие для удаления
возможной грязи;
- оператор должен убедиться, что все части узла отбора
проб масла чистые и сухие;
- подсоединяется устройство присоединения (шланг) к узлу отбора проб;
- соединяется пробоотборник с устройством присоединения;
- открывается кран на штуцере подачи масла;
- сливается масло в контейнер для сбора масла, промывается устройство присоединения и трехходовой кран пробоотборника; объем сливаемого масла должен составлять не менее
трех объемов устройства присоединения;
- производится промывка пробоотборника; для этого ручку трехходового крана пробоотборника перевести в положение
«2»; давление столба масла начнет действовать на поршень пробоотборника, выдавливая его вниз; заполнить пробоотборник
маслом (до отметки 20 мл), перевести ручку трехходового крана
в положение «1» и выдавить поршнем масло в контейнер для
сбора масла;
135
- герметизируется проба внутри пробоотборника поворотом ручки краника в положение «3»;
- отсоединяется пробоотборник от устройства присоединения и помещается в контейнер для хранения и транспортировки;
- устанавливается защитный колпак на узел отбора проб.
Если при отборе пробы по каким-либо причинам пробоотборник не занимает вертикального положения, то для удаления
воздушного пузыря пробоотборник необходимо отсоединить от
источника, сбросить пузырь и повторить все процедуры снова.
Как правило, для обеспечения надежного результата анализа
вполне достаточно отобрать 20 мл масла.
На каждую пробу масла должна быть четко составлена
сопроводительная записка, в которой указывается следующая
информация:
- наименование предприятия;
- диспетчерское наименование;
- тип оборудования;
- заводской номер;
- изготовитель оборудования;
- номинальное напряжение;
- дата изготовления;
- дата выпуска в эксплуатацию;
- марка залитого масла;
- тип защиты масла;
- причина отбора пробы;
- температура масла при отборе;
- дата отбора пробы;
- ФИО специалиста, отобравшего пробу.
Неправильная маркировка пробы часто является причиной
погрешности при проведении ХАРГ.
Если между взятием пробы и анализом возникает пауза
(несколько дней), то вероятность сохранения водорода в масле
снижается из-за его высокой летучести. В то же время при взятии пробы возможно ее «загрязнение» кислородом, азотом и тем
же водородом, который образуется в масле под воздействием
136
горячих солнечных лучей в случае, если на этой стороне находится клапан для отбора проб.
При транспортировке пробоотборников они должны быть
надежно закреплены и не соприкасаться друг с другом, а их
поршни должны иметь возможность свободного перемещения.
Контейнер должен предохранять пробу масла от воздействия
света и солнечных лучей. Если в процессе транспортировки или
хранения в пробе масла появляются пузыри газа, то их нельзя
удалять. Храниться пробы масла должны в контейнерах в прохладном месте. Желательно, чтобы срок хранения пробы не превышал одну неделю.
В настоящее время в химических лабораториях электроэнергетических компаний широко используются стационарные
газовые хроматографы в основном производства российских
фирм. Марки этих и некоторых зарубежных стационарных хроматографов приведены в табл. 3.1.
Таблица 3.1. Марки стационарных хроматографов
Марка
МестоФирма
хроматографа
положение
Кристалл2000М
ЗАО СКБ
«Хроматэк»
Йошкар-Ола,
Россия
Кристалл5000.2
ЗАО СКБ
«Хроматэк»
Йошкар-Ола,
Россия
137
Вид
Продолжение табл. 3.1
Марка
хроматографа
Фирма
Местоположение
ХроматэкГазохром
2000
ЗАО СКБ
«Хроматэк»
Йошкар-Ола,
Россия
Кристаллюкс-4000М
НПФ
«Мета-хром»
Йошкар-Ола,
Россия
Цвет-800
ЗАО «Цвет»
Дзержинск,
Россия
Agilent-7890
Agilent
Technologies
Inc
США
GC-2010
Shimadzu Corp.
Япония
138
Вид
Окончание табл. 3.1
Марка
хроматографа
Фирма
Местоположение
Focus GC
Varian Inc.
США
Clarus 500
Perkin
Elmer
США
Trace-2000
Thermo
Finnigan Inc
США
DANI Master
GC
DANI
Instruments
S.p.A.
Италия
139
Вид
Для полевых измерений на месте установки оборудования
применяются хроматографы, приведенные в табл. 3.2. Они
обеспечивают экспресс-анализ масла и оперативное получение
результата.
Таблица 3.2. Хроматографы для оперативного получения результата
Марка
хроматографа
Фирма
Местоположение
Myrkos
Morgan
Schaffer
Canada
TFGA-P200
Morgan
Schaffer
Canada
PHA-1000
Morgan
Schaffer
Canada
TRANSPORTX
GE Kelman
Ирландия
Вид
Для непрерывного контроля газов, растворённых в масле,
используются хроматографы, марки которых приведены в
табл. 3.3. Эти приборы монтируются непосредственно на контролируемый трансформатор.
140
Таблица 3.3. Хроматографы для мониторинга содержания газов в масле
Марка
МестоФирма
Вид
хроматографа
положение
7X
Мониторинг содержания
водорода,
кислорода,
метана, этана, этилена,
ацетилена, окиси и двуокиси углерода, а также
азота (расчетным методом)
ЗАО
«Интера»
Россия
ИНТЕГАЗ
Регистрирует водород,
сумму горючих газов,
влагосодержание масла
ЗАО
«Интера»
Россия
HYDRAN M2
Мониторинг содержания
водорода, окиси углерода, ацетилена, этилена и
влагосодержания масла
GE Energy
США
AMS-5QQ Plus – Calisto
Регистрирует содержание в масле водорода и
влагосодержание масла
Morgan
Schaffer
Canada
GE Kelman
Ирландия
TRANSFIX 1.6
Регистрирует содержание в масле водорода,
метана, ацетилена, этилена, этана, окиси и двуокиси углерода, кислорода и влагосодержания
масла
141
Окончание табл. 3.3
Марка
хроматографа
Фирма
Местоположение
MULTITRANS
Регистрирует содержание в масле водорода,
метана, ацетилена, этилена, этана, окиси и двуокиси углерода, кислорода и влагосодержания
масла.
Разработан
на
базе
TRANSFIX. Обеспечивает непрерывный контроль состояния нескольких масляных баков и является идеальным решением для трёх
находящихся рядом однофазных трансформаторов
GE Kelman
Ирландия
MINITRANS
Мониторинг содержания
водорода, окиси углерода, ацетилена, этилена и
влагосодержания масла
GE Kelman
Ирландия
142
Вид
3.4. Интерпретация ХАРГ
Большое достоинство метода, способствующее его интенсивному распространению, заключается в хорошей информативности, воспроизводимости результатов, невысокой стоимости и возможности проведения анализа на работающем объекте.
Чтобы максимизировать эффект от применения ХАРГ,
необходимо учитывать некоторые аспекты, которые могут проявиться при использовании этого метода.
В частности, необходимо принимать во внимание особенности контролируемого оборудования. Так, с ростом мощности
и класса напряжения трансформатора возрастают потоки рассеяния и обусловленные ими добавочные потери. Это увеличивает удельный вес дефектов, причиной которых является нагревание металлических деталей от протекания вихревых токов.
Высокое напряжение создает предпосылки для возникновения
частичных разрядов на поверхности и в глубине целлюлозной
изоляции.
Некоторые трансформаторы (например, собственных
нужд) характеризуются нестабильным режимом работы. В них
развитие дефектов от потоков рассеяния и разрядных явлений
менее вероятно, поскольку их мощность и напряжение ниже,
чем тех же блочных. Для этого оборудования более вероятно
появление дефектов, связанных с работой РПН – перегрев контактных соединений отводов, особенно в РПН, установленных в
обмотках, соединенных в треугольник.
В шунтирующих реакторах чаще проявляются дефекты,
обусловленные их конструкцией:
- перегревы электромагнитных экранов и разряды на них;
- электрические разряды в зоне амортизаторов активной
части и электростатических экранов;
- частичные разряды по поверхности обмотки;
- перегревы в месте замыкания магнитных шунтов на
опорные плиты, прессующие обмотку.
143
В негерметичном оборудовании, в отличие от герметичного, при прочих равных условиях наблюдаются более низкие
концентрации газов в масле вследствие их диффузии в атмосферу.
Старое оборудование (50–60-х годов изготовления) имеет
больше потенциальных дефектов благодаря определенным конструктивным решениям. Например, шпилечная конструкция
магнитопровода предполагает образование короткозамкнутых
контуров в магнитной системе; в некоторых изоляционных конструкциях отсутствовали меры, противодействующие возникновению частичных разрядов и т.д.
Интерпретация результатов ХАРГ также осложняется следующим:
- повышение концентрации газов в масле трансформатора
может быть вызвано не появлением дефектов, а другими причинами;
- даже при наличии дефектов в трансформаторе концентрация газов в масле может снижаться, а не расти в силу разных
причин.
При анализе газосодержания масла иногда возникает ситуация, когда содержание газов очень высокое и концентрации
продолжают медленно расти. После дегазации или замены масла
все повторяется. В этом случае в трансформаторе, скорее всего,
имеется вялотекущий дефект с высокой степенью гозообразования, однако характер дефекта не представляет серьезной опасности и работа трансформатора в таком состоянии может продолжаться годами (при надлежащем наблюдении).
Если к приведенным примерам добавить ситуации, когда
дефекты не вызывают роста концентраций газов в масле, а также случаи одновременного наличия двух и более дефектов с
разными законами газовыделения, то становятся понятными определенные трудности и ошибки, которые могут возникнуть при
интерпретации ХАРГ.
144
3.4.1. Факторы, вызывающие увеличение газов
Отметим эксплуатационные и другие факторы, которые
могут вызвать увеличение концентрации растворенных в масле
газов бездефектных трансформаторов:
- остаточные концентрации газов от устраненного во время ремонта дефекта трансформатора – целлюлозная изоляция
абсорбирует значительное количество газов, и после устранения
повреждения, замены (дегазации) масла и включения в работу
трансформатора в нем из пор целлюлозной изоляции выделяются все ранее поглощенные газы за исключением быстро улетучивающегося Н2; активность диффузии газов из целлюлозы в
масло зависит от нагрузки трансформатора: при значительной
нагрузке газы активно выделяются в масло и в дальнейшем относительно быстро исчезают в трансформаторах со свободным
дыханием, а в трансформаторах с азотной и пленочной защитой
рост газов прекращается и их концентрации стабилизируются;
- увеличение нагрузки трансформатора – как известно,
оно сопровождается ростом потерь, рассеиваемых в виде тепла,
влияющего на образование газов; интенсивность образования
газов в режиме перегрузки увеличивается и снижается до начального уровня с понижением нагрузки; сильнее эта связь проявляется в дефектных трансформаторах, причем речь идет о термических дефектах, связанных с потоками рассеяния и дефектами нарушения целостности электропроводных цепей;
- перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в баках РПН, расширителе и
т.д.;
- доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим
растворенные газы;
- десорбция газов из целлюлозной изоляции и селикагеля
термосифонных фильтров, при этом диффузия газов из целлюлозной изоляции в масло имеет обратную температурную зависимость, т.е. с ростом температуры концентрация газов в целлюлозе уменьшается и растет в масле;
- проведение сварочных работ на баке, залитом маслом;
145
- повреждения масляных насосов с неэкранированным
статором – в случае сгорания двигателя маслонасоса может появиться весь спектр газов, включая ацетилен; при этом может
произойти резкий рост концентрации газов, с последующим быстрым уменьшением в случае трансформатора со свободным
дыханием и стабилизацией концентрации в трансформаторах с
азотной и пленочной защитой масла;
- перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.) – в случае отказа системы охлаждения
происходит активное газовыделение с превалированием этана
над всеми остальными газами и резким ростом содержания СО2;
- перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках;
- переток газов из бака расширителя контактора РПН в
бак расширителя трансформатора, имеющего РПН типа РС-3
или РС-4;
- сезонные изменения интенсивности процесса старения
твердой изоляции и масла;
- воздействие токов короткого замыкания – в случае короткого замыкания в электрически связанной сети, отказов или
неправильной работы разрядников, перегрузки или перенапряжения вследствие грозовых и коммутационных перенапряжений, перекоса фаз и т.д. происходит двукратное и более увеличение концентрации СО2 и СО; через 1–2 месяца концентрации газов уменьшаются до исходных величин;
- значительные количества СО2 и СО могут образовываться при нормальных рабочих температурах – это связано
с природой трансформаторного масла и индивидуальными
особенностями некоторых его марок; в начальный период
эксплуатации новые масла некоторых марок также могут
выделять довольно значительное количество газов (кроме
СО2 и СО, также СН4 и С2 Н6 ) за счет наличия в них нестабильных молекул; это связано с технологий изготовления и
исходным сырьем;
146
- небольшое количество водорода выделяется при образовании ржавчины стали в присутствии воды на дне бака, а также
при гидратации цинка на оцинкованных поверхностях.
В [32] приведен случай, когда при обследовании шунтирующего реактора по результатам ХАРГ был обнаружен ацетилен. Известно, что этот газ вызывает сильное беспокойство специалистов и является признаком наличия разрядов высокой
энергии или высокотемпературного нагрева. В рассматриваемом
случае первоначальный диагноз не подтверждался результатами
других испытаний, в частности измерениями частичных разрядов. Анализ конструкции давал возможность предполагать, что
в районе верхнего ярма имеет место источник повышенного нагрева. Впоследствии при осмотре активной части был выявлен
незначительный нагрев верхней прижимной плиты, в креплении
которой к магнитопроводу была применена эпоксидная смола.
Лабораторные проверки выявили неожиданный факт – нагрев
эпоксидной смолы в масле уже при температуре 150 ºС приводит к образованию ацетилена. И еще одна неожиданность была
выявлена при анализе данного случая: нагрев смолы приводил и
к образованию фурфурола – диагностического параметра, свидетельствующего о деструкции целлюлозы.
3.4.2. Факторы, вызывающие уменьшение газов
Рассмотрим некоторые эксплуатационные факторы, которые могут привести к уменьшению концентрации растворенных
в масле газов как бездефектных, так и дефектных трансформаторов:
- продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой
масла;
- уменьшение нагрузки трансформатора;
- замена силикагеля;
- длительное отключение;
- дегазация масла – при проведении дегазации необходимо
учитывать, что газы с низким коэффициентом растворимости в
147
масле выделяются легко, а газы, которые имеют высокую растворимость (С2Н6, С2Н4), редко удается изъять полностью, поэтому даже после дегазации часть газов может остаться в масле и
в дальнейшем искажать диагностируемое состояние трансформатора;
- доливка дегазированным маслом;
- частичная или полная замена масла в баке трансформатора, в маслопроводах, навесных баках, расширителе, избирателе
РПН и т.д.;
- заливка маслом под вакуумом.
3.4.3. Случайные факторы
На содержание газов в трансформаторном масле оказывают влияние разнообразные факторы, полный учет которых при
диагностировании не предоставляется возможным. На этот аспект в своих работах, в частности [35], неоднократно обращал
внимание специалист ОАО «Владимирэнерго» А.В. Захаров.
Кроме выше отмеченных причин на содержание газов в
масле влияют следующие статстические процессы:
- старение изоляции;
- изменение нагрузки трансформатора;
- колебание температуры и метеоусловий окружающей
среды;
- случайные погрешности, накапливающиеся в технологической цепочке от отбора пробы масла до введения пробы в
хроматограф вместе с систематической ошибкой расчета концентраций газов, присущей используемой методике проведения
ХАРГ;
- обмен газами между маслом и твердой изоляцией;
- обмен газами между надмасляным пространством
трансформатора и атмосферой.
Таким образом, значения концентраций газов, получаемых
в результате ХАРГ, есть сумма нескольких составляющих, часть
148
из которых случайные величины. Результирующее значение,
следовательно, также будет случайной величиной.
Стохастический характер изменения концентраций газов
подтверждают результаты серии анализов, выполненных с интервалом в один-два дня на выведенном в ремонт трансформаторе Владимирской ТЭЦ [35]. Такое состояние исключало влияние нагрузки трансформатора на процесс генерации газов. При
этом проявление остальных причин, порождающих изменчивость концентраций газов, сохранилось (рис. 3.5).
а)
Рис. 3.5 (начало). Изменения концентраций газов в масле выведенного в ремонт трансформатора: а – зависимости СО2 и СО
149
б)
в)
Рис. 3.5 (продолжение). Изменения концентраций газов в масле выведенного в
ремонт трансформатора: б – зависимости С2Н2 и С2Н6; в – зависимость С2Н4
150
г)
Рис. 3.5 (окончание). Изменения концентраций газов в масле выведенного в
ремонт трансформатора: г – зависимости СН4 и Н2
Как отмечается в [35], анализ проводился одним и тем же
лаборантом в интервале 1,5 часов после отбора пробы. Хроматограф калибровался перед каждым анализом.
3.4.4. Виды выявляемых дефектов
Все дефекты, выявляемые ХАРГ, можно разделить на две
группы:
- термические дефекты;
- разряды в изоляции.
В дефектах первой группы вследствие аномального локального выделения энергии и соответственно повышения тем-
151
пературы происходит ускоренная деструкция изоляционных материалов, которая сопровождается выделением продуктов деструкции, в том числе и газов.
В деструкции целлюлозы различают два процесса:
- гидролиз (нагрев до 110 ºС), при котором образуется вода и окиси углерода;
- пиролиз (нагрев выше 110 ºС), в этом случае также
выделяется более значительное количество СО2 и СО, а
также происходит интенсивное образование частичек углерода.
Оба процесса сопровождаются образованием соединений фуранового ряда и снижением степени полимеризации
целлюлозных материалов.
В дефектах, которые сопровождаются электрическими
разрядами, газы образуются в основном вследствие ионизационных процессов, что приводит к распаду молекул масла и целлюлозы. Разряды также сопровождаются выделением тепла, которое может быть очень незначительным в случае частичных
разрядов или достаточно большим при образовании дугового
разряда.
Перегрев токоведущих соединений может определяться:
- нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств;
- ослаблением и нагревом места крепления или обрыва
электростатического экрана;
- ослаблением винтов компенсаторов отводов НН;
- ослаблением и нагревом контактных соединений отвода
НН и шпильки проходного изолятора;
- лопнувшей пайкой элементов обмотки;
- замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки.
Дефекты, вызывающие ухудшение состояния электрических контактов, угрожают потерей функциональной работоспособности объекта. Такие дефекты наиболее опасны. Вопрос об
отключении оборудования в этом случае должен решаться техническим руководством.
152
Перегрев металлических элементов конструкции остова
может определяться:
- неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали;
- нарушением изоляции стяжных шпилек или ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура;
- общим нагревом и недопустимыми местными нагревами
от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах,
прессующих кольцах и винтах;
- неправильным заземлением магнитопровода;
- нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона,
домкратов и прессующих колец.
При температуре выше 500 ºС кроме появления в масле частичек углерода на металлических поверхностях возникают
цветные разводы.
С помощью ХАРГ выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям. Они могут интерпретироваться как неполадки, например попадание ацетилена из
бака РПН в основной бак. Этот процесс может быть выявлен
при одновременном взятии проб и анализе газов из основного
бака и бака РПН.
Чтобы на основе ХАРГ сделать вывод о развитии дефекта
в трансформаторе, хотя бы один из семи диагностируемых газов
должен превысить так называемое граничное значение. Если это
произошло, то ХАРГ повторяется несколько раз. Первый раз – в
целях подтверждения установленного превышения, а затем – для
выявления динамики изменения газов. Поскольку газовыделения
из целлюлозы и масла зависят от степени нагретости металлических элементов активной части, то сопоставление нескольких
результатов ХАРГ должно проводиться при близких нагрузках
трансформатора. Важно, чтобы оборудование в таком режиме
проработало как минимум два дня до момента отбора пробы.
153
3.4.5. Граничные значения для ХАРГ
По вопросу назначения конкретных граничных значений
для концентраций газов в трансформаторном масле разные специалисты придерживаются неодинаковых мнений, что порождает множество рекомендаций и соответственно методик. Это означает, что один и тот же трансформатор одни специалисты будут рассматривать как бездефектный, а другие – как имеющий
вероятный дефект.
Общепринятым способом определения граничных концентраций диагностических параметров и, в частности, растворенных в масле газов является построение интегральной функции распределения результатов ХАРГ для однородной выборки
оборудования конкретной энергосистемы [20]. Неоднородность
выборок может быть вызвана:
- влиянием климатической зоны;
- разной загруженностью оборудования;
- особенностями парка оборудования;
- применяемыми технологиями и средствами измерений;
- различиями в уровне квалификации персонала.
Таким образом, граничные значения целесообразно определять для групп однотипных трансформаторов (блочные или
сетевые, с регулированием напряжения или без, одного класса
напряжения и т.д.). Рекомендуется, чтобы в каждой группе было
не менее 50 трансформаторов.
Для каждого трансформатора в статистическую обработку
включаются все измеренные концентрации определенного газа
за последний год эксплуатации. На основе этих концентраций
строится функция распределения F. Для этого измеренные по
всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в
ремонт по результатам ХАРГ, концентрации рассматриваемого
газа со значениями от 0 до Аmах следует разбить на J интервалов
(обычно J=10÷15). Обозначим через j текущий номер интервала;
очевидно j=1, 2, …, J.
Вероятность рj приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от Aj до Aj+1:
154
pj =
nj
N
,
где nj – число анализов с концентрацией газа от Аj до Аj+1; N –
общее число результатов анализов по рассматриваемому газу.
Значения функции распределения находятся как
j= J
Fj =
∑P .
j
j=1
Рассмотрим конкретный пример определения граничной
концентрации некоторого газа «Г». Пусть в нашем распоряжении имеется однородная выборка трансформаторов, на которой
было получено 80 анализов газа «Г» в диапазоне от 0 до
0,25 % об. Делим этот диапазон на 10 интервалов от Aj до Aj+1.
Предположим, первому интервалу от 0 до 0,025 % об. соответствует 12 анализов. Заносим это значение в таблицу (по образцу
табл. 3.4). Следующему интервалу – 8 анализов и т.д. Затем по
вышеприведенным формулам определяем pj и Fj.
Таблица 3.4. Данные для построения интегральной функции
распределения
j
Aj
Aj+1
nj
pj
Fj
1
0
0,025
12
0,15
0,15
2
0,025
0,05
8
0,1
0,25
3
0,05
0,075
12
0,15
0,4
4
0,075
0,1
5
0,0625
0,4625
5
0,1
0,125
8
0,1
0,5625
6
0,125
0,15
12
0,15
0,7125
7
0,15
0,175
10
0,125
0,8375
8
0,175
0,2
8
0,1
0,9375
9
0,2
0,225
4
0,05
0,9875
10
0,225
0,25
1
0,0125
1,0
155
По полученным значениям строим график функции распределения (рис. 3.6).
Рис. 3.6. Определение граничной концентрации
по функции распределения
Теперь по построенной функции распределения можно
определить граничную концентрацию для газа «Г». Для этого,
как и в [20], задаемся Fj=0,9 и определяем Агр=0,175 % об. Это
значение и надо рассматривать в качестве граничного для газа
«Г».
При этом возникает вопрос. Почему граничное значение
газа определяется при Fj=0,9? В этом случае мы должны априорно предполагать, что из 80 анализов газа «Г» 10 % соответствуют дефектным трансформаторам. Если все анализы принад-
156
лежат разным объектам, то такой процент дефектных трансформаторов явно завышен. Если в соответствие со статисткой выбрать Fj=0,98, то получим другое граничное значение для газа
«Г» – А/гр=0,2. Данный пример показывает, что выбор граничного значения для диагностического параметра не является детерминированным процессом, и поэтому вряд ли имеет смысл
стремиться к особому уточнению подобных значений. На наш
взгляд, наиболее целесообразно устанавливать не одно граничное значение, а два и, может быть, даже три-четыре (например,
предельное значение, предельно допустимое значение и т.д.).
3.4.6. Методики постановки диагноза
В данном разделе рассматриваются методики интерпретации результатов ХАРГ, которые в той или иной степени используются в РФ и республиках СНГ. Назначение подобных методик
состоит в получении ответов на два вопроса:
- имеется ли дефект в объекте;
- если дефект есть, то каков его характер.
Наличие дефекта во всех методиках предполагается в случае превышения хотя бы одним из семи газов соответствующего
граничного значения. Иными словами, при выявлении подобного
превышения вероятность наличия дефекта существенно повышается и персоналу рекомендуется уделять объекту повышенное
внимание вплоть до момента, когда концентрации всех газов не
снизятся до значений ниже граничных. Правомерность подобного
подхода, видимо, оправдана, однако при этом возникают некоторые нюансы, которые иллюстрирует проведенный нами анализ
многолетних (период около 25 лет) результатов ХАРГ восьми
блочных трансформаторов на одной из крупных ГРЭС РФ (табл.
3.5).
157
Трансформатор
Год ввода
в эксплуатацию
Количество
ХАРГ
Таблица 3.5. Результаты ХАРГ за многолетний период
Н2
Т1
1969
50
1
4
1
3
11
–
9
Т2
1970
45
3
46
1
–
–
3
–
–
26
1970
–
–
3
Т3
–
–
Т4
1988
43
1
3
50
–
–
–
8
1971
–
–
–
Т5
–
–
5
4
10
Т6
1972
47
–
–
55
1
1
7
–
–
19
1972
Т8
1973
49
1
–
–
–
–
–
Т7
–
–
–
–
7
20
Число превышений граничных значений
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
СО
СО2
22
14
Видно, что во всех трансформаторах наблюдались подобные превышения, которые, к счастью, не приводили к каким-либо
неприятностям, и все трансформаторы продолжают благополучно
функционировать до последнего времени. Суть нашего замечания
касается газа СО2. Очевидно, что граничное значение для него
(установленное по [20]) необоснованно занижено и возникающие
вследствие этого сигналы диагностической системы нервируют
обслуживающий персонал. Такое явление в определенной степени
обесценивает само понятие граничного значения и делает реальной ситуацию, когда действительно информативный (диагностический) всплеск этого или другого газа может оказаться пропущенным.
Существует еще один диагностический признак рассматриваемого испытания, который характеризует развитие дефекта во
времени и соответственно свидетельствует о степени его опасности. Речь идет о скорости нарастания газов. Во многих методиках
считается, что если относительная скорость нарастания газа/газов
превышает 10 %, то это указывает на быстро развивающийся дефект.
158
Что касается ответа на второй вопрос, то характер дефекта
определяется по соотношению диагностических газов, растворенных в масле. Различие между методиками заключается в анализируемых наборах газов.
Перед тем как рассмотреть некоторые особенности соответствующих методик, подробнее остановимся на характере и разновидностях выявляемых в процессе ХАРГ дефектов. В разделе 2.5
на рис. 2.7 была приведена совокупность дефектов, которая диагностируется на основе [20]. Примем этот набор за базовый и еще
раз подчеркнем, что речь идет о дефектах двух энергетических
проявлений: электрических и тепловых (рис. 3.7). Эти дефекты в
силовых трансформаторах (исключая вводы, переключающие
устройства и другие внешние узлы) по экспертным оценкам составляют около 90 %.
Рис. 3.7. Дефекты, выявляемые при проведении ХАРГ:
Э1 – частичные разряды с низкой плотностью энергии;
Э2 – частичные разряды с высокой плотностью энергии;
Э3 – разряды малой мощности;
Э4 – разряды большой мощности;
Т1 – термический дефект низкой температуры (<150 °С);
Т2 – термический дефект в диапазоне низких температур (150–300 °С);
Т3 – термический дефект в диапазоне средних температур (300–700 °С);
Т4 – термический дефект высокой температуры (>700 °С);
ЭТ – разрядный и термический дефект (в [20] не диагностируется)
159
Методика на основе [20]
В РФ эта методика является официально действующим
нормативным документом, регламентирующим постановку диагноза на основе ХАРГ. У истоков ее разработки находились
Ю.Н. Львов, Т.Е. Касаткина, Е.И. Несвижский (все ВНИИЭ) и
Е.М. Бида (Свердловэнерго). В разработке второго издания принимали участие и другие специалисты. Датой регистрации первого издания является 1989 г.
Принятые в данной методике граничные концентрации газов для разных групп трансформаторов, приведены в табл. 3.6.
Таблица 3.6. Граничные концентрации растворенных в масле газов
Концентрации газов, % об.
Оборудование
Н2
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
CO
СO2
Трансформаторы
напряжением
110–500 кВ
0,01
0,01
0,001
0,01
0,005
0,05*
0,06
0,6 (0,2)*
0,8 (0,4)
Трансформаторы
напряжением
750 кВ
0,003
0,002
0,001
0,002
0,001
0,05
0,40
Реакторы
напряжением
750 кВ
0,01
0,003
0,001
0,001
0,002
0,05
0,40
Примечание. * Для СО – в числителе приведено значение для трансформаторов с
азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе – для трансформаторов
со свободным дыханием; для СО2 – в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе – свыше 10 лет, в скобках приведены те же данные для трансформаторов
с пленочной или азотной защитой.
Для определения характера дефекта используются следующие отношения концентраций газов:
C 2 H 2 CH 4 C 2 H 4
.
,
и
C2H4 H2
C2H6
160
Обозначаем их как а, b и с соответственно. Анализ значений а, b и
с показывает, что они могут меняться в определенных интервалах,
ограниченных числами 0,1; 1 и 3 (табл. 3.7).
Таблица 3.7. Cвязь характера дефекта с отношениями концентраций газов
a=
Дефект
C2H 2
C2H 4
b=
CH 4
H2
с=
C2H4
C2H6
Э1
<0,1
<0,1
<1
Э2
0,1–3
<0,1
<1
Э3
>0,1
0,1–1
1–3
Э4
0,1–3
0,1–1
>3
Т1
<0,1
0,1–1
1–3
Т2
<0,1
>1
<1
Т3
<0,1
>1
1–3
Т4
<0,1
>1
>3
Из табл. 3.7 видно, что, например, а изменяется в трех интервалах: [0; 0,1], [0,1; 3], [3; ∞]. Пронумеруем эти интервалы
цифрами 1, 2, 3 (рис. 3.8). Сделаем подобный анализ для b и с. После аналогичных операций таблица приобретет следующий вид
(табл. 3.8).
Таблица 3.8. Представление корреляции дефектов с отношениями
концентраций газов в кодированном виде
Дефект
а
b
с
Э1
1
1
1
Э2
2
1
1
Э3
2, 3
2
2
Э4
2
2
3
Т1
1
2
2
Т2
1
3
1
Т3
1
3
2
Т4
1
3
3
161
Рис. 3.8. Выделенные для анализа интервалы отношений концентраций газов
Для а: х1=0,1; х2=3;
b: х1=0,1; х2=1;
с: х1=1; х2=3.
Анализ табл. 3.8 свидетельствует о неполноте информации. Чтобы убедиться в этом, представим ее в виде графа
(рис. 3.9). Терминальные вершины этого графа, обозначенные
, показывают, что вопрос о виде дефекта остается открытым.
Следовательно, примерно в 60 % случаев на основе данной информации определить вид дефекта невозможно. Ситуация еще
больше осложняется, когда какой-то из углеводородных газов,
входящий в состав a, b или c, отсутствует или не определен, что
на практике встречается достаточно часто.
Таким образом, можно сделать вывод, что диагностирование характера дефекта на основе рассматриваемой методики в
объеме заявленного перечня (рис. 3.7) оказывается возможным
далеко не во всех случаях. Дополнительным источником информации для уточнения вида дефекта является используемое
для анализа отношение газов СО2 /CO, которое в дальнейшем
будем обозначать как d.
Рис. 3.9. Иллюстрация неполноты информации
162
Методика компании АО «KEGOC»
Эта методика представляет собой стандарт организации –
Казахстанской компании по управлению электрическими сетями –
и введена в официальное пользование в конце 2008 г.
Граничные значения растворенных в масле газов за редким
исключением соответствуют приведенным в [20, табл. 12]. Некоторые расхождения направлены в сторону ослабления (повышения) граничных значений.
Характер дефектов также определяется абсолютно идентично [20]. В качестве отличий рассматриваемого подхода можно отметить введение дополнительного контроля содержания растворенных в масле газов при вводе трансформатора в эксплуатацию.
Требуемые значения газосодержания свежего масла ниже нормируемых при эксплуатации от 5 до 20 раз, т.е. оказываются вблизи
пределов обнаружения определяемых в масле газов.
Методика НИЦ «ЗТЗ-Сервис»
Эта методика является официальным документом, регламентирующим реализацию ХАРГ в электроэнергетике республики
Украина. Датой ее официальной регистрации является 2006 г. В
разработке методики принимали участие В.В. Соколов,
В.Н. Бережной и другие видные специалисты в этой области не
только в Украине, но и в СССР. Методика содержит существенные отличия по сравнению с [20]. Так, в части набора диагностируемых дефектов Э2 трактуется как ползучий разряд (ПР), а Т1 из
рассмотрения исключен, т.е. термические дефекты начинают диагностироваться при температуре отдельных узлов и деталей активной части трансформатора свыше 150 ºС.
По граничным значениям газов введено три уровня контроля, причем если для одних газов (Н2, С2Н6) наблюдается некоторое
послабление, то для других (С2Н2, СО2) – ужесточение контрольных значений. В табл. 3.9 приводится сопоставление граничных
значений всех уровней рассматриваемой методики с граничными
значениями из [20], которые для удобства анализа приняты за
163
единичные. Это сравнение приведено только для трансформаторов и реакторов до 330 кВ включительно.
Таблица 3.9. Сопоставление граничных значений в двух методиках
Уровни
Н2
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
СО
СО2
1
1
0,5
0,05
0,15
1
0,33
0,25
2
1–1,5
0,5–1,2
0,05–1
0,15–1
1–2
0,33–0,8
0,25–0,6
3
1,5
1,2
1
1
2
0,8
0,6
Кроме того, введен дополнительный диагностический параметр – сумма растворенных углеводородных газов (СН4, С2Н6,
С2Н4, С2Н2), для которого также установлены три граничных значения.
Украинские специалисты предлагают также существенно
детализировать и процесс выявления характера дефекта. Суть этой
детализации отражает табл. 3.10, которая составлена в контексте
подхода рассмотренного ранее при анализе [20]. Даже беглое
сравнение табл. 3.8 и 3.10 свидетельствует о заметном усложнении предлагаемого подхода по выявлению характера дефекта.
Таблица 3.10. Корреляция дефектов с отношениями концентраций газов
Дефекты
а
b
с
Э1
–
1
1
Э2 (ПР)
1,2
3
5
Э3
3
2, 3
3, 4, 5
Э4
3
2, 3, 4
4, 5
Т2
5
1, 2
Т3
–
–
5
3, 4
Т4
1
5
5
Характер кодирования поясняется на рис. 3.10.
164
Рис. 3.10. Привязка выделенных интервалов отношений
концентраций газов к числовой оси
Подводя итог краткого анализа и сравнения данной методики с известными, можно сделать вывод, что авторами собрана
очень значительная информации, отражающая их многолетний
опыт по оценке состояния силовых трансформаторов. При этом
появляется ощущение недостаточной методической проработанности представленного материала и возникающего вследствие
этого впечатления его чрезмерной громоздкости. Это, к сожалению, может затруднить практическое использование данного руководства. Программная реализация методики, возможно, указанные проблемы снимет.
Методика IEEE
В этой методике основной акцент делается на решении первой
задачи – выявлении наличия дефекта [37]. Для этого предлагается
ориентироваться на четыре уровня граничных значений концентраций растворенных газов, % об. (табл. 3.11). Правые значения второго
уровня или равны, или несколько больше граничных значений [20] (за
исключением СО2).
165
Таблица 3.11. Граничные значения концентраций газов
УровН2
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
СО
ни
1
0,01
0,012
0,0001
0,005
0,0065
0,035
СО2
ОРГГ
0,25
0,072
0,25÷
0,4
0,0721÷
0,192
2
0,0101÷ 0,0121÷ 0,0002÷ 0,0051÷ 0,0066÷ 0,0351÷
0,07
0,04
0,0009
0,01
0,01
0,057
3
0,0701÷ 0,0401÷ 0,001÷ 0,0101÷ 0,0101÷ 0,0571÷ 0,4001÷ 0,1921÷
0,18
0,1
0,0035
0,02
0,015
0,14
1
0,463
4
>0,18
>0,1
>0,0035
>0,02
>0,015
>0,14
>1
>0,463
В методике вводится новый диагностический параметр –
общий объем растворенных горючих газов (ОРГГ), т.е. сумма
всех газов, кроме СО2. Следует отметить, что этот параметр в
выявлении дефектного состояния играет основную роль, в то
время как газ СО2 в анализе практически не используется.
Ценность этого этапа рассматриваемой методики заключается в ее логической естественности, что нашло отражение в
разработанной нами блок-схеме ее возможного использования
при компьютерном диагностировании (рис. 3.11). Переменные
m1, n1, n2, n3 и n4 в представленном модуле выполняют функцию
счетчиков соответствующего уровня. Перед первым обращением к модулю значения этих переменных должны быть обнулены.
В логических блоках сравниваются:
1) значения сумм определенных счетчиков ni, i=1,… 4 с
нулем;
2) концентрации газов с граничными значениями каждого
уровня;
3) скорости образования газов с конкретными значениями
(в ppm/день).
Знаки ∀, ∨ означают «любой» и «или» соответственно.
Что касается характера дефектов, то данная методика
предлагает идентифицировать три вида дефектов: совокупность
термических (Т1+Т2+Т3+Т4) и Э3, Э4. Для этого используются
те же отношения газов: a, b и c.
166
167
Рис. 3.11. Блок-схема
методики IEEE
Методика Роджерса
Английский специалист Р.Р. Роджерс (фирма CEGB, Англия) в 1978 г. предложил методику определения характера дефекта в трансформаторе, которая вошла в историю под названием «Метод соотношений Роджерса» [36]. Данный подход в части определения характера дефекта очень близок к рассмотренному нами ранее и представленному в [20]. Сопоставляя время
официальной регистрации методик, можно сделать выводы об
оригинальности авторов. Кстати, Роджерс предложил и кодовый
способ представления нескольких отношений газов, который с
некоторыми модификациями используется и нами при анализе
методик ХАРГ.
В данной методике, как и в вышерассмотренных, анализируются три соотношения пяти газов. Поскольку и газы, и их отношения совпадают с приведенными ранее (табл. 3.7), здесь мы
их не повторяем. Справедливости ради следует отметить, что и
Роджерс имел предшественника в лице Дорнерберга, который,
однако, занимался анализом пяти отношений газов.
Состав определяемых дефектов также полностью совпадает с тем, который мы назвали базовым (рис. 3.7). Чтобы зафиксировать хоть некоторые отличия двух подходов, приведем кодовую таблицу дефектов (табл. 3.12).
Таблица 3.12. Корреляция дефектов с отношениями концентраций газов
Дефект
а
b
с
Э1
2
1
1
Э2
2
1
1
Э3
2, 3
2
2, 3
Э4
2
2
3
Т1
1
2
2
Т2
1
3
1
Т3
1
3
2
Т4
1
3
3
150
Характер кодирования иллюстрирует рис. 3.12.
Рис. 3.12. Привязка интервалов отношений концентраций газов к числовой оси
Для а: х1=0,1; х2=3
b: х1=0,1; х2=1
с: х1=1; х2=3.
Сопоставление таблиц особых комментариев не требует.
Треугольник Дюваля
Это первый среди ранее рассмотренных пример подхода к
определению характера дефекта не расчетно-логическим, а графическим методом.
Данный диагностический метод был разработан в 1974 г.
известным канадским специалистом М. Дювалем в энергетической компании Hydro-Quebec. Метод позволяет по значениям
концентраций трёх газов (С2Н2, С2Н4, СН4) построить точку на
графике, представленном в виде треугольника (рис. 3.13). Площадь треугольника, по методике Дюваля, разделена на семь зон.
Каждая зона соответствует определённому дефектному состоянию трансформатора. По принадлежности точки конкретной
зоне определяется вид дефекта.
Сначала рассмотрим, как строится треугольник Дюваля.
Во-первых, этот треугольник равносторонний. На каждой стороне откладывается относительное значение содержания определенного газа, которое может меняться от 0 до 100 % по часовой стрелке. При этом сумма значений концентраций всех газов
принимается за 100 %, а процентные концентрации каждого газа
определяются от этой суммы.
169
Во-вторых, при нанесении зон дефектов линии проводятся
параллельно отстающей стороне треугольника, т.е. если точка
берется на стороне СН4, то прямая из этой точки проходит параллельно стороне С2Н2, если точка берется на стороне С2Н4,
то – параллельно стороне СН4 и т.д.
В третьих, для проведения линий и определения соответствующих зон используются значения, приведенные в
табл. 3.13.
Таблица 3.13. Координаты границ дефектных зон
Дефект
Сторона треугольника
Точка, %
Э1
СН4
98
Э3
С2Н4
С2Н2
23
13
Э4
С2Н4
С2Н2
23, 40
13, 29
ЭТ
С2Н4
С2Н2
40, 50
4, 13, 15, 29
Т2
С2Н4
С2Н2
20
4
Т3
С2Н4
С2Н2
20, 50
4
Т4
С2Н4
С2Н2
50
15
В результате указанных построений получается треугольник Дюваля (рис. 3.13).
170
Рис. 3.13. Треугольник Дюваля
При практическом использовании данного метода необходимо найти процентное содержание каждого газа, отложить его
на соответствующей стороне треугольника и из каждой точки
провести три линии параллельно отстающей стороне, которые
пересекутся в одной точке. Местоположение этой точки определит зону и диагностируемый дефект
Предположим, в результате ХАРГ получены следующие
значения концентраций растворенных газов (табл. 3.14).
Таблица 3.14. Пример использования методики Дюваля
Газ
Концентрация, % об.
СН4
С2Н2
С2Н4
0,32
0,8
0,48
171
Определяем процентные концентрации:
0,32
⋅ 100 = 20 % ;
- CH 4 =
0,32 + 0,8 + 0,48
- С2Н2=50 %;
- С2Н4=30 %.
Для нашего примера это Э4 (рис. 3.13).
Рассматриваемый метод не только наглядно показывает
«место» дефекта, но и позволяет наблюдать за траекторией его
развития, когда через определенное время делается несколько
ХАРГ и получаемые точки последовательно наносятся на треугольник.
В качестве недостатка метода можно назвать неполное
использование диагностической информации, получаемой в результате ХАРГ.
Метод ETRA
Этот метод был разработан в компании Electra Technology
Research Association (Япония) [39]. Для выявления характера
дефекта в данном методе также анализируются соотношения
трёх газов: С2Н2, C2H4, C2H6. Кроме другого набора газов, еще
одним отличием данного метода от предыдущего является построение квадрата, на двух сторонах которого наносятся неравномерные шкалы.
В площади квадрата выделены зоны, которые соответствует тому или иному виду дефекта. Механизм выделения зон
виден из рис. 3.14.
Алгоритм определения вида дефекта достаточно прост:
- рассчитываются отношения С2Н2/С2Н6 и С2Н4/С2Н6;
- по оси абсцисс в масштабе откладывается значение отношения С2Н4/С2Н6, по оси ординат – значение отношения
С2Н2/С2Н6;
- точка пересечения перпендикуляров, восстановленных из
полученных точек, укажет на зону, соответствующую тому или
иному виду дефектов.
172
Рис. 3.14. Квадрат ETRA
Если концентрация С2Н2 меньше, чем граница его определения, то этот газ считается отсутствующим. Отношение
С2Н2/С2Н6 в этом случае не рассчитывается, а условно принимается равным 0,005. При этом в оборудовании можно диагностировать только термические дефекты.
Графические образы дефектов
Данный метод графического построения образов разных дефектов в силовых трансформаторах также был предложен японскими исследователями. Эти образы строятся по концентрациям
пяти газов: Н2, CH4, С2Н6, С2Н4, C2H2. Метод был разработан на основе практического опыта сопоставления фактически выявленных
дефектов с концентрациями газов, полученными с помощью ХАРГ.
Следует отметить, что эти образы строят для оборудования, в кото-
173
ром концентрации некоторых или хотя бы одного газа превышают
граничные значения.
Приведем алгоритм построения графического образа дефекта:
1. По результатам ХАРГ среди всех газов выбирают тот, который имеет наибольшую абсолютную концентрацию.
2. Определяют величину отношения каждого газа к газу,
имеющему наибольшую концентрацию. Отношение газа с наибольшей концентрацией будет равняться единице, отношение остальных газов – меньше единицы.
3. Строят график образа дефекта, на котором по оси абсцисс
размещают газы строго в следующем порядке: Н2, CH4, С2Н6, С2H4,
C2H2, а по оси ординат откладывают вычисленное отношение для
каждого из этих газов. Полученные точки соединяют линией.
4. Сравнивают полученный график с тестовыми образами и
выбирают тот, где достигается максимальное совпадение. Этот образ и определяет вид дефекта.
Например, в результате проведения ХАРГ были получены
следующие концентрации газов, мкл/л: Н2=12, СН4=458, С2Н6=152,
С2Н4=571, С2Н2=0.
Газ, имеющий наибольшую концентрацию, – С2Н4. Определяются отношения всех газов к С2Н4:
С2Н4/С2Н4=571/571=1;
Н2/С2Н4=12/571=0,02;
СН4/С2Н4=458/571=0,8;
С2Н6/С2Н4=152/571=0,27;
С2Н2/С2Н4=0/571=0.
В соответствии с полученными отношениями строится график образа дефекта (рис. 3.15).
174
Рис. 3.15. График образа дефекта
Сравнивая полученный график с образами известных дефектов, находят такой, в котором достигается максимальное совпадение. Как правило, подобное сравнение выполняется автоматически
и соответственно численно оценивается степень совпадения. После
чего определение вида дефекта затруднений не вызывает.
Всего имеется порядка 12 образов дефектов, которые приведены в различных руководствах по интерпретации ХАРГ и, в частности, в [20].
Лепестковая диаграмма
Серьезная работа по интерпретации ХАРГ проведена коллективом специалистов Уральского Федерального университета [29,
33]. На этапе обнаружения дефекта ими предлагается использовать
два уровня значений концентраций растворенных в масле газов:
допустимый (ДЗ) и предельно допустимый (ПДЗ). В результате исследования факторов, влияющих на концентрации растворенных в
175
масле газов, сделаны выводы о целесообразности дифференцировать ДЗ и ПДЗ следующим образом:
- по способу защиты масла (герметичные и негерметичные);
- маркам масла (ГК, ВГ; ТКп и остальные);
- сроку эксплуатации (до 3, 3–15, 15–27, 27–37, свыше 37
лет);
- классу напряжения (35, 110, 220–500);
- типу РПН (PC и остальные).
Весь массив данных результатов ХАРГ был разделен на выборки в соответствии с найденными факторами влияния. Для нахождения значений ДЗ и ПДЗ концентраций газов для каждой выборки строилась интегральная функция распределения. Это оказалось
возможным благодаря информации, накопленной в базе данных
компьютерной системы «Альбатрос», разработчиками которой являются авторы данной методики.
Для определения характера дефекта предлагается отображать
состояние объекта на основе результатов ХАРГ в виде 8-ми лепестковой диаграммы, где по семи лучам откладываются значения концентраций газов, а по восьмому лучу – их сумма, которая находится
по формуле
5
S=
∑ K i + m (K CO + K CO
n =1
2
),
где K i – концентрации водорода и углеводородных газов;
m – коэффициент масштабирования (обычно m=0,01);
K CO – концентрация CO;
K CO 2 – концентрация CO2.
Предварительно на лепестковой диаграмме формируется образ, соответствующий ДЗ (ПДЗ). Допустимые значения выбираются
в зависимости от отмеченных выше конструктивных особенностей
и срока эксплуатации оборудования. Затем на соответствующих
лучах диаграммы отображаются полученные из ХАРГ концентрации всех газов (рис. 3.16).
176
Рис. 3.16. Лепестковая диаграмма по результатам ХАРГ:
область, ограниченная пунктиром, – зона бездефектного состояния; фигура, сформированная сплошными линиями, – пример образа дефектного состояния объекта
(превышены ДЗ по С2Н4 и СО2)
Полученный образ дефектного состояния оборудования необходимо сопоставить с некоторым набором эталонных изображений. Для их получения были проанализированы многочисленные
случаи результатов ХАРГ и последующих фактов вскрытия трансформаторов 35–500 кВ. После изучения собранных материалов было составлено 14 видов эталонных диаграмм, отображающих дефекты электрического и термического характера разной силы проявления.
В методике разработана специальная процедура сравнения
полученного изображения дефектного состояния с эталонными образами, предполагающая масштабирование полученного изображения, вычисление мер близости и родства, определение коэффициента опасности и других характеристик. Для этого предлагается соответствующая программа.
177
Анализируя рассматриваемую методику в целом, можно сделать следующие выводы:
- в ее основе лежит значительный фактический массив информации с результатами ХАРГ, накопленный почти за 20-ти летний период эксплуатации системы «Альбатрос» в различных энергокомпаниях РФ;
- авторами одними из первых вводится понятие «тренда»
применительно к концентрациям газов, что в рассматриваемом контексте нам представляется важнейшим диагностическим параметром;
- несколько смущает уровень сложности и, соответственно,
громоздкости предлагаемого инструментария; наш анализ свидетельствует, что методика становится популярной у специалистов,
пока степень ее «прозрачности» не опускается ниже определенных
пределов.
Заключение о состоянии трансформатора
на основе ХАРГ
Приведенный обзор методов интерпретации результатов
ХАРГ не исчерпывает всего многообразия работ, выполненных
в этой области. Создание новых способов трактовки результатов
ХАРГ продолжается и в настоящее время. Происходящее свидетельствует о том, что универсального и общепризнанного руководства, к сожалению, до сих пор не существует и специалисты
обычно используют несколько способов получения ответа на
два вопроса, которые были поставлены в начале данного раздела.
В этом случае нередкими оказываются ситуации, когда
выводы и заключения разных методик противоречат друг другу.
Из всего сказанного хотелось бы сделать следующие выводы.
1. ХАРГ и созданное разными специалистами его методическое обеспечение – это эффективный, но не самодостаточный метод диагностики состояния силовых трансформаторов.
Возможности этого подхода наиболее гармонично проявляются
178
в сочетании с другими методами оценки состояния силовых
масляных трансформаторов.
2. Эффективность данного подхода можно максимизировать. Чтобы это сделать, предлагается двигаться в двух направлениях. Первое – статистическая обработка огромных массивов
накопленной в электронном виде информации по ХАРГ и сопоставление этой информации с результатами вскрытия дефектных трансформаторов. Ведь остается еще достаточное количество неиспользованных возможностей. Возьмем, к примеру, отношения диагностических газов. Потенциально их количество
равняется 21 (табл. 3.15). Очевидно, что симметричные клетки
таблицы содержат обратные значения, поэтому не рассматриваются.
Таблица 3.15. Потенциальное количество отношений концентраций газов
Газ
Н2
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
СО
СО2
Н2
×
СН4/ Н2
С2Н2/ Н2
С2Н4/ Н2
С2Н6 /Н2
СО/Н2
СО2 /Н2
СН4
С2Н2
С2Н4
×
С2Н2/СН4 С2Н4/СН4 С2Н6/СН4 СО/СН4
×
СО2/СН4
С2Н4/С2Н2 С2Н6/С2Н2 СО/С2Н2 СО2/С2Н2
×
С2Н6/С2Н4 СО/С2Н4 СО2/С2Н4
×
С2Н6
СО/С2Н6 СО2/С2Н6
×
СО
СО2/СО
×
СО2
179
Во всех рассмотренных здесь методиках для определения
характера дефекта использовались только 4 отношения газов
(табл. 3.16). Все оставшиеся потенциально могут коррелировать
с различными дефектами, но эту корреляцию надо установить,
что в современных условиях при достигнутых уровнях концентрации информации довольно легко сделать.
Таблица 3.16. Используемые для анализа вида дефекта отношения
Газ
Н2
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
СО
СО2
Н2
×
в
!
!
!
!
!
×
!
!
!
!
!
×
1
a
!
!
!
×
1
c
!
!
×
!
!
×
d
СН4
С2Н2
С2Н4
С2Н6
СО
×
СО2
Примечание. ! – потенциальный источник информации.
Второе – системно использовать всю доступную информацию (рис. 3.17). Представляется, что решение данной задачи
возможно только на базе современных экспертных диагностических систем типа «Диагностика+» [41], «Альбатрос» и др. В [40]
говорится о специалистах, которые без всякой вычислительной
180
техники практически безошибочно выполняют диагностирование объектов, пользуясь весьма ограниченной информацией, но
максимально опираясь при этом на свой собственный опыт, знания, интуицию. Однако на множестве энергопредприятий РФ
количество подобных специалистов несоизмеримо мало и, к сожалению, увеличиваться вряд ли будет.
Рис. 3.17. Необходимая информация
для заключения о состоянии трансформатора
181
Заключение
Рассмотренные в настоящем издании вопросы диагностики силовых трансформаторов составляют относительно небольшой круг проблем, возникающих при техническом обслуживании этих сложных электротехнических объектов. На наш
взгляд, заслуживает более пристального внимания анализ влияния конструктивных особенностей трансформаторов на надежность вообще и на появление и развитие различных дефектов в
частности.
Многих специалистов интересуют новые методы диагностики силовых трансформаторов, которые в настоящее время
начинают успешно применяться в отечественных энергосистемах.
Наконец, незатронутой оказалась современная тенденция
на активное использование информационных технологий на
всех этапах жизненного цикла объекта и, естественно, в контексте рассматриваемых проблем на этапе эксплуатации и ремонтов.
Особые надежды в этом плане связываются с возможностями экспертных систем, которые по мере наполнения многоаспектной информацией как бы «самообучаются» и становятся
реальными помощниками специалистов при принятии сложных
технических решений.
Все эти и некоторые другие вопросы автор надеется рассмотреть в следующем издании книги.
182
Библиографический список
1. Резинских, В.Ф. Еще раз о ресурсе энергооборудования /
В.Ф. Резинских // Надежность и безопасность энергетики. – 2009. – № 4 . –
С. 9–13.
2. Вдовико, В.П. Методология системы диагностики электрооборудования высокого напряжения / В.П. Вдовико // Электроэнергетика. –
2009. – № 4. – С. 76–83.
3. Обобщенный индекс поляризации как параметр контроля состояния изоляционных промежутков силовых трансформаторов /
В.А. Чернышев [и др.] // Электроэнергетика. – 2009. – № 4. – С. 83–87.
4. Голоднов, Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов /
Ю.М. Голоднов. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 88 с.
5. Львов, М.Ю. О предельном состоянии силовых трансформаторов / М.Ю. Львов, Ю.Н. Львов, В.Б. Комаров, С.В. Цурпал // Электроэнергетика. – 2009. – № 5. – С. 11–15.
6. Сви, М.П. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения / М.П. Сви. – М.: Энергоатомиздат, 1992. – 240 с.
7. Овсянников, А.Г. Стратегия ТОиР и диагностика оборудования / А.Г. Овсянников // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. –
2011. – № 2. – С. 58–61.
8. Соколов, В.В. Актуальные задачи развития методов и средств
диагностики трансформаторного оборудования под напряжением /
В.В. Соколов // Изв. РАН. Энергетика. – 1997. – № 1. – С. 155–168.
9. Нормирование показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов / М.Ю. Львов [и др.] // Электрические станции. – 2002. – № 7. – С. 51–54.
10. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110500 кВ в эксплуатации / Б.В. Ванин [и др.] // Электрические станции. –
2001. – № 9. – С. 53–58.
11. Григорьев, А.В. Диагностика в технике. Понятие, цели, задачи / А.В. Григорьев, В.Н. Осотов // Электротехника. – 2003. – № 4. – С. 46–
51.
12. Объем и нормы испытаний электрооборудования. – М.; Л.:
ГЭИ, 1957. – 168 с.
13. Нормы испытания электрооборудования. – Изд. 5-е. – М.:
Атомиздат, 1978. – 304 с.
14. Объем и нормы испытаний электрооборудования. – Изд. 6-е. –
М.: ЭНАС, 2000. – 255 с.
15. Биргер, И.А. Техническая диагностика / И.А. Биргер. – М.:
Машиностроение, 1978. – 240 с.
16. Неразрушающий контроль и диагностика: справочник /
В.В. Клюев [и др.]. – М.: Машиностроение, 2003. – 656 с.
183
17. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: КНОРУС, 2011. – 280 с.
18. Цветков, В.А. Диагностика мощных генераторов / В.А. Цветков. – М.: ЭНАС, 1995. – 235 с.
19. Хевиленд, Р. Инженерная надежность и расчет на долговечность / Р. Хевиленд. – М.; Л.: Энергия, 1966. – 232 с.
20. РД 153–34.0–46.302–00. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле. – М., 2001.
21. Резинских, В.Ф. О предельном сроке эксплуатации оборудования ТЭС / В.Ф. Резинских // Электрические станции. – 2011. – № 6. – С. 48–
52.
22. Болотин, В.В. Ресурс машин и конструкций / В.В. Болотин. –
М.: Машиностроение, 1990. – 448 с.
23. СТО 17330282.27.100.001–2007. Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. – М.: НП «ИНВЭЛ», 2007.
24. РД 10–577–03. Типовая инструкция по контролю металла и
продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. – М.: ФГУП «НТЦ «Промышленная
безопасность», 2004.
25. Смирнов, М.А. Оценка состояния трансформаторов по анализу
растворенных газов в масле / М.А. Смирнов, Н.П. Фуфурин // Эксплуатация и совершенствование высоковольтных аппаратов и трансформаторов /
М.А. Смирнов, Н.П. Фуфурин / Тр. ВНИИЭ. – М.: Энергия. – 1976. –
Вып. 49. – С. 24–31.
26. Смирнов, М.А. Газовыделение при повреждениях силовых
трансформаторов / М.А. Смирнов // Эксплуатация и совершенствование
высоковольтных аппаратов и трансформаторов / М.А. Смирнов / Тр. ВНИИЭ. – М.: Энергия. – 1976. – Вып. 49. – С. 43–47.
27. Гурин, В.В. Обследование силовых трансформаторов в эксплуатации / В.В. Гурин, В.В. Соколов // Электротехника. – 1994. –
№ 9. – С. 43–48.
28. Классификация дефектов в силовых масляных трансформаторах / Л.В. Виноградова [и др.] // Высоковольтная техника и электротехнология / Л.В. Виноградова [и др.]; Иван. гос. энерг. ун-т. –
Иваново, 1999. – С. 14–21.
29. Структура экспертно-диагностической и информационной
системы оценки состояния высоковольтного оборудования / И.В. Давиденко [и др.] // Электрические станции. – 1997. – № 6. – С. 25–27.
184
30. Алексеев, Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных
силовых трансформаторов / Б.А. Алексеев. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС,
2002. – 216 с.
31. Силовые трансформаторы / под ред. С.Д. Лизунова,
А.К. Лоханина. – М.: Энергоиздат, 2004. – 616 с.
32. Бережной, В.Н. Актуальные проблемы диагностики мощных силовых трансформаторов / В.Н. Бережной // Интеллектуальная
электроэнергетика, автоматика и высоковольтное коммутационное
оборудование: тез. докл. XI междунар. науч.-техн. конф., 8–9 ноября
2011 г. / Всероссийский электротехнический институт. – М.: ВЭИ,
2011. – 250 с.
33. Давиденко, И.В. Использование систем искусственного интеллекта для продления ресурса маслонаполненного оборудования /
И.В. Давиденко [и др.] // Энергоэксперт. – 2009. – № 4. – С. 43–46.
34. Дарьян, Л.А. Анализ качества устройства отбора проб,
применяемых для хроматографического анализа газов, растворенных в
изоляционных жидкостях / Л.А. Дарьян, С.М. Коробейников // Электричество. – 2006. – № 12. – С. 62–64.
35. Захаров, А.В. Корреляционные характеристики диагностических параметров газов, растворенных в масле, при нормальном режиме работы трансформатора / А.В. Захаров // НРЭ. – 2002. – № 1. –
С. 36–40.
36. IEC 60599 ed 2.1. Mineral oillmpregnated electrical equipment
in service – Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis.
2007. – 65 с.
37. IEEE Std C57.104-1991 / IEEE Guid for the Interpretation of
Gases Generated in Oil-Immersed Transformers.
38. Шиллер, О.Ю. Определение граничных концентраций растворенных газов в масле шунтирующих реакторов / О.Ю. Шиллер //
Энергоэксперт. – 2011. – № 2. – С. 38–41.
39. Committee on Special, «Conservation and Control of Oilinsulated Components by Diagnosis of Gas in Oil» // Electrical Cooperative
Research Association. – 1980. – Publication № 36. – № 1 (in Japanese).
40. Сидельников, Л.Г. Диагностика масла [Электронный ресурс] / Л.Г. Сидельников, А.М. Сидунин, А.Ю. Сыкулов. – Режим доступа: http://silovoytransformator.ru/stati/diagnostika-masla-2.htm.
41. Экспертная система оценки состояния электрооборудования «Диагностика+» / Г.В. Попов [и др.] // Электрические станции. –
2011. – № 5. – С. 36–45.
185
Приложения
Приложение 1
Список принятых сокращений
ВЛ – воздушная линия
ВН – высокое напряжение
ВНИИЭ – Всероссийский научно-исследовательский институт
энергетики
ВТИ – Всероссийский теплотехнический институт
ГГ – горючий газ
ДЗ – допустимое значение
ДП – диагностический признак
ДСП – древесно-стружечная плита
ЗТЗ – Запорожский трансформаторный завод
ИС – исправное состояние
КД – ключевой дефект
КЗ – короткозамкнутый
КОН – химическая формула едкого калия
КС – контактное соединение
МБИ – маслобарьерная изоляция
МЭК – международная электротехническая комиссия
НН – низкое напряжение
НС – неисправное состояние
НРЭ – нарушения в режиме эксплуатации
ОРГГ – объем растворенных горючих газов (суммарный)
ПДЗ – предельно допустимое значение
ПУ – переключающее устройство
РД – руководящий документ
РКГ – рост концентрации газов
РПН – регулирование (напряжения) под нагрузкой
РС – работоспособное состояние
СИГРЭ – Conseil International des Grands Réseaux Électriques (Международный Совет по большим электроэнергетическим системам
высокого напряжения)
СП – степень полимеризации
ТД – термический дефект
ТО и Р – техническое обслуживание и ремонт
ТС – техническая система
ХАРГ – хроматографический анализ растворенных газов
ХХ – холостой ход
ЧР – частичные разряды
186
Приложение 2
Параметры, характеризующие трансформатор
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
36.
37.
Число обмоток
Число фаз
Частота, Гц
Вид pегулиpования напряжения
Мощность тpансфоpматоpа, кВ·A
Уровень потерь ХХ, Вт
Уровень потерь КЗ, Вт
Уровень тока ХХ, %
Уровень суммарных потерь, Вт
Уровень массы тpансфоpматоpа, кг
Уровень напряжения КЗ, %
Вид системы охлаждения
Пеpегpев сpедних слоев масла, °С
Пеpегpев веpхних слоев масла, °С
Масса масла в тpансфоpматоpе, кг
Масса активной части, кг
Масса пpочих деталей констpукции, кг
Масса тpансфоpматоpа, кг
Масса обмоточного пpовода, кг
Себестоимость тpансфоpматоpа, pуб.
Потеpи ХХ, Вт
Потеpи КЗ, Вт
Ток ХХ, %
Суммаpные потеpи, Вт
Потеpи в отводах, Вт
Потеpи в стенках бака, Вт
Потеpи в кpышке бака, Вт
Реактивная мощность, В·А
Междуфазное pасстояние, мм
Размеp канала pассеяния, мм
Внутpенний изоляцяционный пpомежуток, мм
Сpедний диаметp канала pассеяния, мм
Сpедняя высота обмоток, мм
Коэффициент Роговского
Активная составляющая Uк, %
Реактивная составляющая Uк, %
Напpяжение коpоткого замыкания, %
187
38. ЭДС витка, В
39. Изоляционное pасстояние от стенки бака до обмотки по малой
оси, мм
40. Высота подкладок под магнитопpовод, мм
41. Расстояние от магнитопpовода до кpышки, мм
42. Изоляционное pасстояние от стенки бака до обмотки по большой
оси, мм
43. Класс напpяжения, кВ
44. Активная составляющая тока ХХ, A
45. Реактивная составляющая тока ХХ, A
46. Коэффициент полезного действия, %
47. Число ступеней pегулирования напряжения в одну сторону от номинала
48. Пpоцент pегулирования напpяжения в одной ступени
49. Уpовень шума в тpансфоpматоpе, дБ
50. Число положений пеpеключателя
51. Тип трансформатора
Параметры, характеризующие магнитопpовод
52.
53.
54.
55.
56.
57.
58.
59.
60.
61.
62.
63.
64.
65.
66.
67.
68.
69.
70.
Диаметp стеpжня, мм
Высота окна, мм
Межосевое pасстояние, мм
Высота центpального пакета яpма, мм
Коэффициент заполнения сечения стержня сталью
Коэффициент заполнения площади кpуга
Коэффициент усиления яpма
Толщина стали, мм
Маpка стали
Индукция в стеpжне исходная, Тл
Индукция в стеpжне pасчетная, Тл
Индукция в яpме, Тл
Активное сечение стеpжня, мм2
Активное сечение яpма, мм2
Масса стеpжней, кг
Масса яpем, кг
Масса центpальных углов, кг
Масса кpайних углов, кг
Масса магнитопpовода, кг
188
71.
72.
73.
74.
75.
76.
77.
78.
79.
80.
81.
82.
Вид Г-обpазного угла
Вид Т-обpазного угла
Количество пакетов стеpжня
Количество пакетов яpма
Число типоpазмеpов пластин
Вид обpаботки стали
Вид шихтовки
Вид опpессовки стеpжня
Вид оппpессовки яpма
Вид снятия заусенцев
Вид лакиpовки
Плотность стали, кг/м3
Параметры, характеризующие каждую обмотку
83. Число концентpов
84. Тип обмотки
85. Схема соединения
86. Линейное номинальное напpяжение, В
87. Фазное номинальное напpяжение, В
88. Номинальный фазный ток, А
89. Минимальный фазный ток, А
90. Максимальный фазный ток, А
91. Сопpотивление, Ом
92. Длина пpовода, мм
93. Плотность тока, А/мм2
94. Число слоев
95. Число паpаллелей
96. Шиpина, мм
97. Сpедний диаметp, мм
98. Внутpенний диаметp, мм
99. Наpужный диаметp, мм
100. Число ходов
101. Высота обмотки до опpессовки, мм
102. Высота обмотки после опpессовки, мм
103. Высота витка, мм
104. Усилие запpессовки, кг
105. Усадка каpтона, %
106. Усадка бумаги, %
189
107. Число витков номинальное
108. Число витков максимальное
109. Число витков минимальное
110. Число витков в слое
111. Число витков в последнем слое
112. Расстояние до яpма веpх, мм
113. Расстояние до яpма низ, мм
114. Пpизнак выполнения межслоевой изоляции
115. Число слоев межслоевой изоляции
116. Толщина листа межслоевой изоляции, мм
117. Сечение пpовода, мм2
118. Число охлаждающих каналов
119. Число pеек
120. Пpизнак намотки
121. Шиpина pеек, мм
122. Шиpина охлаждающего канала, мм
123. Толщина цилиндpа, мм
124. Количество цилиндpов
125. Внутpенний диаметp цилиндpа, мм
126. Шиpина внутpеннего охлаждающего канала, мм
127. Шиpина наpужного охлаждающего канала, мм
128. Матеpиал пpовода
129. Соpтамент
130. Высота пpовода исходная, мм
131. Шиpина пpовода исходная, мм
132. Высота пpовода pасчетная, мм
133. Шиpина пpовода pасчетная, мм
134. Полное число паpаллелей пpовода
135. Сечение витка, мм2
136. Число сечений пpовода
137. Масса голого пpовода, кг
138. Масса изолиpованного пpовода, кг
139. Толщина изоляции пpовода, мм
140. Вид тpанспозиции
141. Суммаpные потеpи в обмотке, Вт
142. Суммаpные добавочные потеpи в обмотке, Вт
143. Основные потеpи в обмотке, Вт
144. Потеpи от циpкулиpующих токов, Вт
145. Потеpи от попеpечной составляющей индукции рассеяния, Вт
146. Потеpи от пpодольной составляющей индукции рассеяния, Вт
190
147. Потеpи в отводах, Вт
148. Сpедний пеpегpев обмотки над маслом, °С
149. Максимальный пеpегpев обмотки над маслом, °С
150. Пеpегpев обмотки над окpужающей сpедой, °С
151. Максимальный пеpегpев обмотки над окpужающей сpедой, °С
152. Полное напpяжение от pадиальных усилий, Па
153. Сpеднее напpяжение от pадиальных усилий, Па
154. Шиpина витка, мм
155. Испытательное напpяжение, кВ
156. Удельное электрическое сопpотивление металла обмотки, мкОм·м
157. Плотность металла обмотки, кг/м3
158. Цена пpовода, pуб/кг
Параметры, характеризующие бак
159. Шиpина бака, мм
160. Длина бака, мм
161. Высота бака, мм
162. Толщина стенки бака, мм
163. Толщина кpышки бака, мм
164. Толщина дна бака, мм
165. Фоpма бака, мм
166. Масса бака, кг
167. Пеpиметp бака, мм
168. Повеpхность бака, мм2
169. Повеpхность pадиатоpа, мм2
170. Стоимость pадиатоpов, pуб.
171. Тип pадиатоpа
172. Количество pадиатоpов
173. МО pадиатоpов, мм
174. Расстояние от кpышки бака до оси веpхнего патpубка, мм
175. Минимальное pасстояние от дна бака до оси нижнего патрубка, мм
176. Расчетное pасстояние от дна бака до оси нижнего патрубка, мм
177. Количество тpуб в pадиатоpе
178. Число pядов тpуб в pадиатоpе
179. Масса pадиатоpа, кг
180. Масса масла в pадиатоpе, кг
181. Шиpина pадиатоpа, мм
182. Повеpхность pадиатоpов, мм2
191
Параметры, характеризующие обмоточный концентp
183. Число слоев в концентpе
184. Шиpина концентpа, мм
185. Сpедний диаметp концентpа, мм
186. Число витков в концентpе
187. Объем концентpа, м3
188. Поверхностная плотность теплового потока, Вт/м3
189. Шиpина внутpеннего охлаждающего канала, мм
190. Шиpина наpужного охлаждающего канала, мм
191. Сpедний пеpегpев концентра над маслом, °С
192. Максимальный пеpегpев концентpа над маслом, °С
193. Тепловой поток концентpа, Вт
192
Научное издание
ПОПОВ Геннадий Васильевич
ВОПРОСЫ ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Редактор М.А. Иванова
Подписано в печать
. Формат 60×80 1/16.
Печать плоская. Усл. печ. л. 10,23. Уч.-изд. л. 11,5.
Тираж 150 экз. Заказ №
.
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический
университет имени В.И. Ленина».
Отпечатано в УИУНЛ ИГЭУ
153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34.
193
194