Практика применения ХАРГ для определения дефектов в силовых трансформаторах

В статье описываются дефекты силовых трансформаторов, обнаруженные по результатам ХАРГ и подтверждённые результатами других измерений, а также вскрытием оборудования при ремонте.

Трансформаторное масло в процессе эксплуатации выполняет функции изоляции и охлаждения активной части. Кроме того, трансформаторное масло служит передаточным звеном (диагностической средой), параметры которого позволяют оценить состояние всего силового трансформатора, определить наличие и вид дефекта.

Анализ физико-химических (ФХА) параметров трансформаторного масла (влагосодержание, кислотное число, tgδ и т.д.) позволяют определить состояние (ресурс) силового трансформатора, исходя из долговременного анализа параметров.

Хроматографический анализ газов (ХАРГ) растворенных в трансформаторном масле предназначен для выявления быстроразвивающихся дефектов, вызванных превышением температуры свыше 150oС в активной части силового трансформатора. Быстроразвивающимися следует считать дефекты,время развитие которых занимает от нескольких дней (оборудование после капитального ремонта или длительного останова) до нескольких месяцев (во время эксплуатации). Такой интервал выбран с учетом периодичности отбора проб масла для анализа и времени принятия решения по полученным результатам. На практике иногда встречаются внедрения системы непрерывного мониторинга трансформаторного масла по результатам ХАРГ, которые позволяют получать результаты в реальном времени. Однако, как правило такие системы не работают на отключение оборудования при резком изменении концентрации газов из-за недостаточной подготовленности персонала и опасений ложного срабатывания.

Обычно пробы масла для ХАРГ отбираются на месте установки оборудования и доставляются в специализированную химическую лабораторию. В «лучшие времена» такая лаборатория проводила анализ проб из более чем 450 силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше (1200-1400 проб в год). Оценку результатов ХАРГ и выдачу рекомендации осуществлял специалист, знающий конструктивные особенности оборудования и непосредственно работающий по диагностике силовых трансформаторов.

Классификация дефектов силовых трансформаторов

Оценка результатов ХАРГ проводится на основании требований РД 153-34.0-46.302-00 «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторов на основе ХАРГ». За основу выбираются величины концентраций характерных газов и их соотношения. Учитываются эксплуатационные факторы, влияющие на изменение концентрации растворенных газов. Для оценки удобнее использовать не относительные концентрации газов, а их превышения над граничными значениями.

Выявленные подтверждённые дефекты можно условно разделить на несколько групп:

1. Дефекты магнитопровода.
2. Дефекты обмоток и контактной системы.
3. Дефекты навесного оборудования (дефекты маслонасосов, маслонаполненных вводов, дефекты системы охлаждения и т.п.).

Рассмотрим эту классификацию подробнее на примере дефектов реальных объектов.

Дефекты магнитопровода

По ХАРГ как правило не выявляются дефекты магнитопровода, обусловленные общим старением межлистовой изоляции пластин. Это обусловлено тем, что добавочные потери вызывают повышенный нагрев всего остова, но при этом температура остова не превышает величины газообразования масла (примерно 150oС). На рис. 1 приведен фрагмент остова магнитопровода трансформатора типа ТДЦ-250000/110 со сроком службы более 40 лет. Перед проведением капитального ремонта превышение результатов измерения потерь холостого хода при пониженном напряжении над заводскими значениями составило 48% (норма не более 30%). По результатам ХАРГ зафиксировано незначительное превышение концентрации СО в 1,3 раза. Концентрации остальных газов были в норме.

Рисунок 1. Разрушение изоляции пластин магнитопровода.

Типичным эксплуатационным дефектом магнитопровода принято считать дефекты термического характера, вызванные перегревом. Как правило, к такому перегреву приводит замыкание отдельных стяжных шпилек, бандажей, замыкание части пластин активной стали и появление дополнительных точек замыкания магнитопровода, которые вызывают вихревые токи (токи Фуко) за счет изменения направления замыкания магнитного потока. Все это приводить к локальным перегревам активной части, а также повышенному нагреву болтов разъема и бака трансформатора.

Основными газами при этом типе дефекта обычно являются этилен (С2Н4) и метан (СН4). Для уточнения степени и локализации дефекта может использоваться: тепловизионный контроль (локальные зоны перегрева по баку трансформатора, нагрев болтов разъема), локация частичных разрядов акустическим методом (локальные зоны в районе верхней/нижней ярмовой балки), измерение потерь холостого хода (не симметричные потери), измерение степени запрессовки магнитопровода вибрационным методом. При превышении концентрации указанных газов в 3-5 раз относительно граничных значений можно применять дополнительные методы локации дефектов.

Большая часть дефектов в магнитопроводе может развиваются годами и не приводит к аварийному останову оборудования. Максимальный промежуток времени от обнаружения дефекта в магнитопроводе трансформаторе до его устранения составил более 20 лет.

Пример 1. Автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110

В результате попадания металлической стружки на верхнее ярмо магнитопровода между фазами «А» и «В» (рис. 2) произошло замыкание отдельных пластин. Это вызвало обильное выделение газов. Основной газ - этилен (С2Н4), дополнительные - метан (СН4) и этан (С2Н6). РД 153-34.0-46.302-00 даёт следующий прогноз: «Термический дефект в диапазоне высоких температур (>700°С). Горячая точка в сердечнике, перегрев меди из-за вихревых токов, циркулирующих токов в сердечнике или баке. Перегрев и повреждение твердой изоляции».

Тепловизионный контроль выявил локальную область повышенного нагрева в верхней части трансформатора (рис. 3). Локация частичных разрядов акустическим методом указала на зону в районе стержня магнитопровода фазы «В», более выраженную при увеличении нагрузки.

Поверхностная чистка верхнего ярма магнитопровода со сливом масла без подъема колокола результата не дала. Часть стружки попала внутрь вентиляционных каналов магнитопровода, часть опустилась на нижнее ярмо. Как следствие, при наборе автотрансформатором нагрузки более 50 МВА наблюдалось активное выделение газов (на графике 1 это соответствует пикам резкого повышения концентрации).

Помимо дефекта магнитопровода на графике можно увидеть всплески концентрации ацетилена (С2Н2), что свидетельствует о повреждении маслонасосов. После экспериментов с системой охлаждения при различной нагрузки было принято следующее решение:

• данный трансформатор следует эксплуатировать с полностью включённой системой охлаждения (включая резервные маслонасосы и вентиляторы охлаждения);
• максимальную нагрузку необходимо ограничить величиной 70 МВА (допускается увеличение нагрузки до 85 МВА суммарной продолжительностью не более 4-х дней в месяц и не более 2-х дней подряд с контролем состояния трансформатора по ХАРГ).

Эти меры позволили понизить температуру в зоне дефекта и стабилизировать прирост газов при колебаниях нагрузки.

График 1. Изменений превышений газов над граничными значениями от времени в автотрансформаторе АТДЦТН-200000/220/110.

Рисунок 2. Металлическая стружка на бандаже и активной стали магнитопровода

Рисунок 3. Локальный нагрев в верхней части автотрансформатора

Пример 2. Трансформатор ТДЦ-250000/220

Из-за ослабления прессовки обмоток произошло смещение прессующих винтов с последующим замыканием их на магнитопровод (рис. 4). При этом возникли дополнительные точки заземления магнитопровода. Анализ пробы показал: основной газ - этилен (С2Н4), дополнительные - метан (СН4), ацетилен (С2Н2) и водород (Н2). Присутствие ацетилена и водорода связано с не полным металлическим контактом в зоне дефекта, что вызвало искреннее и горение дуги (график 2). Другими словами, анализ показал комбинацию двух дефектов, однако основным по прогнозу был принят дефект магнитопровода (таб. 2). Время развития дефекта составило около 1 года (график 2).

Локация частичных разрядов акустическим методом выявила проблемную зону в районе верхнего ярма между фазами «А» и «В» (рисунок 5). Сдвоенные пики на графике - это дефекты в двух разных местах.

Таблица 2. Прогноз по соотношению газов в автотрансформаторе ТДЦ-250000/220

Рисунок 4. Повреждение магнитопровода из-за ослабления прессовки обмотки

График 2. Изменений превышений газов над граничными значениями от времени в трансформаторе ТДЦТН-250000/220

Рисунок 5. Сигнал, зарегистрированный при измерении ЧР в трансформаторе акустическим методом

Дефекты обмоток и контактной системы

Основные газы - ацетилен (С2Н2) и водород (H2).

Для уточнения и локализации дефекта можно использовать тепловизионный контроль (зоны в районе выводов) и измерение сопротивления постоянному току.

Подобные дефекты, как правило, развиваются очень быстро и вызваны либо ослаблением или подгоранием контактных соединений, или и повреждениями в обмотках. Результаты ХАРГ рассматривают обычно уже после аварийного останова оборудования. Дефекты в части повреждения контактной системы в баке трансформатора успешно выявляются и предотвращаются.

В случае трансформаторов с переключающим устройством (РПН) часто встречающееся повреждение - это подгорание контактов предизбирателя РПН. Этот дефект характерен для трансформаторов, работающих в небольшом пределе регулирования. Если не проводить вовремя чистку контактов предизбирателя его переключением во всех положениях (рекомендуется 3-5 полных циклов 1 раз в год), то наиболее часто используемые контакты подгорают. Основной газ при таких дефектах - ацетилен (С2Н2). Его концентрация превышает граничное значение в 2-5 раз. Концентрации других газов остаются в норме.

Пример 3. Трансформатор ТРДЦН-100000/220

Исходные данные: трансформатор длительное время работал с нагрузкой 50 – 80 % от номинальной и при положении РПН 3-8 (среднее положение -10). При очередном отборе пробы трансформаторного масла на ХАРГ было выявлено превышение концентраций отдельных газов (см. таб. 3): основной газ - ацетилен (С2Н2), дополнительный - оксид углерода (СО).

Чистка контактов путем многократных переключений РПН, проведённая эксплуатационным персоналом, результата не дала. Акустической локализацией ЧР характерных зон обнаружить не удалось, т.к. избиратель РПН закрыт картонным экраном, который ослабляет акустические сигналы и влияет на определение направления их направления. Измерение сопротивления постоянному току обмоток отклонений не выявило.

Трансформатор был выведен в капитальный ремонт. При осмотре избирателя переключающего устройства, а были обнаружены следы перегрева неподвижного контакта и подгар подвижного контакта предизбирателя фазы «С» (см. рис. 6).

Таблица 3. Результаты ХАРГ и прогноз по соотношению газов в автотрансформаторе ТРДЦН-100000/220.

Рисунок 6. Слева - исправный контакт предизбирателя фазы «В», справа - контакт предизбирателя фазы «С» со следами перегрева

Пример 4. Автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110

Исходные данные. Основной газ - ацетилен (С2Н2), дополнительные - водород (Н2) и этилен (С2Н4). Произошло отключение автотрансформатора по дифференциальной токовой защите. Содержание ацетилена превысило 46 ПДК (см. график 3). Проведенные типовые измерения выявили снижение сопротивления изоляции обмотки НН до 10 МОм. Значения сопротивлений самих обмоток переменному и постоянному току удовлетворяли требованиям норм.

При осмотре активной части трансформатора было обнаружено повреждение регулировочной обмотки (рис. 7) из-за попадания постороннего объекта между витками. Выброс меди из зоны повреждения попал на отводы НН, что и вызвало снижение сопротивления ее изоляции. В регулировочной обмотке не было полного обрыва за счет конструктивной особенности намотки обмотки и характера повреждения.

График 3. Изменений превышений газов над граничными значениями от времени в трансформаторе АТДЦТН-125000/220/110 (пример 8)

Таблица 4. Прогноз по соотношению газов в автотрансформаторе АТДЦТН-200000/220/110.

Рисунок 7. Повреждение регулировочной обмотки

Пример 5. Автотрансформатор АТДЦТН-63000/220/110

Исходные данные. Основной газ - ацетилен (С2Н2), дополнительный - этан (С2Н6). Автотрансформатор длительное время работал с превышением по ацетилену (см. график 4).

Определение характера дефекта по соотношению концентрации газов не давало однозначного прогноза (таб. 5). Однако большинство признаков (основной газ ацетилен, отсутствие разложения твердой изоляции) указывало на наличие проблемы с контактной системой переключающего устройства.

Проведенные измерения под рабочим напряжением и на отключенном оборудовании не выявили отклонений измеренных параметров от нормального значения, локализовать дефект не удалось. При вскрытии трансформатора было обнаружено, что экран избирателя РПН из упал, один его конец касался токоведущей части, а другой - бака трансформатора. Экран изготовлен из электрокартона, его поверхность оказалась загрязненной и увлажненной. В результате развился ползущий разряд по поверхности экрана. На рис. 8 показан аналогичный случай (экран не упал, а только сместился и коснулся нижнего фланца переключателя).

График 4. Изменений превышений газов над граничными значениями от времени в трансформаторе АТДЦТН-63000/220/110

Таблица 5. Прогноз по соотношению газов в автотрансформаторе АТДЦТН-63000/220/110.

Рисунок 8. Нагар в месте касания картонного экрана и нижнего фланца переключающего устройства

Дефекты навесного оборудования

Этот тип дефектов не характеризуется превышением концентрации какого-то одного газа. Дефекты «маскируются» под неисправности активной части. Так, например, дефекты системы охлаждения могут вызывать ненормальные режимы работы магнитопровода и вызывать соответствующую комбинацию концентрации газов в масле. Неисправности маслонасосов (в зависимости от характера повреждения) могут быть интерпретированы как дефекты обмотки, так и как дефекты магнитопровода.

Дефекты маслонаполненных вводов можно локализовать, отбирая пробы масла из самого ввода (т.к. масло во вводе не смешивается с маслом в баке трансформатора). При этом следует считаться с малым объемом масла в высоковольтных вводах. Поэтому хроматографический анализ масла проводится только если:

• ввод отработал нормативный срок;
• зафиксирован отказ нескольких единиц оборудования подряд;
• ввод имеет отклонения параметров, имеющих решающее значение.

Для уточнения и локализации степени дефекта может использоваться визуальный, тепловизионный ь и вибрационный методы контроля.

Пример 6. Ввод ГБМТ-110/630 (срок службы 29 лет)

Отбор масла для ХАРГ из высоковольтного герметичного ввода проводился из-за повышенного давления внутри ввода (по показаниям манометра). Из-за длительного периода с низкой температурой воздуха (ниже -20OС) измерения изоляционных характеристик ввода не проводились из-за низкой достоверности данных. Анализ масла показал превышения концентрации газов. В соответствие с браковочными критериями методических указаний завода изготовителя превышение углеродных газов (см. таб. 6) свидетельствует о критическом перегреве остова ввода.

Ввод был демонтирован и отправлен в ремонт. Последующие манипуляции показали, что при комнатной температуре изоляционные характеристики узла не отклоняются от нормы, а на внутренней крышке ввода, между слоями бумаги остова и на центральной трубе ввода обнаружены следы воскообразования (см. рис. 9). По общему состоянию ввода был сделан прогноз «тепловой» пробой остова ввода в течение 6-24 месяцев.

Таблица 6. Концентрации газов во вводе ГБМТ-110/630.

* сумма всех углеродных газов (включая ацетилен)

Рисунок 9. Воскообразование в высоковольтном вводе

В заключение о роли локализации дефектов

Как видно из приведённых выше примеров прогноз состояния трансформатора и его узлов по результатам ХАРГ масла (согласно РД 153-34.0-46.302-00) имеет точность в определении характера дефекта на уровне 90%. Некоторую прогностическую неопределенность этот метод диагностики дает в случаях, вызванных наложением двух и более дефектов в одном трансформаторе.

После определение характера дефекта необходимо его локализовать. Для этого используются различные методы диагностики (в зависимости от характера дефекта), анализ режимов работы оборудования и анализ эксплуатационной документации. Большое значение имеет информация о конструктивных особенностях конкретного оборудования и а о подтверждённых дефектах по результатам ремонтов оборудования.

Примерно в половине случаев не удается локализовать место дефекта с первого раза и тогда приходится либо повторять обследования до получения результата, либо искать нестандартный подход к решению проблемы.

Вскрытие трансформатора при превышении концентрации газов в 2-5 раз граничных значений (особенно если предполагаемый дефект находится в магнитопроводе) без локализации места дефекта как правило не дает никакой информации. В таких случаях достаточно провести визуальный осмотр, это позволит выявить около 20-30% дефектов. Кроме этого, даже вскрытие трансформатора не позволит обнаружить дефекты, скрытые внутри активной части или не имеющие внешних признаков. При этом количество методов контроля, которые можно использовать на вскрытом трансформаторе сильно ограничено. Поэтому локализация дефекта в области 1 - 2 м2 повышает вероятность обнаружения дефекта при вскрытии оборудования до 70-90%.

Заполните форму, и мы подберем для вашего трансформатора решение по АРГ от компании Qualitrol: