Проблемы диагностики состояния силовых трансформаторов

В статье показаны проблемы, возникающие при организации работ по диагностике высоковольтных силовых трансформаторов. Автор приводит примеры анализа и практику интерпретации данных, полученных хроматографическим, физико-химическим, тепловизионным и другими методами измерений при обследовании оборудования; показывает какую роль в принятии решений играет личный опыт и квалификация специалистов по диагностике.

Практика обследования силовых трансформаторов 110 кВ и выше показывает, что нередки случаи неверного подхода и непонимания специалистами самой сути диагностики. Как правило, особенно начинающие специалисты считают, что, если они измерили какие-либо характеристики и тут же выдали заключение - это и есть диагностика. Такое мнение совершенно неверно. Основная диагностика проводится не на объекте, а до того, как бригада приступила к измерениям. На объекте как правило идет проверка того, что мы уже ожидаем от конкретного трансформатора - мы ищем подтверждения ранее выдвинутым предположениям о наличие, виде и степени дефекта. Хороший специалист по диагностике нередко способен угадать место и вид дефекта, основываясь только на субъективных данных и интуиции и исходя из опыта ранее проведенных обследований.

Проблемы диагностики состояния силовых трансформаторов.
Рисунок 1. Автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/220/110.

Диагностика начинается с изучения документации на трансформатор, как бы банально это не звучало. Изучая документацию, специалист уже должен представлять себе область расположения дефекта, системы и узлы, на которые следует обратить особое внимание, а также оценивает какие методы диагностики будут эффективны в конкретном случае.

Прогнозирование состояния оборудования.

Начинать анализ состояния трансформатора нужно с параметров трансформаторного масла. Около 90% процентов дефектов можно определить по результатам хроматографического (ХАРГ) и физико-химического (ФХА) анализов масла.

По ХАРГ, помимо определения соотношений характерных газов, нагляднее и удобнее всего строить график изменения содержания растворенных газов (в граничных концентрациях) во времени (рисунок 2). Затем необходимо сопоставить все существенные изменения концентраций газов с событиями, связанными с эксплуатацией и ремонтом данного оборудования. Например, доливка трансформаторного масла, выход из строя системы охлаждения, перегрузка трансформатора, протекание через трансформатор токов КЗ, сварочные работы на баке трансформатора и т.п. Это позволяет определить является ли превышение содержания растворенных газов следствием возникновения дефекта или реакцией трансформатора на внешние воздействие, которое не угрожает выходу его из строя.

На рис. 2 красной стрелкой показан момент возникновения дефекта. За это время автотрансформатор не подвергался аварийным воздействиям и работал в нормальном режиме. Единственным внешним фактором, произошедшим за данный период, стала доливка трансформаторного масла в бак автотрансформатора. С наибольшей вероятностью именно это событие повлияло на рост концентрации газов. При этом результаты ФХА (высокое пробивное напряжение и низкое влагосодержание трансформаторного масла) исключали замыкание в крепежной системе магнитопровода из-за увлажнения изоляционных конструкций.

При проведении капитального ремонта трансформатора было выявлено наличие металлической стружки на магнитопроводе, что привело к замыканию отдельных пластин и местному перегреву магнитопровода (рисунок 3). Область дефекта находилась как раз в зоне патрубка, через который доливали трансформаторное масло. Выяснилось, что для долива масла использовали неисправное оборудование - в его составе оказался дефектный масляный насос с поврежденный крыльчаткой. В итоге в бак автотрансформатора долили загрязненное масло, что и вызвало локальный перегрев и характерное повышение концентрации газов.

Рисунок 2. Рост граничных значений газов в автотрансформаторе типа АТДЦТН-200000/220/110.
Рисунок 2. Рост граничных значений газов в автотрансформаторе типа АТДЦТН-200000/220/110.

Рисунок 3. Металлическая стружка на магнитопроводе и ярмовых балках. Фотографии сделаны перед вскрытием автотрансформатора с применением видеоэндаскопа.

Рисунок 3. Металлическая стружка на магнитопроводе и ярмовых балках. Фотографии сделаны перед вскрытием автотрансформатора с применением видеоэндаскопа.

Рисунок 3. Металлическая стружка на магнитопроводе и ярмовых балках. Фотографии сделаны перед вскрытием автотрансформатора с применением видеоэндаскопа.

Если ХАРГ с высокой долей вероятности указывает на наличие развивающихся дефектов в баке трансформатора, то ФХА параметров трансформаторного масла в баке трансформатора и баке переключающего устройства позволяет прогнозировать общее состояние изоляции трансформатора.

Рисунок 4. Трансформатор типа ТРДН-32000/110.
Рисунок 4. Трансформатор типа ТРДН-32000/110.

Например, при обследовании трансформатора типа ТРДН-32000/110 на предмет продления срока эксплуатации сверх нормативного были получены следующие исходные данные. Анализ масла из бака трансформатора показал, что кислотное число масла в баке трансформатора достигло значения 0,12 мг/КОН при отсутствие антиокислительной присадки, а в баке РПН произошло снижение пробивного напряжения масла до 20 кВ при наличие механических примесей. Ревизия РПН не проводилась с момента ввода в эксплуатацию (около 30 лет). Соответственно при данных параметрах сопротивление всех обмоток будет в районе 5-10 МОм, а в обмотке ВН с большой долей вероятности будет зафиксирован высокий уровень частичных разрядов (ЧР). При таких результатах диагностики трансформатора продление его срока службы будет невозможным. Поэтому было рекомендовано до обследования заменить трансформаторное масло и в баке трансформатора и в баке РПН на новое, а также провести ревизию РПН. Замена масла в частности повысит уровень изоляции обмоток в 300-1000 раз. После проведения рекомендованных работ, было проведено полное обследование трансформатора. Все параметры трансформатора соответствовали НТД. Срок службы был продлен на 8 лет.

Проблемы диагностики.

Основная проблема для специалистов по диагностике в настоящее время, это отсутствие достоверных данных по оборудованию.

В первую очередь это связано со снижением уровня ведения эксплуатационной и ремонтной документации. Это связано с тем, что технический персонал перегружен лишней отчетностью и ему элементарно не хватает времени заниматься своими прямыми обязанностями по эксплуатации и ремонту оборудования.

Во вторую очередь - это нехватка квалифицированных кадров, отсутствие необходимых навыков и проблема с обучением. Сегодня много хорошей технической литературы. Можно самостоятельно найти 70-80% ответов на любые вопросы. Но к сожалению, у специалистов, нет желания учиться. С другой стороны, подход руководства: “Вот тебе дорогостоящий прибор иди и работай” - тоже не приемлем. А когда работают оба фактора получается совсем плохо.

Рисунок 7. Трансформатор типа ТДЦ-125000/110.
Рисунок 7. Трансформатор типа ТДЦ-125000/110.

Простой пример. Приехала группа специалистов на объект (блочный трансформатор ТДЦ-125000/110, см. рис. 7) и начала с тепловизионного контроля. При этом предоставленные эксплуатирующим персоналом данные ХАРГ были в пределах граничных значений и указывали на отсутствие в трансформаторе дефектов. При обследовании выявили дефекты (рисунок 8), которые предполагают наличие в баке трансформатора повышенного содержания газов. Взяли повторно пробы масла и отправили в свою лабораторию. Анализ показал превышение граничных концентраций по всем газам в 2-3 раза, а ацетилена в 60 раз. Полученный результат подтверждался характером дефекта: коса отвода проходит через трубу ввода сообщающуюся с основным баком и крепится в его верхней части.

Кроме этого нагрев отдельных болтов указывал на проблемы с магнитной системой (замыкание стяжных шпилек, бандажей; обрыв магнитных шунтов, неисправность системы заземления). Поговорили с местными специалистами. Выяснилось, что персонал, выполняющий ХАРГ имеет электротехническое образование и не знает о необходимости проведения регламентных работ по чистке и калибровке хроматографа. Обучен только нажимать кнопки. Заблуждение, которое могло привести к серьезному повреждению оборудования.

Рисунок 8. Слева дефект узла крепления косы отвода к вводу 110 кВ, справа нагрев болтов разъема

Рисунок 8. Слева дефект узла крепления косы отвода к вводу 110 кВ, справа нагрев болтов разъема

Рисунок 8. Слева дефект узла крепления косы отвода к вводу 110 кВ, справа нагрев болтов разъема

Третья немаловажная проблема, это тендерная система заключения договоров на диагностику/обслуживание оборудования. Сейчас на один и тот же трансформатор каждый раз может приезжать новая бригада, начиная диагностику по сути с нуля, так как нет полной уверенности, что предыдущие специалисты правильно провели все измерения.

При этом в техническом задании на тендер прописаны почти все существующие методики проверки оборудования без учета их необходимости. Оценить зачастую просто некому. Получается своеобразная «стрельба по площадям». Случайность в выборе специалистов для обследования оборудования усугубляется тем, что во многих методиках конечный результат зависит от навыков и опыта специалиста, который делает измерения и интерпретирует полученные данные, от периодичности проведения измерений, а также от применяемого типа приборов. Это приводит к тому, что данные, полученные одним и тем же методом, но разными специалистами на разном оборудовании не всегда оказываются пригодными для анализа и сравнения.

Заключение.

С учетом сказанного, правильным и наиболее эффективным был бы возврат к системе центральных лабораторий энергосистем, когда за состояние всего парка оборудования в течении длительного времени эксплуатации отвечали одни и те же люди. Они имели необходимые навыки и принимали решения о тех или иных методах оценки состояния оборудования. Эти же специалисты должны участвовать и во всех крупных ремонтах, чтобы судить об эффективности проведенной ими диагностики. Большое количество единиц и разнообразие диагностируемого оборудования будет способствовать быстрому росту их навыков. Это позволит обеспечить должный уровень качества работ и поднимет диагностику на более высокий уровень развития.

Если Вам требуется консультация или подбор оборудования, заполните форму:

 


* - Обязательное для заполнения
Поделитесь этой страницей с друзьями и коллегами

 

Последние новости

29.11.2022

Блок нагрузки переменного тока – это часть электрического испытательного оборудования, используемого для имитации электрической нагрузки для тестирования источника электроэнергии без подключения его к нормальной рабочей нагрузке. Во время тестирования блок нагрузки подключается к выходу источника питания, такого как электрогенератор, аккумулятор или фотоэлектрическая система, вместо его обычной нагрузки. Блок нагрузки обеспечивает поддержание параметров нагрузки с характеристиками, аналогичными стандартной рабочей нагрузке тестируемого прибора, в то же время рассеивая выходную мощность, которая в нормальном режиме потребляется нагрузкой.

27.10.2022

Компания «СвязьКомплект» начинает продажи муфт холодной усадки для кабельных линий среднего напряжения 6/10-35 кВ. Муфты производятся под маркой «ИМАГ» и поставляются на замену аналогичной продукции компании 3М.

20.09.2022

Воздушные ЛЭП весьма уязвимы для всевозможных воздействий. Но наиболее распространенным видом аварий на них являются однофазные замыкания на землю (ОЗЗ). Так называют вид повреждения, при котором одна из фаз трехфазной системы замыкается на землю или предмет, электрически связанный с землей. По статистике, на ОЗЗ приходится до 90% всех электрических повреждений ЛЭП.

29.08.2022

Кабельные линии (КЛ) постоянно подвергаются внешним неблагоприятным воздействиям (природным явлениям, механическим нагрузкам). Нередко в обрыве кабеля виноват сам человек (к примеру, в процессе проведения земляных работ). Рассмотрим самые распространенные методы определения поврежденного участка кабельной линии.

26.08.2022

На складе компании «СвязьКомплект» в наличии большой ассортимент продукции 3M. При этом товарные запасы ограничены. Спешите сделать закупки по текущим ценам!

29.06.2022

В компанию «СвязьКомплект» поступил запрос от компании “Россети Сибирь” на оснащение воздушных линий электропередач (ЛЭП) 10 и 110 кВ индикаторами короткого замыкания.

06.06.2022

Новые тепловизионные камеры промышленного применения китайского производителя Jiahehengde доступны в России! Оборудование сертифицировано и доступно под заказ!  

25.05.2022

Поиск мест повреждений кабельных линий распределительных сетей низкого напряжения является серьезной проблемой, а с учетом их распространенности, это может служить причиной значительного недоотпуска электроэнергии потребителям.

12.05.2022

Профессиональное высоковольтное оборудование b2 electronic GmbH (Австрия), предназначенное для испытания и диагностики высоковольтных кабельных линий доступно для заказа! Цены снижены и зафиксированы до конца года. Сроки поставки основной номенклатуры – около 2 недель.

12.04.2022

Нормальная эксплуатация силовых трансформаторов предполагает своевременное проведение диагностики и ремонтов. На практике используются различные методы диагностики, определяющие состояние тех или иных узлов и систем трансформатора. В ряду применяемых методов диагностики измерение температуры является самым быстрым. Измеряют температуру поверхности открытых конструктивных элементов, температуру охлаждающего масла и температуру функциональных узлов внутри трансформатора.