Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

Основные виды контроля состояния силового трансформатора во время работы и при периодических обследованиях, выявление его дефектов. Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации. Использование автоматизированных систем контроля.
Краткое сожержание материала:

28

Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

Харкiв, 2011

Содержание

Введение

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

1.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

1.4 Определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора

1.5 Выводы

2. Автоматизированные системы контроля

2.1 Общие требования

2.2 Контроль с экспертными системами

2.3 Комплексные автоматизированные системы

2.4 Система контроля компании Siemens

2.5 Предлагаемый комплекс методов

2.6 Выводы

Заключение

Литература

Введение

К крупным силовым трансформаторам в настоящей работе относятся трансформаторы мощностью ? 10 МВА. Выбор по мощности обусловлен как классом напряжения, так и функциональным назначением трансформатора.

Главная особенность крупных силовых трансформаторов - использование бумажно-масляной изоляции с охлаждением циркулирующим маслом в баке, защищённом от окружающего воздуха. Большие мощности трансформаторов и их классы напряжения определяют высокую степень использования активных материалов, способных выдерживать высокие напряжённости электрического и магнитного полей, а также большие механические воздействия при КЗ в сети, от которых трансформатор, в отличие от генератора, не защищён предвключённым реактивным сопротивлением.

Отсюда при эксплуатации возникает необходимость учёта неизбежного старения бумажной изоляции, жёсткого контроля, периодической подпрессовки обмоток, тщательного изолирования масла от воздействия окружающего воздуха (защита от увлажнения). И всё это при недоступности активной части трансформатора.

Требования к надёжности силового трансформатора в большой мере зависят от степени его влияния на работу конкретной электростанции или электрической сети, энергосистемы в целом. Повышенные требования предъявляются к трансформаторам, входящим в состав энергоблока, особенно на АЭС. Надёжность работы силового трансформатора непосредственно связана с его сроком службы. От продолжительности эксплуатации трансформатора зависят допустимые значения воздействующих режимных факторов.

Главное, что потребовало в настоящее время форсированного развития средств и методов контроля состояния трансформаторов, это проблема их эксплуатации за пределами номинальных сроков службы. На рис. В.1 показан «возрастной состав» трансформаторов.

Контроль состояния таких трансформаторов выполняется наиболее полно, целесообразно применять даже весьма сложные и большой стоимости контрольно - диагностические системы.

Расчёты показывают, что продления срока службы трансформаторов на 20 -30 лет даёт бoльшую выгоду, чем замена на новые. Это требует развития соответствующих методов и средств контроля и диагностики состояния . Это положение особенно актуально для Украины, поскольку в ближайшие годы как по экономическим, так и по техническим причинам не ожидается существенного обновления отработавших свой срок трансформаторов.

28

Рис. В.1 Примерное распределение трансформаторов по срокам службы: I - срок службы до 10 лет; II - срок службы 10 - 20 лет; III - срок службы 20 - 30 лет ; IV - срок службы 30 - 40 лет; V - срок службы более 40 лет

Для выявления дефектов трансформатора на ранней стадии их развития наибольшей эффективностью обладают системы непрерывного контроля, которые являются предметом анализа и последующего совершенствования. Для этого в работе проводится анализ дефектов трансформаторов с точки зрения частоты их появления и способов обнаружения, а также прогноза их развития и связи между ними для принятия решения о состоянии трансформатора: продления срока службы, назначения срока профилактического обследования с отключением от сети или без отключения от сети, замены какого либо узла.

Контроль состояния силового трансформатора во время работы и при периодических обследованиях входит в состав профилактических мероприятий по поддержанию его работоспособности. Выявление возникающих в работе дефектов, их обнаружение на ранней стадии развития, а также своевременное, до возникновения аварийной ситуации, принятие правильных решений по ликвидации дефектов, обеспечивают высокий коэффициент готовности, сокращение времени простоя, снижение затрат на ремонты, продление срока службы трансформатора.

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформатора.

Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используют: газохроматографический анализ (ГХА) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.

К периодическим испытаниям без отключения трансформаторов относят следующие основные испытания: измерения частичных разрядов (ЧР); вибрационный контроль; тепловизионный контроль; ультразвуковая локация; измерение сопротивления КЗ под нагрузкой; измерение tg? вводов; измерение токов электродвигателей маслонасосов и привода РПН; отбор проб масла для проведения различных анализов. Периодический анализ проб масла позволяет следить за динамикой процесса старения трансформатора. Параметры масла, учитываемые при этом: пробивное напряжение, tg?, кислотное число, наличие механических примесей, температуру вспышки и др.

Влага, находящаяся в масле, (растворённая или связанная) является одним из важнейших факторов, влияющим на свойства бумажно-масляной изоляции [1]. Опыт компании Ontario Hydro [2] показал, что оценку увлажнения масла целесообразно производить по результатам измерений относительной, а не абсолютной влажности, с помощью тонкоплёночного ёмкостного датчика ,погружённого в масло.

Ёмкость такого датчика почти пропорциональна относительной влажности Н:

,

где - ёмкость при Н = 0. Результаты анализов проб масла, взятых до и после прогрева трансформатора, позволяют судить о наличии влаги в твёрдой изоляции.

Частицы и механические примеси в масле очень резко снижают электрическую прочность изоляционных промежутков [3]. Методика определения размеров и количества частиц загрязнений в трансформаторном масле установлена публикацией МЭК 962.

1.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

Все крупные энергокомпании широко применяют ГХА масла, при этом используют различные системы оценки и определения типа дефекта трансформатора.

Обычно анализируется концентрация следующих растворённых в масле газов: водорода , метана , этана , этилена , ацетилена , окиси углерода СО, диоксида углерода .

В настоящее время известно, что данные о растворённых в масле газах сами по себе не всегда дают достаточную информацию для оценки состояния трансформатора в целом. Сроки ремонта, предыдущие повреждения и другие данные являются важной частью информации, необходимой для оценки. Критерии оценки вырабатываются сравнением результатов исследований повреждённых и здоровых трансформаторов, трансформаторов с развивающимися дефектами, лабораторных моделей и анализом статистики.

Уверенно с помощью ГХА выявляются такие постепенно развивающиеся дефекты, как замыкания параллельных проводников в обмотке, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения, частичные разряды между дисками или проводниками из-за загрязнения масла, дефекты болтовых соединении, скользящих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника, дефекты контактов избирателя РПН, дефекты межлистовой изоляции сердечника, последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающим» потенциалом.

Однако, имеются быстроразвивающиеся дефекты, которые нельзя предупредить с помощью ГХА масла. К таким дефектам относятся, в частности, мгновенно развивающиеся перекрытия с общими серьёзными последствиями, перекрытия, развивающиеся в течение очень короткого времени - от секунд до минут (дефекты контакта токоведущих частей, замыкания витковой изоляции после динамических воздействий КЗ, повреждения стержня во вводе).

С помощью ГХА выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям, но интерпретируемые как неполадки, например, попадание ацетилена из бака РПН в основной бак.

Практика энергокомпаний США показывает, что наиболее важен непрерывный контроль содержания газов в масле в первый год эксплуатации. Например, этан обычно образуется при сниженных сечениях проводников, недостаточном сечении контактных соединений. Этилен - образуется при ослабленных зажимах и соединениях, или циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Острые углы и заусенцы на проводе, резкие изгибы провода вызывают выделение водорода (из-за короны), Ацетилен возникает при нал...