На что влияет стандартная диагностика силовых трансформаторов

Экспертная система диагностики силовых трансформаторов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ / СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР / ТЯГОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ / ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ / ПРОГНОЗИРОВАНИЕ / ELECTRIC RAILWAYS / ELECTRIC TRANSFORMER / RAILWAY ELECTRIC SUBSTATION / DIAGNOSTICS OF OPERATING CONDITION / PREDICTION

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Лила Владимир Борисович, Костюков Александр Владимирович

Рассматривается экспертная система диагностики силовых трансформаторов , способная заменить специалиста-эксперта и принять правильное решение по техническому обслуживанию и ремонту силовых трансформаторов тяговых подстанций электрических железных дорог . Проведенный анализ существующих методов диагностики и контроля остаточного ресурса силовых трансформаторов тяговых подстанций показывает, что все методы направлены на определение уже существующего дефекта. Ставится задача создания автоматизированной системы прогнозирования развития дефекта в будущем. Предлагается готовая реализация системы с использованием рекуррентных искусственных нейронных сетей, обладающих хорошей способностью прогнозирования временных рядов

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Expert system of electric transformer’s diagnostics

There is an expert system of electric transformer’s diagnostics. This system can substitutes an expert and to choose the right decision in technical service and repairmen an electric transformer of railway electric substations. The article analyzes the modern methods of diagnostics and control the remaning life of electric transformer of railway electric substation. This analysis shows that all methods of diagnostics can determines the defect when it appeared. The task to create automated neural system for prediction the defect in the future. It is proposed to use expert system with the recurrent neural network, because it has ability to predict the time series.

Текст научной работы на тему «Экспертная система диагностики силовых трансформаторов»

Экспертная система диагностики силовых трансформаторов В. Б. Лила, А. В. Костюков

Силовые трансформаторы являются основными конструктивными элементами в электроснабжении электрических железных дорог переменного и постоянного тока.

Поэтому необходимо уделять особое внимание мероприятиям, повышающим надёжность силовых трансформаторов.

Согласно ГОСТ 52719 — 2007 для силовых трансформаторов устанавливаются следующие показатели надёжности:

— установленная наработка на отказ — не менее 25000 ч;

— полный срок службы — 30 лет.

Однако анализ данных об отказах силовых трансформаторов тяговых подстанций ОАО «РЖД» показывает, что в основном повреждениям подвержены трансформаторы, срок службы которых соответствует сроку службы до первого капитального ремонта и составляет около 12 лет.

Это объясняется тем, что по сравнению с трансформаторами подстанций энергосистем и промышленности, силовые трансформаторы тяговых подстанций работают в более тяжёлых условиях [1].

ГОСТ 52719 — 2007 не даёт точную оценку показателям надёжности для силовых трансформаторов тяговых подстанций электрических железных дорог. При эксплуатации силовых трансформаторов предлагается проводить дополнительную периодическую диагностику состояния.

В настоящее время техническое обслуживание силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, осуществляется в соответствии со СТО ОАО «РЖД» 12.0032011 «Требования к техническому обслуживанию и ремонту тяговых подстанций, трансформаторных подстанций и линейных устройств тягового электроснабжения». Этот стандарт определяет виды, объёмы, периодичность работ и диагностических исследований при техническом обслуживании силовых трансформаторов тяговых подстанций ОАО «РЖД».

Сроки проведения этих проверок и ремонтов жёстко устанавливаются независимо от фактического состояния оборудования. Существующий нормативный документ предусматривает: текущий ремонт трансформаторов с РПН производить один раз в год, трансформаторов без РПН, напряжением 35 кВ и выше один раз в два года. Капитальный ремонт тяговых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию. Следует отметить, что испытания силовых трансформаторов согласно СТО ОАО «РЖД» 12.003-2011 необходимо проводить один раз в четыре года.

Существующий комплекс диагностических мероприятий не позволяет выявить на ранних этапах начинающие процессы развития отказов. СТО ОАО «РЖД» 12.003-2011 предусматривает следующую периодичность мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту силовых трансформаторов:

1) хроматографический анализ масла — 1 раз в год для трансформаторов 35-110 кВ м 1 раз в 6 месяцев для трансформаторов классом напряжения 220кВ;

2) межремонтные испытания трансформаторов выполняют 1 раз в 4 года;

3) периодичность ремонта:

— текущий ремонт трансформаторов выполняют не реже 1 раза в 2 года;

— текущий ремонт систем охлаждения Д, ДЦ, Ц выполняют ежегодно;

— средний ремонт трансформаторов выполняют не реже 1 раза в 8 лет;

— периодичность капитального ремонта не регламентируется.

Из нормативной документации видно, что наиболее часто (1 раз в год) осуществляется только газохроматографический контроль, который выявляет тепловые и

электрические (дуговой процесс, перегрев контактных соединений, токоведущих элементов и элементов конструкций остова, частичные разряды в масле, наличие повреждений изоляции обмоток и др.) виды повреждений. С помощью газохроматографического анализа масла невозможно выявить механические повреждения обмоток на ранней стадии (ослабление прессовки обмоток, деформацию обмоток и др.).

Анализ статистических данных о причинах повреждаемости силовых трансформаторов позволяет выявить наиболее часто повреждаемые узлы и элементы конструкции тяговых трансформаторов.

Однако отсутствие чёткой взаимосвязи динамики развивающихся дефектов, выявляемых периодическим контролем и диагностикой, с анализом причин повреждаемости и выводом силового трансформатора из работы для проведения ремонтных работ, часто приводит к неоправданным затратам средств без существенного повышения надёжности тягового трансформатора. Поэтому необходимо производить уточнённый системный контроль и диагностику состояния силовых трансформаторов в момент эксплуатации с учётом динамики развития дефектов, отказаться от сроков проведения технического обслуживания и ревизии силовых трансформаторов и устанавливать эти сроки в зависимости от анализа диагностических исследований и эксплуатационного состояния трансформатора.

Дефекты, возникающие в трансформаторе, подразделяются на три основных вида. К первому виду относятся мгновенно развивающиеся дефекты, возникающие при нарастании ударного тока короткого замыкания и при перенапряжениях, которые

практически предотвращаются средствами релейной защиты и автоматики. Второй вид образуют быстро развивающиеся дефекты, которые должны выявляться средствами непрерывного контроля (всевозможные датчики и сигнализирующие устройства).

К быстроразвивающимся дефектам относятся: ползущий разряд, повреждения высоковольтных вводов, повреждения системы охлаждения и др.

К третьему виду относятся медленно развивающиеся дефекты, которые выявляются средствами периодического диагностического контроля. К этому виду можно отнести дефекты, связанные с деформацией обмоток трансформатора, с повышенным уровнем частичных разрядов, увлажнением и загрязнением трансформаторного масла, подгаром контактов РПН и т. п.

Следует также учесть, что скорость развития дефектов зависит от различных эксплуатационных режимов и воздействий, а также от специфики работы отдельных фидеров контактной сети.

Поэтому, система контроля и диагностики состояния трансформаторов должна выполнять следующие функции:

-в систему должен входить оптимальный набор методов, охватывающий и выявляющий как можно большее число дефектов;

-дефекты должны выявляться на ранней стадии, когда ремонт может быть произведён со сравнительно малыми затратами;

— определение вида, степени развития и, по возможности, места нахождения повреждённого элемента или узла трансформатора;

— обоснованный вывод силового трансформатора в ремонт.

Современная система диагностики силового трансформатора должна отвечать современным требованиям, кроме выявления вида повреждения, должна уметь прогнозировать и определять остаточный ресурс трансформатора.

Это возможно сделать только при использовании экспертной системы диагностики силовых трансформаторов.

Экспертная система диагностики, основанная на искусственном интеллекте, сочетает в себе базу нормативных документов, глубоких специальных знаний о показателях надёжности трансформатора и статистические данные по наработкам отказа, способная заменить специалиста-эксперта в разрешении проблемной ситуации и принять

правильное решение. На рис. 1. предложена концептуальная схема экспертной системы определения остаточного ресурса силового трансформатора.

Отличительной особенностью рассматриваемой экспертной системы является то, что она самообучаема. Основным элементом представленной экспертной системы является контроллер искусственных нейронных сетей (ИНС) [3,4]. Для обучения ИНС и повышения качества и точности определения остаточного ресурса силового трансформатора необходимо постоянно пополнять базу знаний, статистику комплексных диагностических испытаний на протяжении всего жизненного цикла трансформатора.

Каждая нейросеть в контроллере ИНС выполняет конкретную задачу. Одни ИНС выполняют задачу классификации, определяя по текущим показателям вид повреждения. Другие ИНС выполняют задачу прогнозирования, определяя тенденцию дальнейшего износа элементов конструкции трансформатора.

В контроллере ИНС также предлагается использовать нейронные сети, которые будут определять вид повреждения по совокупным показателям, восстанавливая зависимость между показателями и видами повреждения на основе прошлого опыта. Такой подход предполагает, что между входами и эталонными выходами может существовать некоторая зависимость, но она не известна.

Диагностика текущего остаточного ресурса

Обучение новым статистическим данным

Рис. 1. — Экспертная система определения остаточного ресурса силового

В качестве архитектуры ИНС предлагается использовать рекуррентные сети. Рекуррентные нейронные сети — это наиболее сложный вид нейронных сетей, в которых

имеется обратная связь. При этом под обратной связью подразумевается связь от логически более удаленного элемента к менее удаленному. Главной идеей в таких сетях -запоминание состояния сети на предыдущих шагах. Такое наличие обратных связей позволяет запоминать и воспроизводить целые последовательности реакций на один стимул.

Контроллер ИНС использует в себе одну из распространенных архитектур нейронных сетей — нейронную сеть Элмана (рис. 2). Нейронная сеть Элмана — один из видов рекуррентной сети, которая получается из многослойного персептрона введением обратных связей от выходов скрытого слоя. Это позволяет учесть предысторию наблюдаемых процессов и накопить информацию для выработки правильной стратегии управления.

Входной слой — Скрытый слой — Выходной слой —

п = щ И!-нейронов т = п2 адаптивных

Рис. 2. — Искусственная нейронная сеть Элмана

При работе с экспертной системой оператор может выбрать 2 режима работы: диагностика текущего состояния трансформатора; обучение новым статистическим данным.

В режиме «диагностики» оператору необходимо ввести текущие показания диагностических приборов. После чего данные проходят процедуру нормализации в случае количественных характеристик и кодирования — в случае качественных. После обработки входных данных формируется выборка и передается контроллеру ИНС. Контроллер ИНС делает опрос по входящей выборке, после чего по выходным данным искусственных нейронных сетей формируется отчет о текущем остаточного ресурса силового трансформатора.

В режиме «обучения» оператор может вводить новые или исправлять сохраненные статистические данные показателей диагностических приборов [2]. В данном режиме работы данные проходят первоначальную обработку, аналогичную как в режиме диагностики, обработку входных данных, после чего данные сохраняются в базе знаний. База знаний должна накапливать в себе всю необходимую статистическую информацию за прошлый период.

После пополнения базы знаний новыми данными ИНС должны проходить процедуру дополнительного обучения или переобучения. За обучение нейросетей отвечает отдельный блок экспертной системы, называемый программа-учитель. Процесс обучения искусственной нейронной сети представлен на рис. 3.

Рис. 3. — Процесс обучения ИНС

После того как нейронные сети обучены, экспертная система выдаёт информацию о развитии повреждений трансформатора, даёт прогноз об остаточном ресурсе устройства в целом.

Вывод: Нейронные сети в отличие от диагностических аппаратных комплексов могут определять тенденцию развития вида дефекта, прогнозировать повреждения на ранней стадии для конкретного трансформатора, определять остаточный ресурс устройства в целом.

1. Костюков, А.В. Анализ токов короткого замыкания силовых трансформаторов. Труды Ростовского государственного университета путей сообщения — Научно-технический журнал, №2, 2010, с.165-169.

2. Лила, В. Б. Алгоритм и программная реализация адаптивного метода обучения искусственных нейронных сетей. — Инженерный вестник Дона. 2012 г.

3. Тархов, Д. А. Нейронные сети. Модели и алгоритмы. Кн.18. Справочное издание. (Серия ’Нейрокомпьютеры и их применение’): — М.:Радиотехника, 2005. — 256с.

4. Хайкин, С. Нейронные сети: полный курс, 2-е издание. Пер. сангл. — М. : Издательский дом «Вильямс», 2006. — 1104 с.: ил. — Парал. тит. англ.

Современные методы диагностики силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы являются одним из значимых и капиталоемких элементов энергосистем. Надежность работы электрических сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, значительное количество которых на энергопредприятиях России отработали установленный стандартом ГОСТ 11677-85 срок службы 25 лет. В целом более 40 % силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, находятся в эксплуатации более 25 лет [1].
Фактически во многих энергосистемах более половины трансформаторного парка находится в эксплуатации более 25-30 лет. Продолжение эксплуатации после предполагаемого расчетного срока службы является общемировой тенденцией. В настоящее время практически во всех странах все более интенсивно рассматривается вопрос о продлении срока службы установленного парка трансформаторов. Так, например, основываясь на опыте ремонта трансформаторов электросетевых компаний Германии, следует отметить, что во многих случаях состояние активной части трансформаторов было удовлетворительным и не требовало замены обмоток даже при сроках эксплуатации более 40 лет, что в основном обусловлено сравнительно низким уровнем нагрузки в течение срока эксплуатации. Старение целлюлозной изоляции блочных трансформаторов, а также трансформаторов промышленных предприятий, являющееся одним из важнейших факторов при принятии решения о продлении эксплуатации, выводе на ремонт и (или) замене, происходит, в отличие от сетевых трансформаторов, зачастую значительно интенсивнее.
По оценке СИГРЕ, продолжение эксплуатации парка трансформаторов при их удельной повреждаемости более 3 % экономически нецелесообразно. На основании ориентировочных статистических данных, критическое увеличение числа отказов генераторных трансформаторов имеет место после 35 лет, а сетевых трансформаторов — после 45 лет эксплуатации. В статье [1] также приведен анализ повреждаемости сетевых, межсистемных и блочных трансформаторов отечественного производства, а также производства стран СНГ. Кроме того, в статье указана статистика нарушений в работе различных систем трансформатора, которая подчеркивает необходимость разработки и внедрения новых методов диагностики с целью предупреждения таких повреждений.
Основными задачами диагностики трансформаторного оборудования являются выявление дефектов и повреждений, оценка функциональной исправности оборудования, определение возможности продления срока эксплуатации без проведения ремонтных работ, определение объема ремонта при его необходимости, оценка остаточного срока службы, а также выработка рекомендаций по продлению срока службы. Кроме того, применение диагностических методов дает возможность оценить состояние целых трансформаторных парков, позволяя тем самым производить ранжирование трансформаторов по состоянию, что, в свою очередь, позволяет снижать затраты на эксплуатацию и ремонт.
В настоящей статье дается краткий обзор двух новых методов диагностики и их применение для оценки состояния трансформаторов.

Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости tg дельта

Схема измерения тангенса угла диэлектрических потерь

Один из решающих факторов ухудшения изоляции в эксплуатации — увлажнение. Главным источником увлажнения является атмосферная влага, проникающая под действием градиента давления, особенно через ослабленные уплотнения. Старение целлюлозной изоляции также может образовать значительное количество влаги, особенно если изоляция работает при повышенной температуре и значительно изношена.
Вследствие медленности процесса диффузии влаги в изоляции трансформатора основная масса влаги по мере проникновения из окружающего воздуха сосредоточивается в основном в тонкой изоляционной структуре, преимущественно барьерной изоляции. Распределение влаги в изоляционной структуре неравномерно. Так, содержание влаги в витковой изоляции существенно ниже, чем в электрокартонных барьерах. Неравномерное распределение влаги в изоляционных деталях сохраняется в течение всего периода эксплуатации трансформатора. Выделяющаяся при старении влага также распределяется неравномерно. При этом происходит ее миграция из участков с наибольшим износом в зоны с низшими значениями температуры.
Описанные выше причины обусловливают сложность диагностики степени увлажнения и, таким образом, необходимость применения методов, позволяющих проводить надежную оценку увлажнения изоляции.
Разработанный фирмой АББ новый метод представляет собой дальнейшее развитие абсорбционных методов с использованием измерения тангенса угла диэлектрических потерь в широком частотном диапазоне (рис. 2) [2]. Новый метод нашел обширное применение во многих странах мира и используется в качестве одного из основных при оценке состояния бумажно-масляной изоляции. Основными задачами метода являются измерение влажности целлюлозы и проводимости масла.

Рис. 1. Схема измерения тангенса угла диэлектрических потерь от частоты для трансформатора с двумя обмотками (участок изоляции с емкостью CHL)
С начала применения метода в 90-х гг. и по настоящее время специалистами АББ в различных странах были проведены более тысячи измерений на трансформаторах различного типа. Метод особенно хорошо зарекомендовал себя при определении степени увлажнения в рамках комплексного диагностического обследования (рис. 2, 3).

Диагностика механического состояния обмоток методом частотного анализа (МЧА)

Согласно выводам рабочей группы СИГРЕ WG А2.26, основанным на обобщении международного опыта, метод частотного анализа (FRA — Frequency Response Analysis) является наиболее чувствительным методом диагностики механического состояния обмоток трансформаторов.

I’m·. 2. Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от частоты для трансформатора с содержанием влага в целлюлозной изоляции 1,2 %

Рис. 3. Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от частоты для трансформатора с содержанием влага в целлюлозной изоляции 2,9 %
Принцип метода частотного анализа заключается в том, что от специального генератора на ввод обмотки (или в нейтраль) подается зондирующий сигнал (импульсный или синусоидальный, а с вводов других обмоток регистрируются отклики — реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала (рис. 4).

Рис. 4. Принцип измерения характеристик обмоток по методу частотного анализа
Изменения геометрии обмоток из-за деформаций, смещения, распрессовки приводят к изменению соответствующих емкостей и индуктивностей, а значит к изменению реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала. Характер изменения частотного спектра отклика зависит от величины и характера деформаций [3].
Высокая чувствительность метода объясняется тем, что даже незначительные локальные изменения положения элементов обмотки (витков, катушек, отводов) приводят к изменению соответствующих емкостей и индуктивностей и соответственно к изменению собственных частот колебаний обмотки.
Разные виды деформаций приводят к изменениям в разных диапазонах спектра частот.

Отклики обмоток анализируются путем:

различия между откликами отдельных фаз трансформатора;
различия между откликами трансформаторов аналогичной конструкции;
изменения резонансов, полюсов (требуется предыдущее измерение).

При реализации данного метода могут быть использованы два подхода — импульсный и частотный. В частотном методе в качестве источника зондирующих сигналов используется генератор синусоидального напряжения, изменяющий частоту в широком диапазоне — от нескольких герц до нескольких мегагерц.
Двухканальный АЦП записывает по каналу 1 сигнал, подаваемый на ввод обмотки, по каналу 2 — реакцию обмотки на приложенное воздействие. Далее рассчитывается передаточная функция как отношение спектров входного и выходного сигналов. Степень отличия передаточных функций, рассчитанных до и после воздействия на трансформатор электродинамических сил короткого замыкания или других механических воздействий, производится с помощью разных средств анализа.
Выход изменяющегося по частоте синусоидального сигнала и одного входа анализатора соединен через экранированные коаксиальные кабели с одним выводом обмотки. Другой конец обмотки (например, нейтраль) подсоединяется через трансформатор тока ко второму входу анализатора. Частота отклика обмотки определена соотношением измеренных входа и выхода, т. е. частотно-зависимым импедансом или полной проводимостью каждой обмотки и оценивается амплитудой и фазой для различных диапазонов частот.
На рис. 5 приведен пример частотного спектра ВН обмоток 25 МВА трансформатора при измерениях до 2 МГц.

Рис. 5. Амплитуда и фаза частотного спектра ВН обмоток 25 МВА трансформатора
Как видно из рисунка, характеристики двух крайних обмоток (фазы А и С) практически совпадают во всем диапазоне. Начиная примерно с частоты 1 кГц наблюдается также совпадение резонансных частот средней обмотки (фаза В). Для оценки указанного спектра находит применение первый метод из описанных выше трех методов оценки откликов обмоток.
На рис. 6, 7 приведены примеры сравнения откликов обмоток по второму методу, при котором сравнивают результаты измерений на однотипных трансформаторах (рис. 6), и по третьему методу, при котором частотные спектры сравнивают с предыдущими измерениями (рис. 7).

Frequency in KHz
Рис. 6. Сравнение амплитуд частотных спектров ВН обмоток фазы С (Ή3-Η0) двух однотипных трехобмоточных трансформаторов мощностью 160 MB А. Фазные обмотки СН закорочены

Сравнение амплитуд частотных спектров ВН обмоток фазы Α

Frequency in kHz

Рис. 7. Сравнение амплитуд частотных спектров ВН обмоток фазы Α (Ή1-Η0) трехобмоточного трансформатора мощностью 160 MB А при измерениях на заводе и на месте установки после транспортировки. Фазные обмотки НН закорочены.
Анализ результатов измерений частотного спектра должен производиться с учетом влияния различных параметров. Кроме известного и часто встречающегося влияния заземления кабелей, которое проявляется особенно при высоких частотах, следует также учитывать влияние наличия масла, так как испытания иногда проводятся и на трансформаторах без масла.
Ниже приведен пример частотного спектра НН обмоток 50 МВА трансформатора при измерениях до 1 МГц при измерениях, произведенных с маслом и без масла в баке трансформатора. Как видно из рис. 8, происходит смещение во всем диапазоне, обусловленное прежде всего изменением соответствующих значений емкостей, что наглядно демонстрирует высокую чувствительность метода.

Амплитуда частотного спектра НН обмоток 50 МВА трансформатора

Рис. 8. Амплитуда частотного спектра НН обмоток 50 МВА трансформатора с маслом и без масла в баке

При диагностике механического состояния обмоток методом частотного анализа (МЧА) следует применять комплексный подход к оценке состояния трансформатора, при котором проводится анализ как сопротивления короткого замыкания (Zk), также позволяющего обнаруживать некоторые виды деформаций, так и анализ результатов стандартных измерений, в частности измерение сопротивлений обмоток.

Выводы

Разработка и внедрение новых методов диагностики с целью выявления дефектов и повреждений, оценка функциональной исправности оборудования, определения возможности продления срока эксплуатации трансформаторов и выполнения других задач диагностики является неотъемлемой частью постоянного совершенствования методик оценки состояния и повышения их эффективности.
Важную роль при внедрении новых методов играет системный подход к оценке состояния силовых трансформаторов, при котором оценка состояния базируется на результатах различных измерений и учете конструктивных особенностей диагностируемых объектов, что позволяет повышать достоверность полученных результатов.
Применение новых методов делает также необходимым адаптацию действующих нормативных документов, а также выработку и совершенствование соответствующих диагностических признаков для оценки результатов проведенных измерений.

Львов М. Ю. Анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше / ОАО «Холдинг МРСК». Конференция ТРАВЭК. 2009.
Gafvert U., Frimpong G, Fuhr J. Modelling of dielectric measurements on power transformers // Proc. 37th Session «Large High Voltage Electric Systems» (CIGRE), paper 103, P., France, 1998.
Ryder S. Frequency Response Analysis for Diagnostic Testing of Power Transformers // Electricity Today Mag. Article, Issue 0601, 2006.

Комплексное обследование силовых трансформаторов

Энергетическая безопасность, является важным компонентом экономической безопасности, определяется как совокупность состояний и условий по надежности, устойчивости, живучести и экономичности систем электроснабжения с поддержанием нормативного качества и требуемого количества электроэнергии, передаваемой потребителям. Следовательно, поддержание электробезопасности на заданном уровне является необходимой задачей для жизнеобеспечения предприятий, организаций и населения.

Одним из результативных путей повышения безопасности, надежности и экономичности работы энергетики является диагностирование оборудования. Поэтому вопросы диагностики энергетического оборудования приобретают в последнее время все большую актуальность.

Это связано с некоторыми основными причинами: повышение интенсивности использования большого парка оборудования исчерпавшего свой технический ресурс (нормативный срок службы обычно рассчитывается при постоянной работе в условиях нормальной температуры окружающего воздуха и нормальных условиях эксплуатации. Приложение нагрузок сверх паспортной мощности увеличивает степень риска и ускоренного старения.

Эти моменты могут быть cведены к следующему:

В случае краткосрочной аварии трансформатора основной риск — уменьшение электрической прочности изоляции выделения газовых пузырьков в областях высокой напряженности электрического поля. Вероятность возникновения этих пузырьков тесно связана с точками высокой температуры (точками перегрева) изоляции между обмотками и уровнем влажности изоляционной бумаги
В условиях перегрузки некоторые компоненты — например, контактные отпайки РПН, вводы, экраны — могут сильно нагреваться, что приводит к тепловому пробою. Высокие температуры могут также появиться в структурах, где напряженности магнитных потоков рассеяния превышают значение насыщения магнитных материалов
При длительной перегрузке основное последствие — это тепловое старение твердого изоляционного материала. С течением времени цепочки молекул целлюлозы подвергаются процессу деполимеризации, при котором сокращается средняя длина и, следовательно, уменьшается механическая прочность бумаги

Этот износ бумаги зависит от времени, температуры, уровня влажности и содержания кислорода. Данный эффект носит необратимый характер и на его основании возможен расчет остаточного срока службы трансформатора);
увеличение единичных мощностей оборудования приводит к увеличению объема разрушений при отказе;
развитие энергетических систем приводит к возрастанию количества оборудования, а, следовательно, и к увеличению количества аварий этого оборудования; рост стоимости оборудования приводит к необходимости наиболее полного использования его ресурса;
рост разветвленности распределительных сетей и сложности управления ими требует заблаговременного предупреждения о возможных отказах оборудования.

Ключевым моментом, обеспечивающим надежность электрических сетей, является надежность работы силовых трансформаторов. Сейчас в эксплуатации находится значительное количество оборудования, выработавшего свой ресурс, но сохраняющего свою работоспособность. На рисунке показано распределение парка силовых трансформаторов работающих на предприятиях электрических сетей

Как видно из рисунка, около 30 % силовых трансформаторов отработали установленный по ГОСТ 11677-85 минимальный срок службы 25 лет. На следующем рисунке построено распределение зависимости повреждаемости трансформаторов, отключенных действием защит или выведенных по аварийной заявке, от срока службы.

Данные эксплуатации, причины и последствия отказов электротехнического оборудования на электростанциях России показывают что, общее число вынужденных остановов энергоблоков тепловых электростанций отказов электротехнического оборудования составляют около 28 %, при этом трансформаторов — 33 %.

Анализ повреждаемости трансформаторов показал, что число технологических нарушений в работе, приведших к их отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 1,9 % в год. Из этого числа около 35 % сопровождались возникновением внутренних коротких замыканий в силовых трансформаторах.

Основными причинами отказов, сопровождавшихся внутренними К. З. в трансформаторе, являются:

пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов — 48 %
недостаточная стойкость при КЗ-14 %
износ изоляции обмоток — 12 %
пробой изоляции обмоток — 7 %
повреждения РПН — 5 %
пробой изоляции отводов, нарушение контактного соединения отвода обмотки, обрыв части проводников гибкой связи — 5 %

На рисунке изображена зависимость повреждаемости трансформаторов с внутренними КЗ от срока эксплуатации.

Полученный график показывает на рост повреждаемости трансформаторов, сопровождающейся внутренними КЗ, в зависимости от срока эксплуатации.

Основными причинами повреждаемости трансформаторов, не сопровождавшихся внутренними КЗ, но приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, являются:

нарушение в работе РПН — 20 %
течи масла из вводов — 16 %
течи масла из трансформатора из-за нарушений сварных соединений и резиновых уплотнений — 13 %
повреждение двигателей маслонасосов системы охлаждения — 4 %
повышение давления в высоковольтных герметичных вводах — 3 %
повреждение оболочки пленочной защиты — 2 %

Анализ ситуации, складывающейся с эксплуатацией силовых трансформаторов за последние годы, показывает, что естественный износ и старение оборудования опережают процессы его реконструкции, замены и техперевооружения.

Существующая нормативная система электрических испытаний силовых трансформаторов включает в себя измерения сопротивления изоляции обмоток, тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток, емкости изоляции обмоток, сопротивления обмоток постоянному току, тока и потерь холостого хода. Измеренные характеристики обычно сравниваются с исходными данными, указанными в паспортах и протоколах заводских испытаний, а также с результатами измерений, полученных для оборудования такого же типа, либо измеренными ранее на данном объекте. На основании сопоставления всех характеристик может быть дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования.

Обзор опыта эксплуатации оборудования и диагностики на основе нормативной системы электрических испытаний показывает, что общим недостатком методов профилактических испытаний является их низкая чувствительность к выявлению дефектов и практическая невозможность обнаружения локальных повреждений, особенно в начальной стадии их развития. Случаи отбраковки по выявленным этими методами дефектами не превосходят 3 %.

Для выявления дефектов на ранней стадии кроме нормативной системы высоковольтных испытаний необходимо применять на практике и новые не требующие отключения оборудования методы диагностики силовых трансформаторов:

хроматография
определение фурановых производных
тепловизионное обследование

Основная цель обследований — дать объективную оценку состояния трансформаторов, выявить дефекты оборудования, а также разработать рекомендации по устранению дефектов, проведению ремонтных работ и дальнейшей безаварийной эксплуатации этих электрических машин.

Каждый из видов испытаний не дает достоверной картины о виде повреждения, только при учете всех видов традиционных и нетрадиционных измерений, в совокупности с опытом и применением современных алгоритмов диагностики можно определить дефекты в силовом трансформаторе на ранней стадии, тем самым существенно сократить число аварийных ситуаций, связанных с эксплуатацией дефектного оборудования.

Комплексное обследование силовых трансформаторов базируется на:

анализе повреждаемости оборудования данного типа в энергосистемах РФ
анализе предоставляемых эксплуатационной организацией данных о результатах измерений, испытаний и режимах работы в процессе эксплуатации
анализе результатов состояния твердой и жидкой изоляции, измерения их основных характеристик
определении наличия и выявлении места внутренних повреждений с использованием методов и приборов измерения частичных разрядов (акустических и электрических)
оценке состояния магнитной системы, системы охлаждения, контактов РПН, внешних контактных соединений путем определения распределения температуры по баку трансформатора, а также оценке состояния маслонаполненных вводов с использованием тепловизионной аппаратуры

Как показал опыт, проведение комплексного обследования целесообразно в следующих случаях:

на трансформаторах, отработавших нормативный срок службы, — для принятия решения о возможности дальнейшей работы и условиях, при которых эта работа возможна
на трансформаторах, отработавших 8—12 лет, — для принятия решения о необходимости и объеме капитального ремонта
на трансформаторах, результаты периодических испытаний которых выходят за нормируемые значения или при других показаниях, свидетельствующих о наличии внутреннего дефекта, для выявления характера дефекта, возможности и допустимых сроках его устранения

По результатам проведенного комплексного обследования могут приниматься решения трех видов:

возможна дальнейшая достаточно длительная надежная эксплуатация без принятия специальных мер и ограничений по режимам работы или с осуществлением относительно простых ремонтных работ, небольших режимных ограничений и усилением контроля в процессе работы
необходимы ремонтные работы существенного объема, реконструкция или модернизация
дальнейшая эксплуатация нецелесообразна или даже недопустима и требуется замена

Итог проведенных комплексных обследований — переход к выводу в ремонт электрооборудования по его состоянию (существенное сокращение материальных затрат на преждевременный вывод оборудования в ремонт) и сокращение аварийных ситуаций, связанных с эксплуатацией дефектного оборудования.

Трансформаторное масло представляет собой смесь достаточно сложных органических соединений различных классов. В процессе эксплуатации под воздействием таких факторов, как электрические и магнитные поля, влажность и температура, внутри и вне высоковольтного маслонаполненного электрооборудования происходит разложение первоначально содержавшихся в трансформаторном масле органических соединений. В результате образуются газы, состав которых зависит от вида, интенсивности и длительности повреждения. Анализ растворенных в масле газов выявляет изменения их состава и развивающиеся повреждения в трансформаторах на ранней стадии, а также позволяет проследить за развитием повреждений и запланировать срок вывода трансформатора в ремонт.

Так, например, появление водорода (Н₂) в трансформаторном масле в сочетании с другими газами, определяющими наличие дефекта, свидетельствует о том, что процесс разложения масла идет интенсивно, и трансформатор необходимо вывести в ремонт. Наличие в трансформаторном масле этилена (С₂Н₄) при незначительном содержании двуокиси углерода (СО₂) свидетельствует о перегреве токоведущих соединений или элементов магнитопровода и других металлических частей.

Достоверность диагнозов, получаемых с использованием данного метода, превышает 90 %. Содержание фурановых производных в масле силовых трансформаторов достаточно хорошо коррелируется с состоянием твердой изоляции. При отсутствии частой замены масла их содержание менее нормируемого может с достаточной уверенностью свидетельствовать об удовлетворительном состоянии твердой изоляции. В то же время следует помнить, что низкое содержание фурановых производных в масле баков силовых трансформаторов не позволяет однозначно утверждать, что состояние твердой изоляции удовлетворительно, т. к. значительная их часть теряется на силикагеле термосифонного фильтра. При этом содержание фурановых производных более нормируемого в баках силовых трансформаторов, несомненно, свидетельствует о неудовлетворительном состоянии твердой изоляции.

В настоящее время тепловидение — современное направление диагностики, являющееся одним из наиболее эффективных методов неразрушающего дистанционного контроля и получения информации о теплофизическом и теплотехническом состоянии силового трансформатора, даже если определяемые тепловые параметры и не нормированы.

Главные преимущества тепловизионной диагностики заключаются в следующем:

тепловизионный контроль проводится на работающем оборудовании дистанционно, без снятия напряжения с токоведущих частей, при этом не только измеряются температуры отдельных точек, но и наблюдается общая картина теплового режима электрооборудования
диагностика занимает относительно небольшой по продолжительности временной отрезок
данный вид диагностики позволяет выявить дефект на ранней стадии его развития

Применение тепловизионной диагностики основано на том, что наличие некоторых видов дефектов высоковольтного оборудования вызывает изменение температуры дефектных элементов и, как следствие, изменение интенсивности инфракрасного (ИК) излучения, которое может быть зарегистрировано тепловизионными приборами.

Диагностика силовых трансформаторов является сложным многогранным процессом. При этом тепловизионный контроль является вспомогательным методом, который вместе с традиционными методами обследования и хроматографическим анализом газов, растворенном в трансформаторном масле, дает возможность получения дополнительной информации. Программное обеспечение тепловизора позволяет продиагностировать работу трансформатора за определенный период, позволяет определить нарушение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора, витковые замыкания в обмотках встроенных трансформаторов тока, дефекты вводов и контактных соединений токоведущих частей. Технология строится с учетом особенностей трансформатора — его конструкцией, способом охлаждения, продолжительностью (условиями) эксплуатации и другими факторами.

Проведение тепловизионного контроля существенно затрудняет наличие навесного оборудования на баке трансформатора, которое значительно уменьшает обследуемую площадь и снижает эффективность данного метода в области обнаружения таких дефектов, как:

витковое замыкание в обмотках встроенных трансформаторов тока
нагрев внутренних контактных соединений обмоток с вводами
образование застойных зон в результате нарушения внутренней циркуляции масла
дефекты работы радиаторов
наличие небольших областей локальных нагревов, связанных с токами Фуко

Контроль за состоянием системы охлаждения — одна из наиболее ответственных задач эксплуатационного обслуживания силовых трансформаторов, так как работа системы охлаждения оказывает прямое влияние на эксплуатационную надежность и срок службы трансформаторов. Практически единственным эксплуатационным критерием эффективности работы системы охлаждения является результат внешнего осмотра и температура верхних слоев масла трансформатора (РД 34.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ.). В «Объемах и нормах» о тепловизионном контроле систем охлаждения силовых трансформаторов не содержат конкретных критериев оценки и поэтому не меняют сформировавшейся ситуации. Температура верхних слоев масла нормирована только при номинальной нагрузке трансформатора независимо от температуры окружающей среды. Следовательно, такая оценка с достаточной степенью точности может быть выполнена только при нагрузке трансформатора, близкой к номинальной, когда даже относительно небольшие неисправности системы охлаждения приводят к перегреву верхних слоев масла выше нормируемого значения. Поэтому с большой долей уверенности можно утверждать, что в настоящее время практически отсутствует эксплуатационная диагностика охлаждающих устройств трансформаторов, так как само понятие диагностики предполагает выявление отклонений от нормального состояния на ранней стадии, чтобы предотвратить возможные отказы при возникновении критической ситуации.

Общепринятым критерием эффективности работы охладителей является величина теплового потока охладителя Р_охл. При всех прочих равных условиях он является функцией превышения температуры масла, подводимого в охладитель, над температурой воздуха у его входа:

Р_охл = ƒ(∆ν_м)

Подобная зависимость приводится в документации . Вместе с тем тепловой поток охладителя равен отдаваемой маслом тепловой мощности, которая при всех прочих равных условиях пропорциональна разности температур масла на входе и выходе охладителя:

Р_охл = ƒ(∆ν_охл)

Следовательно, зная параметры охладителя, можно для каждого его вида расчетным путем определить зависимость:

∆ν_охл = ƒ(∆ν_м)

Значения входящих в эту зависимость величин могут быть легко измерены с помощью приборов инфракрасной техники на работающем силовом трансформаторе. Следовательно, в качестве основного диагностического критерия при оценке эффективности системы охлаждения целесообразно использовать разность температур масла на входе и выходе охладителя. В реальных условиях эксплуатации разность температур исправных охладителей находится в пределах 1—10 °С.

Оценка теплового состояния электродвигателей вентиляторов осуществляется сопоставлением измеренных температур нагрева. Причинами повышения нагрева электродвигателей могут быть: неисправность подшипников качения, неправильно выбранный угол атаки крыльчатки вентилятора, витковое замыкание в обмотке электродвигателя.

Как известно, состояние магнитопровода трансформаторов весьма эффективно оценивается по результатам хроматографического анализа состава газов в масле. По составу и содержанию газов в масле определяется вид дефекта, при наличии повреждения в магнитопроводе трансформатора, обусловленного перегревом, основными при анализе растворённых в масле газов являются этилен (С₂Н₄) или ацетилен (С₂Н₂) при нагреве масла.

Характерные газы: водород (Н₂), метан (СН₄), этан (С₂Н₆)

Инфракрасное обследование трансформаторов, является вспомогательным средством контроля, оно позволяет при наличии газообразования в трансформаторе оделить зону образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской технологической документации сузить место поиска дефекта.

При тепловизионном обследовании, в ряде случаев, могут выявляться:

локальные нагревы в баке трансформаторов, связанные с местным перегревом отдельных катушек обмотки
перегревы контактных соединений отводов обмоток
образованием застойных зон масла, вызванных разбуханием бумажной изоляции витков, шламобразованием или конструктивными просчётами

Перегревы катушек (как правило, крайних), обусловлено наличием в трансформаторах полей рассеивания, зависящих от номинальной мощности трансформатора, и потери от которых достигают 30—50 % основных потерь.

При наличии значительных полей рассеивания превышение температуры крайних катушек или витков отдельных обмоток над температурой масла могут быть в 1,5—2 раза выше расчётных. Статистикой отмечается, что 22 % общего количества отказов обусловлено нарушением изоляции и повреждением обмоток, причём за последние годы участились повреждения старых трансформаторов, имеющих характерные конструктивные дефекты.

Выявление внутренних, дефектов в трансформаторах путём измерения температуры на поверхности их баков является весьма трудоёмкой операцией, зависит от многих факторов (конструкция обмоток, нагрузка, способ охлаждения, внешние климатические факторы, состояние поверхности трансформатора и т. п.). Существенное влияние на распределение температуры по поверхности бака трансформатора оказывают меры конструктивного характера, использованные заводом — изготовителем по выравниванию потерь в обмотках трансформаторов.

Неравномерность распределения этих потерь по обмотке может являться одной из причин возникновения местных перегревов, вызывающих ускоренное старение изоляции отдельных катушек или витков обмоток, а также возникновения локальных нагревов на стенках бака трансформатора.

При ИК — контроле можно судить о работоспособности термосифонных фильтров (ТФ) трансформаторов. Как известно, ТФ предназначен для непрерывной регенерации масла в процессе работы трансформатора. Движение масла через фильтр с адсорбентом происходит под действием тех же сил, которые обеспечивают движение масла через охлаждающие радиаторы, т. е. разностей плотности горячего и холодного масла. ТФ подсоединён параллельно трубам радиатора системы охлаждения и поэтому у работающего фильтра температура на входе и выходе, если трансформатор нагружен, должны отличаться между собой. В налаженном фильтре будет иметь место плавное повышение температуры по высоте. При использовании мелкозернистого силикагеля, шламмообразование в фильтре, случайном закрытии задвижки на трубопроводе фильтра, при работе трансформатора в режиме х. х,. циркуляция масла в фильтре будет незначительна или отсутствовать вообще. В этих случаях температура на входе и выходе фильтра будет практически одинакова.

Переключающие устройства серии РНТ и им подобные, встраиваемые в трансформаторы, состоят из переключателя и реактора, расположенных в баке трансформатора, а также контактора. Контактор переключающего устройства размешается в отдельном кожухе, расположенном па стенке бака трансформатора и залитом маслом. Контроль состояния контактов переключателя, ввиду его глубинного расположения в баке трансформатора, весьма проблематичен. При перегреве контактов к контактора, ввиду небольшого объёма залитого в пего масла, на стенках бака контактора будут иметь место локальные нагревы.

Снятие температурных профилей бака трансформатора в горизонтальном и вертикальном направлениях и сопоставление их с конструктивными особенностями трансформатора (расположение обмоток, отводов, элементов охлаждения и т. п.), пофазное сравнение полученных данных, в зависимости от длительности эксплуатации и режима работы, позволяет, в ряде случаев, получить дополнительную информацию о характере протекания тепловых процессов в баке трансформатора. При термографическом обследовании трансформатора необходимо оценивать как значения температур, так и их распределение по фазам.

Как известно, при изменении теплового состояния трансформатора происходит обмен масла между его объёмами, находящимися и баке трансформатора и маслорасширителе. При стабилизации теплового состояния, теплообмен между этими объёмами масла происходит в основном за счёт теплопередачи. При осмотре с помощью тепловизора выхлопной трубы трансформатора виден уровень масла, находящимися в ней, и характер изменения температуры по высоте трубы. При работе трансформатора с нагрузкой просматривается также и уровень масла в его маслорасширителе. Однако, в отдельных случаях, в маслопроводе, соединяющем крышку трансформатора с маслорасширителем, может происходить резкое падение температуры на поверхности маслопровода непосредственно после тазового реле и отсечного клапана. Причина такой аномалии должна быть изучена с учётом конструкции трансформатора, диаметра маслопровода, нагрузки и других факторов может быть обусловлена дефектом плоского крана, расположенного у газового реле.

Распределение температуры во вводе зависит от тепловых воздействий на его нижнюю и верхнюю части. У трансформаторных вводов нижняя часть находится га среде масла, температура которого может достигать 95 °С, а верхняя — в среде воздуха с температурой от -40 до +40 °С. В этом случае тепло во вводе отводится как в аксиальном, так и а радиальном направлениях. Аксиальный поток тепла определяется конвекцией снизу вверх столба масла вертикально или наклонно стоящего ввода.

Радиальный поток тепла направлен через бумажную изоляцию и фарфор. Поэтому аксиальное тепловое сопротивление во много раз меньше радиального. Большая часть тепла, выделяющегося во вводе и поступающего из него горячего масла, отводится через металлический расширитель. Расчеты показывают, что наибольшая температура внутри ввода находится в зоне соединительной втулки.

Причинами локального или общего повышения температуры на поверхности фарфоровых покрышек вводов могут являться:

увлажнение или окисления масла
выпадение из масла твёрдых парафинов, что возможно у вводов на поздней стадии их эксплуатации
отложение па внутренней поверхности фарфоровых покрышек проводящего осадка цвета, что характерно для герметичных вводов залитых маслом марки Т-750

Колебания температуры во вводе вызывает изменение объёма масла залитого в него и сравнительно небольшое его перемещение вдоль остова ввода. Разбухание, смещение бумажной основы ввода, шламмообразование на уступах остова и другие факторы могут приводить к нарушению циркуляции масла и возникновению локальных нагревов на поверхности фарфоровой покрышки.

При оценке характера распределения температуры по высоте вводов, следует учитывать:

у вводов 220—500 кВ изоляционный остов наносится не на всю длину медной трубы
на участке трубы примерно 1/4 — 1/3 от расширителя изоляция остова отсутствует, поэтому в этой области, при определении тепловизором температуры на поверхности фарфоровой покрышки, будет наблюдаться некоторое повышение температуры
при разбухании бумажной оплётки изоляционного остова ввода, смещении бумажных лент, зашламмлении пространства между фарфором и изоляционным остовом может происходить нарушение циркуляции масла во вводе. Последнее должно проявиться в изменения характера распределения температуры по высоте ввода

Хотелось бы подчеркнуть, что ни один из существующих методов контроля состояния маслонаполненного оборудования, включая и хроматографический анализ, сам по себе не дает исчерпывающих сведений о состоянии оборудования. И только комплексный анализ всех характеристик может дать необходимую информацию.

С 2001 года специалистами АО «Ивэлектроналадка» было обследовано около сотни единиц трансформаторного оборудования. Примеры проведения комплексного обследования силовых трансформаторов приведены ниже.

ТРДН — 40500/110-76У1 — вид трансформатора со стороны ВН

Не работает радиатор в системе охлаждения трансформатора

На термограмме представлен силовой трансформатор, один из радиаторов которого холодный. Было выдвинуто две версии — или забита одна из труб радиатора, или после последнего капитального ремонта забыли открыть клапан. После вскрытия бака трансформатора (при проведении капитального ремонта) было обнаружено, что действительно перекрыт клапан.

ТДТН — 25000/110/35/6

Вид трансформатора со стороны ВН Вид трансформатора со стороны фазы С

ТДТН-25000/110/35/6 — вид трансформатора со стороны ВН

В результате проведения тепловизионного обследования силового трансформатора ТДТН-25000/110/35/6, в области переключающего устройства выявлена область повышенных температур, свидетельствующих о дефектности переключающего устройства, находящимся в корпусе бака.

Для уточнения дефекта были проведены:

Хроматографический анализ трансформаторного масла
Измерение фурфурола. (Определение состояния твердой изоляции.)
Измерение омического сопротивления обмотки фаз А, В, С

Результаты испытаний, % об.

Компонент	Результаты испытаний
Водород, Н₂	Отс.
Окись углерода, СО	0.00884
Двуокись углерода, СО₂	0.06058
Метан, СН₄	0.00009
Ацетилен, С₂Н₂	Отс.
Этилен, С₂Н₄	0.00066
Этан, С₂Н₆	Отс.

Заключение: Концентрация газов норме соответствует

Результаты исследования масла на содержание фурфурола

Заключение: Содержание фурфурола приближается к граничным значениям
Проведенные испытания выявили:

Содержание газов не превышает граничные значения.
Фурфурол: повышенное содержание близкое к граничному, что свидетельствует о разложении и твердой изоляции;
Измерение омического сопротивления обмоток свидетельствует о дефекте переключающего устройства.

ТРДН –25000/35А ЗТЗ

Вид трансформатора со стороны ВН Вид трансформатора со стороны фазы С

Вид трансформатора со стороны НН

В результате проведения тепловизионного обследования силового трансформатора ТРДН –25000/35А ЗТЗ, 16.06.03 в районе переключающего устройства РНТ–13, фазы С, выявлена область повышенных температур, свидетельствующих о дефектности переключающего устройства, находящимся в корпусе бака. Для уточнения дефекта была выдана рекомендация:

Хроматографический анализ трансформаторного масла – срок 16.06.03
Измерение омического сопротивления обмоток: срок 16.06.03
Измерение сопротивления изоляции: срок 16.06.03

Результаты испытаний, % об.

Дата испытания: 16.06.2003

Компонент	Результаты испытаний
Водород, Н₂	0.018
Окись углерода, СО	0.057
Двуокись углерода, СО₂	0.478
Метан, СН₄	0.069
Ацетилен, С₂Н₂	0.00039
Этилен, С₂Н₄	0.0312
Этан, С₂Н₆	0.029

Заключение: Концентрация окиси углерода, метана, этилена, этана выше нормы.
Термический дефект высокой температуры (>700 °С).
Дефект токоведущих соединений. Трансформатор на контроле.

Рекомендации: Произвести измерение омического сопротивления обмоток.
Проведенные испытания выявили:

Содержание газов СО, СН₄, С₂Н₄,С₂Н₆ превышает граничные значения.
Расхождения по фазам омического сопротивления обмотки превышает допустимое значение 2 %.
Термический дефект высокой температуры, более 700 °С.

Было принято решение о переводе переключающего устройства в 10 положение.

Результаты испытаний, % об.

Дата испытания: 02.07.2003

Компонент	Результаты испытаний
Водород, Н₂
Окись углерода, СО	0.025
Двуокись углерода, СО₂	0.30
Метан, СН₄	0.027
Ацетилен, С₂Н₂	0.00047
Этилен, С₂Н₄	0.016
Этан, С₂Н₆	0.014

Заключение: Концентрация метана, этилена, этана выше нормы.
Термический дефект в диапазоне 150—300 °С.
После перевода переключателя в 10 положение произошло снижение концентрации газов.
Рекомендации: Следующий отбор проб масла 13.08.2003.

Результаты исследования масла на содержание фурфурола

Дата испытания: 01.07.2003

Трансформатор №	Содержание фурфурола % массы
ТРДН –25000/35А ЗТЗ	0.000055

Заключение: Содержание фурфурола в норме
Проведенный хроматографический анализ 02.07.03 выявил снижение концентрации растворимых в масле газов.

Хроматографический анализ от 13.08.03 подтвердил тенденцию снижения газов.

Из изложенного выше можно сделать вывод: очаг дефекта, переключающее устройство РНТ-13, временно погашен, но не устранен дефект в переключающем устройстве.

Трансформатор на контроле

Рекомендации:

Трансформатор на контроле
Замену дефектного переключающего устройства РНТ-13
Хроматографический анализ трансформаторного масла – срок 10.2003
Тепловизионное обследование – срок 2004 год
Внеочередные в/вольтные испытания состояния изоляции силового трансформатора
Определение состояния твердой изоляции (фурфурола)

В результате ремонта предполагаемый дефект, переключающего устройства, подтвердился. В данный момент трансформатор на контроле. Концентрация растворенных в масле газов норме соответствует.

Литература

Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. и др. О повреждении силовых трансформаторов напряжением 110—500 кВ в эксплуатации. – Электрические станции, 2001, № 9, с.53-58.
Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. – М.: изд-во НЦ «ЭНАС», 2000, 256 с.
Долин А.П., Крайнов В.К., Смекалов В.В., Шамко В.Н. Повреждаемость, оценка состояния и ремонт силовых трансформаторов. – Энергетик, 2001, № 7, с.30-34.
Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. РД 153-34.0-46.302-00. – М.: ОАО «ВНИИЭ», 2001, 41 с.
Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии. РД 34.43.206-94. – М.: СПО «ОРГРЭС», 1995, 12 с.
Бузаев В.В., Сапожников Ю.М. Хроматографический комплекс для анализа газов, воздуха и воды, растворенных в трансформаторных маслах. В сб. «Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Выпуск 5». – С-Петербург: ПЭИПК, 1997, .

Мониторинг и диагностика маслонаполненных силовых трансформаторов и трансформаторов с литой изоляцией с напряжением 6÷35 кВ

Силовые трансформаторы с рабочим напряжением 6÷35 кВ являются наиболее массовыми в системах электроснабжения промышленных предприятий и бытовых потребителей. Одним из эффективных путей повышения общей надежности электроснабжения потребителей является установка на силовых трансформаторах систем диагностического мониторинга, однако для трансформаторов 6÷35 кВ это делается неоправданно редко.

Можно выделить две основные причины отсутствия на таких трансформаторах оперативных систем мониторинга, и обе связаны с их сравнительно невысокой стоимостью:

Замена аварийного трансформатора производится достаточно оперативно, даже собственными силами эксплуатационного и ремонтного персонала. Часто аналогичный трансформатор есть в резерве, а при отсутствии резерва его можно быстро приобрести у поставщиков, что также минимизирует общий ущерб от таких аварий.
Для экономически эффективного использования систем мониторинга их стоимость должна быть значительно (в разы) меньше стоимости оборудования, которое они контролируют. По этой причине использование традиционных систем мониторинга, предназначенных для силовых трансформаторов от 110 кВ и выше, для трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ экономически неоправданно.

Для обеспечения экономически эффективного внедрения систем контроля трансформаторного оборудования 6÷35 кВ в режиме постоянного мониторинга могут найти применение только такие системы, которые будут соответствовать следующим критериям:

Низкая стоимость поставки технических средств системы мониторинга, обусловленная минимально возможным количеством первичных датчиков.
Простота и низкие затраты на монтаж системы мониторинга, оперативная организация каналов связи для передачи информации в систему АСУ-ТП предприятия.
Использование в составе встроенного программного обеспечения набора экспертных программ, предназначенных для диагностики дефектов и определения технического состояния трансформатора.
Применение в составе программного обеспечения адаптивных математических моделей трансформатора (цифровых двойников), позволяющих: осуществлять прогнозирование развития технического состояния, управлять эксплуатацией трансформаторов, планировать оптимальные сроки и объемы сервисных и ремонтных работ.

Технические особенности силовых трансформаторов напряжением 6÷35 кВ, определяющие требования к системам диагностического мониторинга

При создании систем диагностического мониторинга в первую очередь необходимо учитывать конструктивные и эксплуатационные особенности силовых трансформаторов 6÷35 кВ, отличающие их от трансформаторов более высоких классов напряжения. Эти особенности можно разделить на две группы, одна из которых снижает стоимость систем мониторинга без снижения эффективности их работы, а вторая, наоборот, повышает ее.

Технические особенности трансформаторов 6÷35 кВ, позволяющие снизить функциональные требования к системам мониторинга, упростить их, уменьшить стоимость технических средств:

У трансформаторов 6÷35 кВ высоковольтные вводы имеют более простую конструкцию, что обеспечивает их меньшую аварийность. Кроме того, у таких вводов обычно отсутствуют измерительные выводы (ПИН), что делает практически невозможным техническую реализацию систем оперативного мониторинга и диагностики технического состояния вводов.
В таких трансформаторах обычно не устанавливаются устройства РПН, предназначенные для регулирования выходного напряжения под нагрузкой. Это тоже позволяет снизить стоимость системы мониторинга, так как стоимость технических средств, предназначенных для контроля РПН трансформатора, достаточно велика.
Более низкий уровень напряжений в обмотках трансформаторов 6÷35 кВ уменьшает напряженность электрических полей в изоляционной системе, снижает вероятность появления и количество «чисто электрических» пробоев изоляции. На первый план по аварийности в таких трансформаторах выходят повреждения изоляции, которые в основе своей обусловлены тепловыми процессами, которые обычно проще контролировать.

Особенности силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ, которые обычно приводят к техническому усложнению и увеличению стоимости систем диагностического мониторинга. В силу специфических особенностей таких трансформаторов иногда приходится даже использовать другие, специфические методы диагностики:

В первую очередь это касается возможности использования систем контроля растворенных газов. Стоимость самых дешевых диагностических систем контроля растворенных газов составляет несколько сотен тысяч рублей, что соизмеримо со стоимостью трансформаторов 35 кВ, и может быть даже больше стоимости трансформаторов 6-10 кВ. Поэтому реально применение систем контроля растворенных газов в трансформаторах 6÷35 кВ не дает экономического эффекта. По этой причине для таких трансформаторов для диагностики состояния изоляционной системы обычно ограничиваются контролем влагосодержания в масле бака трансформатора и в твердой изоляции.
Все более широкое распространение сухих трансформаторов с литой изоляцией требует использования в системах мониторинга новых методов контроля. Надежная работа трансформаторов с литой изоляцией реально может быть обеспечена только за счет оперативного контроля температурных и разрядных процессов в изоляции обмоток.
Более сложно в сухих трансформаторах решается вопрос с определением скорости старения и остаточного ресурса компаундной изоляции. Если в маслонаполненных трансформаторах достаточно контролировать температуру бака, общие параметры масла и (интегральное) влагосодержание в бумажной изоляции, то для литой изоляции наибольшую опасность представляют локальные дефекты компаунда. Возникновение этих дефектов сопровождается разрядами различного уровня. Интенсивность этих разрядов определяется многими параметрами: нагрузкой трансформатора, температурой обмотки, влажностью охлаждающего воздуха и т. д.
Достаточно часто на системы мониторинга трансформаторов 6÷35 кВ возлагаются функции, которые для трансформаторов более высоких классов напряжения реализуются в отдельных подсистемах. Это касается, например, контроля технологических режимов работы трансформатора, текущего теплового контроля и даже управления системой охлаждения. Это, с одной стороны, повышает стоимость технических средств самой системы диагностического мониторинга, но в итоге снижает общую стоимость поставки и владения трансформатором.
При монтаже систем мониторинга обычно приходится дополнительно прокладывать информационные линии для передачи информации в центр управления эксплуатацией оборудования. В условиях действующих предприятий такие работы могут быть достаточно затратными и трудоемкими. Для исключения использования дорогих проводных линий связи возможно применение современных беспроводных каналов для передачи информации. В этом случае приходится увеличивать стоимость прибора системы мониторинга для того, чтобы уменьшить стоимость монтажа системы.

Системы диагностического мониторинга производства фирмы ДИМРУС для силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ

Фирмой ДИМРУС разработаны и производятся четыре системы мониторинга, предназначенные для контроля силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ. Технические параметры этих систем (диагностические возможности и стоимость поставки) выбраны из условия обеспечения максимальной экономической эффективности работы.

Система TDM-10 для мониторинга маслонаполненных трансформаторов 6÷35 кВ

Система мониторинга TDM-10 предназначена для оперативного контроля и диагностики маслонаполненных силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6-10 кВ. При помощи этой компактной системы мониторинга и диагностики осуществляется оперативный контроль технического состояния силовых трансформаторов, производится оценка остаточного ресурса.

Система TDM-10 в режиме непрерывного мониторинга контролирует 6 основных параметров технического состояния силового трансформатора:

Температура масла в баке трансформатора. На основании этого важного эксплуатационного параметра в системе мониторинга определяется нагрузочная способность трансформатора, рассчитывается остаточный ресурс изоляции.
Влагосодержание в масле бака. Этот параметр во многом определяет электрическую прочность масла, влияет на возможность работы трансформатора при низких температурах.
Уровень масла в баке – параметр эксплуатационной защиты.
Разрядная активность внутри бака, которая возникает при наличии проблем в изоляционной системе трансформатора.
Вибрация в баке трансформатора — это параметр, который связан с техническим состоянием механических элементов конструкции трансформатора.
Давление внутри бака трансформатора.

Первичная и итоговая информация о техническом состоянии трансформатора из системы TDM-10 оперативно передается в единую систему АСУ-ТП предприятия, которая осуществляет мониторинг всего высоковольтного электротехнического оборудования, управляет работой ремонтных и сервисных служб предприятия.

Для передачи информации о техническом состоянии трансформатора в АСУ-ТП предприятия в системе мониторинга TDM-10 предусмотрены три стандартных интерфейса передачи данных:

Проводной гальванически изолированный интерфейс связи марки RS-485. При помощи этого интерфейса можно передавать информацию в АСУ-ТП, проводить настройку режимов работы TDM-10, проводить специализированные разовые измерения параметров работы трансформатора. Интерфейс применяется при создании комплексной системы контроля высоковольтного оборудования подстанции.
Беспроводной интерфейс связи марки Bluetooth, предназначенный для передачи данных на смартфон, планшет, переносной компьютер, для управления режимами работы системы TDM-10. Дальность работы такого беспроводного интерфейса составляет десятки метров. Этот интерфейс обычно используется при автономном монтаже системы мониторинга, когда информация о состоянии трансформатора периодически считывается из прибора в смартфон с дополнительным программным обеспечением при периодических обходах оборудования эксплуатационным персоналом.
Беспроводной интерфейс связи марки LoRa (LoRaWAN). При помощи этого интерфейса информация может передаваться на большие расстояния, достигающие нескольких километров. Вторым достоинством интерфейса LoRa является использование в нем двойного шифрования информации. Самым существенным недостатком интерфейса LoRa является его низкая пропускная способность: одна посылка информации может содержать в себе только несколько десятков байт. Обычно это может быть только интегральная информация о техническом состоянии контролируемого трансформатора.

В минимальной конфигурации прибор всегда оснащается беспроводным интерфейсом Bluetooth. При необходимости в приборе могут быть установлены технические средства для дополнительных интерфейсов – проводного RS-485 и беспроводного LoRa.

При заказе системы TDM-10 пользователю необходимо заранее определиться с необходимым для АСУ-ТП предприятия набором дополнительных интерфейсов связи. В приборе системы мониторинга могут быть установлены проводной интерфейса RS 485 и дополнительно беспроводной интерфейс LoRa. В этом случае интерфейс Bluetooth будет доступен только при открытой крышке прибора (или только на очень близком расстоянии, несколько метров), так как на металлическом корпусе прибора предусмотрено место для антенны только одного беспроводного интерфейса.

TDM-10

Конструктивно прибор системы мониторинга TDM-10 представляет собой единый металлический корпус, показанный на рисунке. В верхней части в отдельном герметичном металлическом корпусе располагается электронная часть всей системы мониторинга. Снизу в корпус вводятся кабель питания и кабель проводного интерфейса связи RS-485. В третьем (пластиковом) кабельном вводе в корпусе располагается антенна выбранного пользователем интерфейса беспроводной связи.

В нижней цилиндрической части корпуса прибора из нержавеющей стали, которая вводится внутрь бака трансформатора, находятся все первичные датчики, предназначенные для контроля параметров трансформатора. Длина цилиндрической части корпуса зависит от конструкции герметизирующего узла и особенностей посадочного места на крышке трансформатора.

Прибор системы мониторинга TDM-10 монтируется непосредственно на верхней крышке бака трансформатора. Для этих целей может использоваться или штатная горловина для заливки масла с посадочным узлом, или специальный переходной фланец с герметизирующим узлом, устанавливаемый на любой технологической крышке на баке. Конструкция переходного узла для монтажа прибора на крышке бака зависит от особенностей конструкции трансформатора. Пример конструкции приведен на рисунке.

TDM-10

Установка переходного узла на верней крышке бака трансформатора 10 кВ обычно производится без слива масла на отключенном трансформаторе. Любой монтаж и демонтаж измерительного прибора TDM-10 в переходный узел производится оперативно также без слива масла за счет использования шарового крана и уплотняющего узла в верхней части монтажного узла.

После монтажа прибора подключение и включение в работу системы мониторинга TDM-10 осуществляется просто и оперативно. Все первичные датчики системы мониторинга находятся в цилиндрической части корпуса прибора, они введены в масло трансформатора и уже подключены к измерительной схеме. Необходимо только подать питание на прибор. Для этого нужно подключить два провода к выводам вторичной обмотки трансформатора – к фазе и нейтральной точке вторичной обмотки. Включение и выключение системы мониторинга в этом случае будет происходить автоматически при включении и отключении контролируемого трансформатора.

Если работа системы TDM-10 предполагается в автономном режиме с использованием только беспроводных интерфейсов связи, то необходимо подключить только кабель питания. Если предполагается подключение TDM-10 к системе АСУ-ТП при помощи проводного интерфейса RS-485, то необходимо подключить также и информационный кабель.

TDM-10/U

Для расширения диагностических функций и возможностей системы мониторинга марки TDM-10 на контролируемый трансформатор может быть смонтирован дополнительный модуль расширения марки TDM-10/U. Этот модуль предназначен для контроля и мониторинга токов нагрузки и напряжений вторичной обмотки трансформатора и в базовую поставку системы мониторинга не входит.

Дополнительный измерительный модуль системы мониторинга TDM-10/U монтируется на крышке бака трансформатора рядом с выводами обмотки низкого напряжения. Питается модуль от измеряемого трехфазного напряжения вторичной обмотки трансформатора. Для измерения токов нагрузки трансформатора используются катушки Роговского, которые монтируются вокруг изоляторов выводов вторичной обмотки трансформатора. Информацию о зарегистрированных параметрах работы трансформатора дополнительный модуль передает в основной модуль мониторинга по радио интерфейсу Bluetooth.

Использование модуля расширения для контроля электрических параметров трансформатора увеличивает стоимость системы мониторинга, но дает возможность более эффективно контролировать технологические параметры работы трансформатора. В частности, он позволяет регистрировать перенапряжения и импульсные сквозные токи через трансформатор.

Достоинства применения системы мониторинга марки TDM-10:

Система TDM-10 является максимально эффективным и сравнительно дешевым решением для мониторинга силовых распределительных трансформаторов 6÷35 кВ.
Использование в TDM-10 беспроводного канала позволяет оперативно собирать информацию в систему АСУ-ТП при помощи стандартного приемника WDM, или периодически контролировать техническое состояние трансформатора во время обходов оборудования при помощи обычного смартфона.

Технические параметры системы TDM-10

Параметр	Значение
Напряжение ВН контролируемого трансформатора, кВ	6 ÷ 35
Диапазон контролируемой температуры в баке, град	-40 ÷ +125
Диапазон контроля влагосодержания в масле, ppm	0,63 ÷ 63,69
Перепад уровня масла в баке, мм	50
Разрядная активность в баке трансформатора, dBm	-60 ÷ -8
Вибрация в баке, G	4
Размеры корпуса прибора ДШВ, мм	40015080
Масса прибора, кг	1,5
Рабочая температура, град	-40 ÷ +85
Напряжение питания, В (AC)	110/220
Потребляемая мощность, не более, Вт	5

Система марки TDM-35 для диагностического мониторинга маслонаполненных трансформаторов 35 кВ

Система диагностического мониторинга TDM-35 предназначена для контроля технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов 35 кВ. По сравнению с системой мониторинга марки TDM-10, эта система является более эффективной благодаря использованию дополнительных датчиков и более совершенной экспертной системы, используемой для оценки технического состояния и диагностики дефектов трансформатора.

Для контроля текущего технического состояния трансформаторов в системе TDM-35 реализовано несколько диагностических методов, результаты работы которых дополняют друг друга:

Регистрация и анализ температурных режимов работы трансформатора.
Контроль влагосодержания в масле бака трансформатора.
Контроль влагосодержания в твердой изоляции обмоток трансформатора.
Регистрация и анализ разрядных процессов внутри бака трансформатора.
Контроль технического состояния конструкции трансформатора по параметрам вибрации.
Контроль уровня масла в баке трансформатора по принципу защитного реле.

Датчики для регистрации этих важных параметров трансформатора конструктивно объединены в единый модуль, который вводится внутрь бака трансформатора через верхнюю крышку.

Дополнительно к датчикам, находящимся внутри бака трансформатора, к измерительному прибору системы TDM-35 подключаются два внешних датчика. Это датчик тока нагрузки трансформатора и комплексный датчик контроля температуры и влажности окружающей среды.

При помощи адаптивного цифрового двойника трансформатора, параметры которого получаются уникальными для каждого контролируемого системой трансформатора, в программном обеспечении системы мониторинга TDM-35 выполняется оценка текущего технического состояния, оперативная диагностика дефектов, осуществляется математическое прогнозирование развития технического состояния трансформатора на будущих этапах эксплуатации.

Результатом работы экспертной части программного обеспечения является:

Информация о текущем техническом состоянии контролируемого трансформатора в целом и его отдельных подсистем.
Перечень тревожных и предаварийных превышений контролируемых параметров, выявленных системой мониторинга за выбранный пользователем период времени.
Расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора, определение скорости старения изоляции обмоток.
Оценка эффективности работы системы охлаждения, учитывающая возникновение внутри бака трансформатора дополнительных зон нагрева.
Список всех диагностированных экспертной системой признаков дефектных состояний трансформатора с оценкой степени их опасности.

Завершающим итогом работы экспертных алгоритмов программы мониторинга является создание акта текущего технического состояния трансформатора с рекомендациями по особенностям его дальнейшей эксплуатации, необходимости проведения дополнительных обследований, сервисных и ремонтных работ.

Вся информация о техническом состоянии трансформатора из системы TDM-35 передается в централизованную систему АСУ-ТП предприятия, для чего в системе предусмотрено использование трех стандартных интерфейсов передачи данных:

Проводной гальванически изолированный интерфейс связи марки RS-485. При помощи этого интерфейса можно передавать информацию в АСУ-ТП, проводить настройку режимов работы TDM-35, проводить специализированные разовые измерения параметров работы трансформатора.
Беспроводной интерфейс связи марки Bluetooth, предназначенный для передачи данных на смартфон, планшет, переносной компьютер, управлять режимами работы системы мониторинга. Эффективная дальность работы этого беспроводного интерфейса составляет десятки метров.
Беспроводной интерфейс связи марки LoRa (LoRaWAN). Достоинством этого интерфейса связи является то, что информация может передаваться на большое расстояние, достигающее нескольких километров. Вторым преимуществом интерфейса LoRa является использование в нем двойного шифрования информации.

При заказе системы TDM-35 пользователю необходимо заранее определиться с необходимым для АСУ ТП набором интерфейсов связи. В приборе системы мониторинга может быть установлен проводной интерфейс RS-485 (он может быть или не быть) и дополнительно один беспроводной интерфейс: Bluetooth или LoRa (необходимо выбрать один из двух). Информация о конфигурации интерфейсов связи должна быть известна на момент заказа диагностического оборудования.

TDM-35

Конструкция измерительного прибора системы мониторинга TDM-35 аналогична конструкции прибора системы TDM-10. В верхней герметизированной части корпуса прибора располагается вся электронная часть системы мониторинга. В нижней цилиндрической части корпуса, которая вводится внутрь бака (по диаметру она аналогична прибору TDM-10), находятся измерительные датчики.

Измерительный прибор системы мониторинга TDM-35 монтируется на верхней крышке бака трансформатора. Для этого используется специальный переходной фланец с герметизирующим узлом, который по конструкции и размерам аналогичен переходному узлу для установки прибора TDM-10. Переходный узел устанавливается на любой технологической крышке, имеющейся на поверхности бака трансформатора. В основе герметизирующего узла лежит шаровой кран с проходным отверстием DN не менее 30 мм.

Для первичного монтажа переходного узла (как минимум шарового крана) необходимо слить масло в баке трансформатора до уровня верхней крышки бака и осуществить монтаж переходного фланца. В дальнейшем монтаж и демонтаж измерительного прибора системы мониторинга TDM-35 может производиться даже без частичного слива масла.

Если нет возможности смонтировать измерительный прибор системы TDM-35 на верхней крышке бака трансформатора, то его можно смонтировать на боковой поверхности бака. В этом случае система мониторинга сохранит свою работоспособность и функциональные возможности, но некорректно будет работать функция лишь защитного реле минимального уровня масла в баке.

Проводной монтаж при установке измерительного прибора системы TDM-35 не требует больших затрат. Поскольку все основные датчики параметров трансформатора объединены в общий блок, который на этапе монтажа уже введен в масло бака трансформатора, к измерительному прибору системы необходимо подключить четыре кабельные линии:

Кабель питания AC/DC.
Кабель от датчика марки IFCT-5 для контроля тока нагрузки трансформатора.
Кабель линии связи, если в системе будет использован проводной интерфейс RS-485.
Кабель для подключения датчика температуры и влажности окружающего воздуха.

Антенна выбранного беспроводного интерфейса связи (Bluetooth или LoRa) монтируется на корпусе прибора на заводе и не требует для подключения кабельной линии.

Технические параметры системы TDM-35

Параметр	Значение
Напряжение ВН контролируемого трансформатора, кВ	10 ÷ 35
Величина тока нагрузки трансформатора (в цепи ТТ), А	0 ÷ 5
Выходное (входное) напряжение трансформатора, В (AC)	110/220
Диапазон контролируемой температуры бака, град	-40 ÷ +125
Влагосодержание в масле бака трансформатора, ppm	0,63 ÷ 63,69
Влагосодержание в твердой изоляции, %	0 ÷ 10
Диапазон контролируемых разрядных импульсов, dBm	-60 ÷ -8
Диапазон контролируемой вибрации в баке, Гц	10 ÷ 1000
Уровень срабатывания реле уровня масла в баке, мм	±20
Размеры корпуса прибора для электроники ШГВ, мм	400200170
Размеры корпуса с встроенными датчиками D*H, мм	30*250
Масса прибора в сборе, кг	2,5
Рабочая температура, град	-40 ÷ +85
Напряжение питания, В (AC)	110÷240
Потребляемая мощность, не более, Вт	5

Система мониторинга TDM-10S для сухих трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ с литой изоляцией

Система мониторинга марки TDM-10S предназначена для оперативного контроля технического состояния силовых трансформаторов 6÷35 кВ с сухой (литой) изоляцией.

Для контроля текущего технического состояния трансформаторов с литой изоляцией в системе TDM 10S используются следующие диагностические методы:

Контроль нагрузки трансформатора при помощи датчика тока марки IFCT-5.
Регистрация и анализ температурных режимов работы трансформатора. Для этого используется датчик температуры Pt100.
Контроль состояния изоляции обмоток трансформатора на основании регистрации и анализа разрядной активности в обмотках трансформатора. Для этого используется направленный датчик регистрации высокочастотных импульсов, располагаемый внутри защитного кожуха трансформатора, направленный на обмотки. При наличии высокого уровня внешних высокочастотных помех при помощи этого датчика корректно будут регистрироваться не только частичные разряды, имеющие небольшую амплитуду, а также более интенсивные разрядные процессы в дефектных зонах изоляции обмоток трансформатора, которые будут превышать уровень помех.
Контроль температуры и влажности окружающей среды. На основании использования этого параметра в системе мониторинга дополнительно оценивается эффективность охлаждения трансформатора, более корректно диагностируются поверхностные загрязнения и локальные повреждения литой изоляции обмоток трансформатора. Совместный учет нагрузки трансформатора, температуры обмоток, температуры и влажности воздуха и интенсивности разрядных процессов позволяет строить модели старения компаундной изоляции, определять ее остаточный ресурс.
Контроль вибрации трансформатора. Датчик вибрации, устанавливаемый на нижней части сердечника трансформатора, дает возможность проводить оперативную диагностику состояния конструкции трансформатора, выявлять наличие ослаблений и механических дефектов различной природы. Эта информация также учитывается при определении остаточного ресурса трансформатора.

TDM-10S

Установка TDM-10S на трансформаторе

Прибор системы мониторинга TDM-10S устанавливается рядом с контролируемым силовым трансформатором с литой изоляцией. Все первичные датчики монтируются непосредственно на контролируемом трансформаторе или рядом с ним. При монтаже необходимо использовать максимально короткие сигнальные кабели от датчиков до прибора для уменьшения влияния электромагнитных помех.

Кольцевой датчик тока нагрузки трансформатора марки IFCT-5 монтируется на проводнике вторичной цепи измерительного трансформатора тока. При помощи информации от этого датчика рассчитывается температура наиболее нагретой части обмотки, что важно для контроля остаточного ресурса твердой изоляции обмоток.

Датчик климата (температуры и влажности окружающего воздуха) при монтаже системы на месте дополнительно подключать к прибору не нужно. Еще при изготовлении на заводе он сразу же монтируется на корпусе прибора в отдельном кабельном вводе (чувствительный элемент датчика немного выступает из корпуса кабельного ввода) и уже подключен к плате измерительного прибора.

Передающая антенна выбранного при заказе системы мониторинга беспроводного интерфейса связи (по выбору это может быть или Bluetooth, или LoRa) также заранее монтируется в верхней части корпуса измерительного прибора и не требует подключения при помощи внешней кабельной линии.

Внешние интерфейсы системы TDM-10S

Как и все системы мониторинга силовых трансформаторов 6÷35 кВ производства фирмы ДИМРУС, система TDM-10S после монтажа легко интегрируется в информационную АСУ-ТП подстанции или предприятия при помощи встроенных интерфейсов передачи информации:

Гальванически изолированный проводной интерфейс марки RS-485. Этот промышленный защищенный интерфейс связи обладает удовлетворительной скоростью передачи информации и помехозащищенностью, но требует прокладки по подстанции линии связи.
Стандартный беспроводной интерфейс марки Bluetooth. Особенно удобен этот интерфейс при автономном использовании системы мониторинга, когда информация о текущем состоянии трансформатора не передается в общую систему АСУ-ТП, а будет периодически считываться персоналом предприятия при проведении обходов оборудования с использованием стандартного смартфона или планшета с соответствующим программным обеспечением. Антенна этого интерфейса связи монтируется на верхней стороне корпуса прибора системы мониторинга.
Беспроводной интерфейс связи марки LoRa. При помощи этого интерфейса информация может передаваться на большое расстояние, достигающее нескольких километров. Вторым достоинством интерфейса LoRa является использование в нем двойного шифрования информации.

Для отображения информации о текущем состоянии контролируемого трансформатора на крышке корпуса прибора TDM-10S установлены три цветных светодиода, отображающие работоспособность системы мониторинга и текущее техническое состояние контролируемого трансформатора – норма, тревожное состояние, предаварийное состояние.

Сам измерительный прибор системы мониторинга TDM-10S поставляется в герметизированном защитном металлическом корпусе, показанном на рисунке. Прибор монтируется рядом с контролируемым трансформатором на наружной поверхности защитного кожуха. Это делается для того, чтобы обеспечить минимальную длину соединительных линий от внешних датчиков контроля параметров трансформатора.

Измерительный прибор системы TDM-10S может быть смонтирован и внутри защитного кожуха трансформатора, но в этом случае будет сложнее обеспечить необходимый температурный режим работы встроенной электроники прибора и организовать надежную работу беспроводных интерфейсов связи для передачи информации в систему АСУ-ТП.

Технические параметры системы TDM-10S

Параметр	Значение
Напряжение ВН контролируемого трансформатора, кВ	6 ÷ 10
Контроль тока нагрузки трансформатора в цепи ТТ, А	5
Диапазон контролируемой температуры, град	-55 ÷ +150
Диапазон контролируемых разрядных импульсов, dBm	-60 ÷ -8
Размеры корпуса прибора для электроники ШГВ, мм	20017077
Масса прибора в сборе, кг	2
Рабочая температура, град	-40 ÷ +85
Напряжение питания, В (AC/DC)	110÷240
Потребляемая мощность, не более, Вт	5

Система TDM-35S для мониторинга сухих трансформаторов с литой изоляцией и рабочим напряжением 6÷35 кВ

Система диагностического мониторинга марки TDM-35S (предыдущая версия этой системы выпускалась под торговой маркой TDM-S) предназначена для оперативного контроля технического состояния силовых трансформаторов 6÷35 кВ с сухой (литой) изоляцией. Эта система является, по сравнению с TDM-10S, более эффективной благодаря использованию расширенного набора первичных датчиков и использования более информативных методов диагностики технического состояния контролируемого трансформатора.

Для контроля текущего технического состояния трансформаторов в системе TDM-35S используется несколько диагностических методов:

Контроль нагрузочных режимов работы трансформатора.
Регистрация температурных режимов работы трансформатора. Для этого в системе мониторинга используется от одного до четырех датчиков температуры. Это позволяет, в максимальной конфигурации, контролировать температуру обмоток трех фаз и магнитопровода трансформатора. При превышении температурой обмоток заданных пороговых значений прибор системы TDM-35S может последовательно включать выходные реле управления двумя группами вентиляторов охлаждения трансформатора.
Контроль состояния изоляции обмоток трансформатора на основании регистрации и анализа частичных разрядов в диапазоне СВЧ (UHF). Диагностические алгоритмы TDM-35S позволяют определить тип дефекта в изоляции, оценить степень опасности выявленного дефекта для дальнейшей эксплуатации трансформатора. Используемые в системе технические средства диагностики могут частично локализовать место возникновения дефекта, анализируя разницу во времени прихода импульса частичного разряда к разным датчикам.
Анализ режимов работы трансформатора с учетом температуры и влажности окружающей среды за счет использования комплексного датчика позволяет оценить эффективность работы системы охлаждения трансформатора, прогнозировать уменьшение остаточного ресурса изоляции.
Контроль технического состояния конструкции трансформатора по параметрам вибрации. Вибродатчик обычно устанавливается на нижней раме сухого трансформатора. На основании анализа интегральных параметров и спектров вибрационных сигналов во встроенной экспертной системе диагностируются электромеханические дефекты в конструкции трансформатора.

Расширенный, по сравнению с системой TDM-10S, набор контролируемых параметров трансформатора позволяет более корректно определять остаточный ресурс компаундной изоляции обмоток и всего трансформатора в целом.

TDM-35S

Установка TDM-35S на трансформаторе

Прибор системы мониторинга TDM-35S устанавливается рядом с контролируемым трансформатором. Все первичные датчики системы TDM-35S монтируются непосредственно на трансформаторе. При монтаже системы необходимо использовать максимально короткие сигнальные кабели от датчиков до прибора для уменьшения электромагнитных помех.

В зависимости от конструкции силового трансформатора с сухой изоляцией существуют особенности монтажа первичных датчиков. В наибольшей мере эти особенности касаются выбора мест для установки датчиков частичных разрядов СВЧ диапазона частот, при помощи которых контролируется состояние литой компаундной изоляции и проводится локация мест возникновения дефектов.

TDM-35S

Две направленные электромагнитные антенны СВЧ диапазона марки BA-2 располагаются с двух сторон сухого трансформатора с литой изоляцией. Они направляются на обмотки трансформатора, для чего крепятся внутри защитного ограждения трансформатора или на дополнительных стойках.

Третья СВЧ антенна марки BA-1 располагается сверху защитного ограждения и предназначена для регистрации импульсов помех. Синхронное сравнение параметров импульсных сигналов с трех антенн позволяет системе контроля частичных разрядов максимально корректно отстраиваться от внешних высокочастотных помех и проводить локацию мест возникновения дефектов.

Кольцевой датчик тока нагрузки трансформатора марки IFCT-5 монтируется на проводнике вторичной цепи измерительного трансформатора тока. При помощи информации от этого датчика рассчитывается температура наиболее нагретой части обмотки, что важно для прогнозирования остаточного ресурса твердой изоляции обмоток трансформатора.

Внешние интерфейсы связи системы TDM-35S

Как и все другие системы производства фирмы ДИМРУС для организации диагностического мониторинга силовых трансформаторов 6÷35 кВ система TDM-35S легко интегрируется в информационную среду цифровой подстанции или предприятия при помощи трех встроенных интерфейсов передачи информации:

Гальванически изолированный интерфейс RS-485. Этот проводной защищенный интерфейс связи обладает удовлетворительной скоростью передачи информации, но требует прокладки по подстанции информационных кабельных линий связи. Этот интерфейс всегда реализован в приборе.
Беспроводной интерфейс связи марки Wi-Fi. Особенно удобен этот интерфейс при автономном использовании системы мониторинга, когда информация о текущем состоянии трансформатора будет периодически считываться персоналом при обходах оборудования с использованием смартфона или планшета. Антенна этого интерфейса беспроводной связи монтируется на верхней стороне корпуса прибора системы мониторинга.
Вместо интерфейса Wi-Fi, имеющего достаточно ограниченный радиус работы, особенно в условиях промышленного предприятия, в приборе системы мониторинга марки TDM-35S может быть смонтирован беспроводной интерфейс марки LoRa, который может передавать информацию в систему АСУ-ТП на расстояние в несколько километров. Вторым достоинством этого интерфейса связи является наличие двойного шифрования передаваемой информации.

Для отображения информации о режимах работы системы мониторинга и о текущем техническом состоянии трансформатора в приборе системы TDM-35S установлены информационные элементы индикации и релейные устройства сигнализации:

Три цветных ярких светодиода на крышке прибора, отражающие техническое состояние трансформатора – норма, тревожное состояние, предаварийное.
Информационный экран для сообщений о критических значениях контролируемых параметров и выявленных дефектах трансформатора.
Два сигнальных реле, отображающие информацию о текущем статусе системы мониторинга и выявлении предаварийных технических состояний контролируемого трансформатора.

Для управления системой охлаждения трансформатора в системе дополнительно установлены два реле, предназначенные для управления вентиляторами системы охлаждения трансформатора в зависимости от температуры обмоток.

TDM-35S

Особенности монтажа прибора TDM-35S

Стандартно измерительный прибор системы мониторинга TDM-35S поставляется в герметизированном защитном металлическом корпусе, показанном на рисунке. В таком конструктивном исполнении система может быть смонтирована рядом с контролируемым трансформатором в условиях производственного цеха или подстанции без дополнительной защиты.

Если предполагается монтировать систему мониторинга на территории открытой подстанции, то необходимо предусматривать использование шкафа наружного исполнения для защиты оборудования от внешних климатических воздействий. В этом случае для самого прибора нет необходимости использовать герметизированный корпус, достаточно более дешевого сборного металлического корпуса, показанного на рисунке.

Технические параметры системы TDM-35S

Параметр	Значение
Напряжение ВН контролируемого трансформатора, кВ	10 ÷ 35
Контроль тока нагрузки трансформатора в цепи ТТ, А	5
Выходное (входное) напряжение трансформатора, В	220
Диапазон контролируемой температуры обмотки, град	-55 ÷ +150
Диапазон контролируемых разрядных импульсов, dBm	-70 ÷ 0
Диапазон контролируемой вибрации в баке, Гц	10 ÷ 1000
Размеры корпуса прибора для электроники ШГВ, мм	280210100
Масса прибора в сборе, кг	3
Рабочая температура, град	-40 ÷ +85
Напряжение питания, В (AC/DC)	110÷240
Потребляемая мощность, Вт	10

Особенности и выбор систем мониторинга фирмы ДИМРУС для маслонаполненных и сухих силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ

Преимущества использования диагностического оборудования серии TDM производства фирмы DIMRUS для организации мониторинга сухих и маслонаполненных трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ:

Оптимальный по составу набор датчиков контроля параметров трансформатора, обеспечивающий достоверную оценку технического состояния при сравнительно низкой стоимости поставки технических средств системы мониторинга.
Встроенный в программное обеспечение системы мониторинга набор экспертных и прогнозных алгоритмов, обеспечивающий необходимую достоверность и эксплуатационную эффективность при минимуме исходных параметров.
Конструкция технических средств систем мониторинга, максимально упрощающая практический монтаж датчиков и прибора на контролируемом оборудовании.
Использование современных проводных и беспроводных интерфейсов связи, позволяющих оперативно и максимально дешево интегрировать информацию от локальных систем мониторинга в общую АСУ-ТП предприятия.

Необходимая достоверность и практическая направленность результатов работы систем мониторинга серии TDM достигается, не за счет увеличения количества контролируемых параметров, увеличивающих стоимость технических средств, а за счет эффективного использования в программном обеспечении универсальных математических моделей, учитывающих особенности трансформаторов 6÷35 кВ, адаптивных цифровых двойников трансформаторов.

Цифровые двойники силовых трансформаторов 6÷35 кВ, описывающие их эксплуатационные параметры, в TDM состоят из трех основных составляющих.

Во-первых, это универсальное программное обеспечение для оценки технического состояния, работающее на основе фиксированных и синтезированных параметров технического состояния отдельных подсистем и всего трансформатора. Фиксированные пороги качества, как например, пороговые значения для рабочей температуры трансформатора, известны не для всех диагностических методов. В большинстве случаев приходится использовать синтезированные параметры и соответствующие им пороги состояния, полученные в результате экспертной оценки возможностей используемых диагностических методов.
Во-вторых, это формализованная экспертная система, которая позволяет оперативно диагностировать дефектные состояния с учетом особенности конструкции каждого трансформатора. Такие системы обычно создаются или на основе экспертных знаний, или при помощи самообучающихся систем различного вида. Экспертные алгоритмы для программного обеспечения TDM созданы на основе практически подтвержденных экспертных знаний.
В-третьих, важным элементом цифрового двойника трансформатора является адаптивная математическая модель, учитывающая изменение его технического состояния в процессе эксплуатации с учетом выявленных признаков дефектных состояний. Эта алгоритмическая составляющая цифрового двойника обеспечивает оптимальное планирование объемов и сроков проведения сервисных и ремонтных работ с трансформаторами.

При помощи используемых в системе TDM уникальных алгоритмов автоматической адаптации параметров цифровой двойник каждого трансформатора получается уникальным. Учет эксплуатационных особенностей каждого трансформатора позволяет более корректно проводить оценку текущего технического состояния, оперативную диагностику дефектов и осуществлять математическое прогнозирование развития технического состояния трансформатора на будущих этапах эксплуатации.

Результатом работы экспертной части программного обеспечения системы мониторинга, базирующейся на использовании цифрового двойника трансформатора, является:

Информация о текущем техническом состоянии контролируемого трансформатора в целом и его отдельных подсистем.
Список диагностированных экспертной системой признаков дефектных состояний трансформатора с оценкой степени их опасности.
Перечень тревожных и предаварийных превышений контролируемых параметров, выявленных системой мониторинга за выбранный пользователем период времени.
Завершающим итогом работы экспертных алгоритмов цифрового двойника является автоматически сформированный акт о состоянии с расчетным коэффициентом текущего технического состояния всего трансформатора и его отдельных подсистем. При необходимости этот акт дополняется рекомендациями по дальнейшей эксплуатации трансформатора, необходимости проведения дополнительных обследований, об оптимальных сроках и объемах проведения сервисных и ремонтных работ. Этот акт формируется в программном обеспечении INVA на основании информации, полученной от локальной системы мониторинга серии TDM для трансформаторов 6÷35 кВ. Программное обеспечение INVA устанавливается на центральном АРМ управления обслуживания высоковольтного оборудования.

На что влияет стандартная диагностика силовых трансформаторов

Экспертная система диагностики силовых трансформаторов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Expert system of electric transformer’s diagnostics

Текст научной работы на тему «Экспертная система диагностики силовых трансформаторов»

Современные методы диагностики силовых трансформаторов

Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости tg дельта

Диагностика механического состояния обмоток методом частотного анализа (МЧА)

Выводы

Комплексное обследование силовых трансформаторов

Эти моменты могут быть cведены к следующему:

Основными причинами отказов, сопровождавшихся внутренними К. З. в трансформаторе, являются:

Комплексное обследование силовых трансформаторов базируется на:

Как показал опыт, проведение комплексного обследования целесообразно в следующих случаях:

По результатам проведенного комплексного обследования могут приниматься решения трех видов:

Главные преимущества тепловизионной диагностики заключаются в следующем:

Характерные газы: водород (Н2), метан (СН4), этан (С2Н6)

При тепловизионном обследовании, в ряде случаев, могут выявляться:

Причинами локального или общего повышения температуры на поверхности фарфоровых покрышек вводов могут являться:

При оценке характера распределения температуры по высоте вводов, следует учитывать:

ТРДН — 40500/110-76У1 — вид трансформатора со стороны ВН

ТДТН — 25000/110/35/6

ТРДН –25000/35А ЗТЗ

Вид трансформатора со стороны НН

Результаты испытаний, % об.

Результаты испытаний, % об.

Результаты исследования масла на содержание фурфурола

Хроматографический анализ от 13.08.03 подтвердил тенденцию снижения газов.

Трансформатор на контроле

Литература

Мониторинг и диагностика маслонаполненных силовых трансформаторов и трансформаторов с литой изоляцией с напряжением 6÷35 кВ

Технические особенности силовых трансформаторов напряжением 6÷35 кВ, определяющие требования к системам диагностического мониторинга

Системы диагностического мониторинга производства фирмы ДИМРУС для силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ

Система TDM-10 для мониторинга маслонаполненных трансформаторов 6÷35 кВ

Достоинства применения системы мониторинга марки TDM-10:

Технические параметры системы TDM-10

Система марки TDM-35 для диагностического мониторинга маслонаполненных трансформаторов 35 кВ

Технические параметры системы TDM-35

Система мониторинга TDM-10S для сухих трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ с литой изоляцией

Установка TDM-10S на трансформаторе

Внешние интерфейсы системы TDM-10S

Технические параметры системы TDM-10S

Система TDM-35S для мониторинга сухих трансформаторов с литой изоляцией и рабочим напряжением 6÷35 кВ

Установка TDM-35S на трансформаторе

Внешние интерфейсы связи системы TDM-35S

Особенности монтажа прибора TDM-35S

Технические параметры системы TDM-35S

Особенности и выбор систем мониторинга фирмы ДИМРУС для маслонаполненных и сухих силовых трансформаторов с рабочим напряжением 6÷35 кВ

Добавить комментарий Отменить ответ

Характерные газы: водород (Н₂), метан (СН₄), этан (С₂Н₆)