Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

 

Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

Харкiв, 2011

Содержание

Введение

. Выявление дефектов трансформатора во время работы

.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

.3 Измерение и локализация частичных разрядов

.4 Определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора

.5 Выводы

. Автоматизированные системы контроля

.1 Общие требования

.2 Контроль с экспертными системами

.3 Комплексные автоматизированные системы

.4 Система контроля компании Siemens

.5 Предлагаемый комплекс методов

.6 Выводы

Заключение

Литература

Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Выявление дефектов трансформатора во время работы

.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

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

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

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

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

Ёмкость такого датчика почти пропорциональна относительной влажности Н:

,

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

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

.2 Газохроматографический анализ масла и методы его интерпретации

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

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

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

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

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

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

Практика энергокомпаний США показывает, что наиболее важен непрерывный контроль содержания газов в масле в первый год эксплуатации. Например, этан обычно образуется при сниженных сечениях проводников, недостаточном сечении контактных соединений. Этилен - образуется при ослабленных зажимах и соединениях, или циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Острые углы и заусенцы на проводе, резкие изгибы провода вызывают выделение водорода (из-за короны), Ацетилен возникает при наличии «плавающей» земли или при повреждениях изоляции. Маловероятно, чтобы появлялся метан, возникающий, в первую очередь, при перегревах. Его наличие в масле может быть следствием перегрузок, низкого уровня масла, дефектов радиаторов и вентиляторов системы охлаждения. Наличие метана чаще других является следствием ошибок эксплутационного персонала.

Различные методы интерпретации ГХА приводят к разным выводам. Было установлено, что ни один метод не пригоден для универсального применения. Поэтому были рассмотрены наиболее распространённые методы интерпретации результатов ГХА масла. Методика МЭК 599 . Введена в действие в 1978г и использует отношения концентраций газов: . Интерпретация проводится в случае, если концентрация газов выше определённого уровня и достаточна чувствительность аппаратуры для анализа. Как вспомогательный критерий используется отношение концентраций газов , показывающий наличие старения бумаги.

Методика предполагает использование информации о количестве образующегося газа, развитии дефекта во времени. В настоящее время введена новая редакция МЭК 60599, использующая меньшее число дефектов [4]. Для уточнения диагноза введены дополнительно два отношения концентраций газов: , оценивающее влияние проникновения газов из отсек РПН в бак, и , указывающее на перегрев масла. В приложении к новой редакции содержится уточнённая версия метода треугольника Дюваля и диаграммы Дорненбурга. Типичные концентрации газов рекомендуется определять по базе данных конкретного пользователя. Они рассчитываются как концентрация на кривой интегрального распределения, соответствующая 90% анализов на исправно работающих трансформаторах. Приведенные типичные концентрации показывают крайние (максимальные и минимальные) границы этих величин, принятые разными организациями.

Методика IEEE ( по стандарту ANSI / IEEE Std. С57.104 - 1991). С её помощью различаются три вида дефектов: термические, электрические малой интенсивности и электрические большой интенсивности. Аналогично МЭК 60599 используются три отношения концентраций газов ().Для оценки состояния используются предельные концентрации отдельных газов и особенно горючих газов в целом, причём без сравнения с предыдущими измерениями и без учёта истории эксплуатации трансформатора. Вид дефекта определяется по отношениям концентраций ключевых газов. Дополнительно предлагается сравнить результаты с получаемыми по методу Дорненбурга. Важной частью методики является учёт изменения концентрации газов во времени.

Методика CEGB (отношения по Роджерсу), используемая энергокомпаниями Великобритании, основана на зависимости соотношения ненасыщенных и насыщенных углеводородов в масле от его температуры. Также учитывается рост содержания водорода от роста температуры. При переходе концентрации газов за предельные значения подозревается наличие дефектов в трансформаторе. Для определения вида дефекта используются четыре отношения газов: . Газы расположены по возрастанию температуры разложения изоляции. В зависимости от значения отношений газов им присваиваются кодовые числа, по которым ставится диагноз. Методика Шлизингера, по которой отношения газов комбинируются с уровнями концентрации. Комбинация выражается кодовыми числами, применяемыми для интерпретации результатов ГХА. Используется пять отношений газов: . В зависимости от значений отношений им присваиваются кодовые числа. Далее находятся кодовые числа по уровням концентрации , , суммы и суммы и СО. Для этих газов установлены уровни концентраций (от - до). В зависимости от концентрации по таблице присваивается кодовое число. Комбинации кодовых чисел сведены в диагностическую таблицу. Методика Дорненбурга, при которой используется построение зависимостей от и от в двойном логарифмическом масштабе (рис.1.1), отдельные зоны на графике соответствуют областям: термической деградации, дуговых и частичных разрядов.

Рис.1.1. Зоны разделения дефектов по Дорненбургу [ 4 ]: PD - частичные разряды; D1- разряды низкой энергии; D2 - разряды высокой энергии; Т1 - термические дефекты при Т < 300 ?C ; Т2 -термические дефекты при Т = 300 - 700 ?С ; Т3 - термические дефекты при Т > 700 ?C.

Метод недостаточно чётко различает дефекты, но даёт возможность использовать газы из газового реле. Дальнейшее развитие методики включило использование отношений газов.

Метод номограмм, который является комбинацией использования отношений газов и оценки уровня концентрации газов.

Строится номограмма, состоящая из серии вертикальных логарифмических шкал, представляющих концентрации отдельных газов. Прямые линии, проводимые между соседними шкалами, соединяют точки, представляющие концентрации отдельных газов. Наклон этих линий является диагностическим критерием для определения вида дефекта. Практикуется корректировка шкал в соответствии с историей эксплуатации данного трансформатора.

Методика Дюваля. Применяется с 1989г и использует треугольную диаграмму (рис.1.2), на которой отображается процентное содержание трёх газов - метана, этилена и ацетилена (, , ). Каждый угол треугольника соответствует 100% одного газа и 0 других. Треугольник внутри разделён на 6 областей, соответствующим видам дефектов. Методика наглядна и проста в применении.

Рис.1.2. Диаграмма «Треугольник Дюваля»

;

; ;

границы зон отдельных дефектов: ;

;

;

;

;

.

Методика, принятая в России (РД 153 - 34.0 - 46.302 - 00) введена в действие в 2000г. и использует, как и методика МЭК 599, расчёт отношений концентраций газов . Для уточнения диагноза используется также отношение газов . Определение характера дефекта проводится в случае, если содержание в масле хотя бы одного из семи анализируемых газов выше граничной концентрации, установленной опытным путём.

Различаются «основной» газ, концентрация которого по отношению к граничной, максимальна, «характерные» газы, концентрация которых находится в пределах 0,1 - 1,0 граничной, и «нехарактерные» газы, концентрация которых ниже 0,1 граничной.

По названию «основного» газа определяется девять видов дефектов, характер дефектов определяется по типичным комбинациям «основного» и «характерных» газов.

Критерий скорости нарастания газов в масле при превышении концентрации газов за граничные значения является решающим для отключения трансформатора [5].

Применение методов интерпретации результатов ГХА масла в трансформаторах в различных странах различными фирмами существенно различается.

Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов, использование опыта разными организациями.

На основании анализа эффективности контроля состояния трансформаторов с помощью ГХА масла разными методами, рабочей группой СИГРЭ 15.01 предложена новая методика интерпретации результатов ГХА [6].

Новая методика РГ СИГРЭ 15.01 даёт для крупных сетевых и блочных трансформаторов нормальные концентрации ключевых газов.

В новой методике даны следующие ключевые отношения газов:

№ 1 - (ацетилен / этан). Отношение № 1 считается ключевым для определения наличия электрических разрядов; его значение > 1,0 указывает на наличие дефекта;

№ 2 - (водород / метан ). По отношению № 2 определяют наличие частичных разрядов. Обычно его значение > 10. (МЭК 60599 использует отношение метан / водород);

№ 3 - (этилен / этан). Отношение № 3 представляет собой отношение ненасыщенных углеводородов к насыщенным и выявляет термические воздействия. Обычно его значение должно быть > 1,0. Ненасыщенные углеводороды образуются главным образом при перегревах масла;

№ 4 - (диоксид / оксид углерода). По отношению № 4 определяют степень деградации целлюлозы. Если его значение > 10, то имеет место перегрев целлюлозы. Если его значение < 3, то обычно это свидетельствует о деградации целлюлозы под действием дефектов электрического характера. Для подтверждения диагноза рекомендуется анализ содержания фуранов по МЭК6198.

№ 5 - (ацетилен / водород). Отношение № 5 используется для определения проникновения газов в бак из отсека РПН. В таком случае отношение обычно ? 2 , а концентрация не менее о.е. Так как водород менее растворим в трансформаторном масле, чем ацетилен, последний быстрее диффундирует из отсека РПН, и в бак диффундирует только малое количество водорода. В результате в трансформаторном масле количество ацетилена становится больше, чем водорода.

Процедура интерпретации:

по результатам ГХА масла определяются концентрации и отношения ключевых газов;

если все концентрации ниже нормальных, результат обозначается К1. Если хотя бы одна концентрация превысила пределы нормальных значений, присваивается код К2 ;

если все ключевые отношения ниже указанных для них пределов (для СО и - не выходят за пределы), результат обозначается кодом R1;

если какое - нибудь из отношений превышает указанные пределы (для СО и - выходит за пределы), результат обозначается кодом R.

Комбинации результата:

К1 и R1 - никаких мер не принимается, трансформатор, вероятнее всего, не имеет дефектов;

К2 и R1 - трансформатор, вероятнее всего, имеет дефект, необходимы дополнительные анализы;

К1 и R2 - возможно наличие развивающихся дефектов, необходимы дополнительные анализы;

К2 и R2 - возможно наличие более одного вида дефекта, необходимы дальнейшие обследования.

На рис.1.3, а - в показаны распределения газов в функции класса напряжения и характера нагрузки, построенные по одной из баз данных рабочей группы СИГРЭ 15.01.

Рис.1.3 Распределение трансформаторов по концентрации газов в функции напряжения и характера нагрузки: а) водорода ; б) суммы углеводородов ; в) углекислого газа ; 1, 2 - сетевые и блочные трансформаторы соответственно 380 кВ; 3, 4 - сетевые и блочные трансформаторы соответственно 380 кВ; 5 - сетевые трансформаторы 110 кВ.

Как показывают эти диаграммы (рис.1.3.), нет существенной разницы в концентрациях водорода при разных классах напряжения и уровнях нагрузки. Для распределения суммы углеводородов такие зависимости существуют. На распределение влияет класс напряжения; концентрация значительно выше для блочных трансформаторов, которые обычно работают в режиме базисной нагрузки, тогда как загрузка сетевых трансформаторов значительно ниже.

Новая методика отличается этапностью подхода к оценке состояния трансформатора, не противоречит рекомендациям МЭК60599, а лишь развивает их в удобной для практики форме.

Развитие методики интерпретации ГХА масла продолжается. В последнее время разными организациями для анализа результатов ГХА масла трансформаторов предложено использовать математический аппарат нечёткой логики.

Разрабатываются компьютерные программы и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.

В Украине одним из основных методов диагностики силовых трансформаторов является контроль углеводородных газов, растворённых в масле [7,8]. Причём для обеспечения простоты и необходимой глубины диагностирования целесообразно контролировать содержание в масле ацетилена и этилена. Ацетилен возникает при наиболее опасных дефектах, сопровождающихся возникновением электрической дуги. Нагрев контактов, локальные повреждения магнитопровода вызывают появление этилена. Наличие остальных газов (без снижения надёжности) достаточно определять при периодических анализах в хроматографических лабораториях.

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

По определению, принятому в ГОСТ 20074-83, частичным разрядом (ЧР) называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами. Он может происходить как на поверхности раздела сред, так и внутри изоляции. Внешними проявлениями процесса частичных разрядов в изоляции являются импульсы напряжения на трансформаторе и вызванный ими ток переходного процесса в цепи . Результаты измерений ЧР на рабочем напряжении в трансформаторах, выполненных по ГОСТ 20074 - 83 совместно с измерением других характеристик изоляции (tg?, влагосодержание масла и твёрдой изоляции, газосодержание масла) в процессе эксплуатации , приведены в табл. 1.1 [9].

Таблица 1.1 Оценка состояния изоляции силовых трансформаторов по характеристикам ЧР

№Состояние изоляции1Нормальное состояние2 Дефектная изоляция (образование газовых пузырьков, повышение влажности 3Требуется периодический или непрерывный контроль4Пробой масляного канала (образование «белых следов» на поверхности картона. Необходимо выявление и устранение дефекта) Пробой масляного канала (образование науглероженных побегов, ползущий разряд. Необходимо выявление и устранение дефекта)

В подверженной разрушению изоляции высокого напряжения ЧР возникают в пустотах и расслоениях изоляции. Эти пробои наводят в обмотке высокочастотные импульсы малой амплитуды. Величина и число этих импульсов зависит от степени разрушения изоляции. Поэтому, если возрастают число и величина напряжения импульсов ЧР, то это означает увеличение скорости разрушения изоляции. Обнаружение дефектов изоляции определяется не чувствительностью аппаратуры, а оптимальным соотношением сигнал / шум.

Импульс тока ЧР создаёт импульс давления в окружающей среде, который может быть зарегистрирован соответствующим устройством. На этом принципе основаны акустические методы обнаружения ЧР. Однако основная область применения этих методов ? определение места возникновения ЧР в трансформаторе.

Для периодического мониторинга ЧР на трансформаторе СН энергоблока может быть предложена схема (рис.1,4) с анализатором спектра.

Одним из перспективных методов диагностирования является метод, основанный на анализе электромагнитного излучения электрических установок [9].

Рис.1.4

Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов

Больше работ по теме: