Причиной возникающих в процессе эксплуатации повреждений трансформаторов является, главным образом, достижение изоляцией в некоторых узлах предельного состояния, что, в свою очередь, заставляет увеличивать интенсивность диагностических обследований. Необходимость этого продиктована двумя причинами:
• не допустить повреждения трансформатора в работе (часто эти повреждения сопровождаются пожаром);
• определить возрастание дефекта и вовремя вывести машину в ремонт.
Указанные обстоятельства требуют максимально использовать известные (классические) методы, а также более интенсивно внедрять в практику методики и устройства, которые показали свою эффективность в заводских или лабораторных условиях. Поскольку явления в трансформаторе сложны, ни один из отдельных методов не может гарантировать надежность оценки технического состояния.
Наиболее эффективны в настоящий момент тепловизионный контроль, анализ масла, измерения характеристик частичных разрядов (ЧР), а также контроль tg δ (для вводов). Указанные методы известны, определены соответствующими стандартами и нормами. В РД ЭО-0189-00, «Методические рекомендации по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении» эти методы обобщены в рамки «многопараметрической диагностики» с основным упором на измерения на рабочем напряжении характеристик ЧР и термографических информационных функций (ТИФ).
Целью данной статьи является некоторое обобщение результатов диагностики на конкретных примерах — по результатам обследования сотен трансформаторов, из которых 3 повредились в эксплуатации, а по нескольким проведен ремонт, 50 единиц находятся под усиленным контролем по ЧР и анализу масла.
1. Методы диагностики
В данной работе, в рамках многопараметрической диагностики, использовались следующие методы:
• тепловизионный контроль — для определения диссипационных явлений с поиском участков бака с повышенными потерями и проверки состояния системы охлаждения;
• хроматографический анализ масла — для определения явлений, связанных с образованием дуги, нагрева, мощных ЧР;
• локация зон повышенной электромагнитной активности путем установки датчиков электрического действия (технология описана в издании On-Line &Off-Line Diagnostics for Power Station HV Equipment.// EIC/EMCW’99. Cincinnati Ohio, USA, 1999, October 26-28.) на различные точки колокола. Это позволяет выявить участки с наибольшей ЧР-активностью и установить тип разрядного явления в данной точке.
В связи с этим следует указать, что до применения этих методов не было надежных способов определения мест дефектов, позволяющих давать достаточно точный прогноз о типе дефекта в данном месте по анализу характеристик разрядов. Однако необходимо отметить, что технология локации дефектов акустическими методами постоянно совершенствуется. В предшествовавших работах авторами для измерений характеристик ЧР и tg δ на трансформаторе использовались известные схемы съема сигнала через вывод высоковольтного ввода (ПИН). Для этого были изготовлены компьютеризированные системы мониторинга по измерениям ЧР, а также компьютеризированные системы измерения комплексной проводимости в изоляции вводов (параметр γ) типа «Фазан». Первый опыт мониторинга на трансформаторе с дефектным вводом оказался положительным — удалось предотвратить повреждения (ГАС «Павец Чаира», Болгария). Однако последующее использование таких систем (на нескольких АЭС в России, а также в Северной Америке), в силу ограничений, накладываемых выводом сигнала из ввода, не позволило в должной мере реализовать возможности контроля ЧР — системы оказались дорогими, ненадежными и информация, получаемая на этих системах, не полностью характеризовала состояние объекта.
Большие возможности имеет метод локации зон электромагнитной активности на поверхности трансформатора с использованием устанавливаемых на момент измерений датчиков и измерительных устройств. Это позволяет делать надежное заключение о техническом состоянии дефектного узла, включая: изоляцию, барьеры, дугу в магнитопроводе, искрения в РПН. Подобная информация, включающая тип разрядного явления и его место, может быть отождествлена с конструкцией активной части трансформатора. Таким образом, это позволяет более достоверно прогнозировать надежность трансформатора еще и потому, что заключение будет сделано не по общим оценкам характеристик ЧР, а по тому, в каком месте конструкции имеются данные характеристики. Например, наличие даже очень интенсивных разрядов в элементах крепления магнитопровода не так важно, как довольно слабые ЧР в витковой изоляции.
В течение последних трех лет было проведено комплексное обследование ~40 трансформаторов с использованием многопараметрической диагностики. Ниже будут приведены данные по трансформаторам, по которым был проведен ремонт и имелась возможность сопоставить результаты диагноза с фактическими. При этом в разделе 2 описаны трансформаторы с наличием проблем в изоляции, а в разделе 3 дан результат контроля искровых явлений в пайках отводов.
2. Измерения на блочных трансформаторах 320 МВА 220/15,75
Трансформаторы Т1 и Т2 находились под контролем в течение двух лет. В них при периодических измерениях фиксировались вспышки ЧР. Вероятно, в данных трансформаторах имели место разрядные явления в изоляции. При этом зоны ЧР на обоих трансформаторах были в одном месте (фаза «С», верх). Максимальные значения кажущегося заряда состовляли ~100 тыс. пКл. В 2003 г. Т2 повредился с витковых КЗ на фазе «С», верхняя часть обмотки. По этой причине контроль Т1 проводился самым тщательным образом, и для него было проведено комплексное обследование.
2.1. Исторический аспект
Периодически проводили диагностику трансформатора с контролем разрядных явлений четыре раза:
• первые измерения в октябре 2002 г. выявили повышенную активность в зоне фазы «С» вверху бака (до 1000 мВ);
• вторые измерения в октябре 2003 г. выявили аномально высокую активность в зоне фазы «С» вверху бака (до 7000 мВ);
• третьи измерения были проведены в декабре 2003 г. Измерения проводились уже после повреждения Т2 при температуре воздуха около 18 оС. Разрядная активность была на уровне помех;
• четвертые измерения проводились во время пуска нового трансформатора Т2 в марте 2004 г.
Разрядная активность заметно возросла по сравнению с декабрем 2003 г. По результатам четырех измерений и анализа условий эксплуатации (12 близких КЗ в системе) было принято решение об углубленном обследовании трансформатора. Была разработана программа испытаний, состоящая из двух этапов:
• измерения под рабочим напряжением;
• измерения на выведенном трансформаторе. Измерения на рабочем напряжении. Измерения на рабочем напряжении подразделялись на измерения при температуре 75 оС и при 41 оС:
а) Нагрев до 75 оС и выдержка 20 час.:
• измерение ЧР при t=75 оС;
• отбор проб масла на содержание влаги;
• тепловизионный контроль.
б) Охлаждение трансформатора до t=41 оС выдержка 20 час.:
• измерение ЧР при t=41 оС;
• отбор проб масла на содержание влаги и ГХ-анализ;
• тепловизионный контроль. Измерения на отключенном трансформаторе. Измерения на выведенном трансформаторе проводились согласно нормативной документации, принятой в российской энергетике.
2.2. Результаты измерений на трансформаторе Т1 на рабочем напряжении
Результаты локации зон разрядной активности. Наиболее важные результаты получены в опытах с «нагревом-охлаждением» трансформатора. Зоны дефектов, обнаруженные локацией, указаны на рис. 1.
Вероятные явления в зонах, указанные на рис.1, следующие: Зона 13 — частичные разряды в изоляции, вероятно, имеют место в масляном канале обмотки ВН. Зависят от температуры. При нагреве до 75 оС увеличились до 1500 мВ. С понижением температуры до 41 оС уменьшились до 100 мВ (осциллограммы разрядного явления указаны на рис. 2). Зона 14, 16 — поверхностные частичные разряды (перекрытие по поверхности твердой изоляции). От температуры масла не зависят. Разряды устойчивые, развитые, имеют место на обеих полярностях напряжения. Амплитуда до 7000 мВ (осциллограммы разрядного явления указаны на рис. 3).
Анализ структуры осциллограмм указывает на вероятные процессы при повышенной и пониженной температурах (рис. 2): а — при высокой температуре (75оС ) многолавинный разряд большой величины, связанный с ионизацией в канале с маслом и накоплением заряда на твердой изоляции, амплитудой до 1500 мВ, величина кажущегося заряда по оценке ~15 тыс. пКл; б — однолавинный разряд в масляном промежутке при 41 оС, величина кажущегося заряда ~1000 пКл. Как следует из анализа осциллограмм (рис. 3), вероятный процесс в верхней части обмотки фазы «С» — многолавинный разряд с выносом заряда на поверхность твердой изоляции, разрядные явления в верхней части обмотки фазы «С», вероятно, с разрушением твердой изоляции. 
Таким образом, по локации разрядных явлений определено наличие двух дефектов в активной части трансформатора:
• в верхней части фазы «В» — дефект в начальной стадии развития;
• в верхней части фазы «С» — критический дефект.
Критический дефект является опасным. Разрядными явлениями задета твердая изоляция.
Следует также указать, что повреждение в эксплуатации на трансформаторе аналогичной конструкции (Т2, Фелтон) имело место именно в верхней части фазы «С». По характеристикам данного дефекта техническое состояние – УХУДШЕННОЕ. Результаты тепловизионного контроля. Зоны повышенного нагрева на трансформаторе указаны на рис. 4. 
Зоны 1, 2 — нагрев верхней части обмотки фазы «С», устойчивый тепловой дефект, не зависящий от температуры масла.
Зона 3 — зона нагрева на уровне фланца колокола.
Зона 4 — вертикальная зона нагрева в районе нулевого отвода. Вероятно образование контура. Причинами возникновения тепловых дефектов по зонам являются повреждения изоляции в активной части трансформатора. Таким образом, по результатам тепловизионного контроля определены:
1. Уровень температуры в районе фазы «С» (зоны 1 и 2) превышает средний уровень температур соседних фаз на 2,5оС, что свидетельствует об очень высоком уровне диссипационных процессов в обмотке фазы «С».
2. Температура ввода фазы «В», как головки, так и фарфора, превышает температуру соседних вводов на 5оС (чрезвычайно много), что, возможно, свидетельствует о проблемах и в самом вводе (что подтверждается наличием ЧР) или возможен общий нагрев ввода от плохого контакт головки ввода со шлейфом.
3. Вертикальный локальный нагрев с торца трансформатора под нулевым выводом может быть связан или с процессами в нулевой шине, проходящей в этой области, или созданием паразитного контура. 
Результаты анализа трансформаторного масла. Учитывая признаки наличия электроразрядных и термических явлений, анализ масла был проведен в двух лабораториях:
• «MORGAN SCHAFFER», Канада — анализ растворенных в масле 7 газов;
• более полный анализ в лаборатории Москвы, при этом анализировались растворенные в масле газы (7 видов), ионол, фурановые, мутность, а также влагосодержание (по растворенной Н2О и связанной Н-ОН воде) при максимальной и минимальной температурах. Из сравнения результатов анализа масла следует, что данные по растворенным в масле газам, полученные в двух лабораториях, в пределах погрешностей совпадают (за исключением водорода, из-за разных сроков доставки в лаборатории). По анализу содержания в масле газов следует, что: ацетилен превышает норму в 2,7 раза, СО — в 6 раз, СО2 — в 5 раз.
Из соотношения газов видно, что это разряды большой мощности (вероятно, это пробой масла между обмотками или катушками, или катушками на землю). Наличие ацетилена и его превышение (и соотношения газов) говорят о наличии источника термического разложения масла с температурой свыше 700оС, при этом возможны разряды с разрушением бумаги. Превышение СО и СО2 в два и более раза обычно связано с перегрузками или перенапряжениями. Из анализа влагосодержания масла, определенного при температуре от 41оС до 75оС, следует: – при увеличении температуры с 41оС до 75оС и выдержке при этой температуре влагосодержание масла возросло: по растворенной влаге примерно в 5 раз, по объему влагосодержания — в 2,5 раза. – возрастание абсолютного значения влагосодержания в 5 раз означает, что имеет место значительное увлажнение бумажной изоляции, требующее сушки масла. Анализ результата по фурановым и мутности указывает на отсутствие признаков старения как бумажной изоляции, так и масла. Концентрация антиоксидантных присадок, уменьшающих окислительные процессы, — в «норме». Таким образом, по результатам анализа масла:
• По анализу растворенных в масле газов состояние УХУДШЕННОЕ.
• Значительно увлажнена твердая изоляция и срочно требуется сушка. Результаты профилактических испытаний на отключенном трансформаторе. При выполнении профилактических испытаниях контролировались:
— потери холостого хода,
— сопротивление изоляции,
— tg δ вводов 220 кВ,
— сопротивление Zk ,
— сопротивление обмоток ВН,
— сопротивление обмоток НН. Из вышеизложенных характеристик отклонения зафиксированы:
По обмоткам
• Обмотка НН – по расхождению между собой и заводскими данными более чем на 30 %, увеличение сопротивления по обмотке «b-c».
По вводам 220 кВ
Ввод фазы «С» (по tg С2).
• Остальные вводы — по изменению емкости по сравнению с заводскими данными.
2.3. Итоговое заключение по техническому состоянию Т1 на основании диагностики
Результаты комплексного обследования технического состояния иллюстрируется таблицей, обозначение зон дефектов на активной части — на рис. 5, зоны дефектов на колоколе трансформатора обозначены на фото, рис. 6.
На рис. 5 указана зона критического дефекта, который был локализован электрическими и тепловизионными методами:
Зона 1 — устойчивый развитый частичный разряд амплитудой до 70 тыс.пКл, вероятно, с перекрытием по поверхности твердой изоляции. Данный разряд является критическим с возможным переходом в пробой (повреждение обмотки автотрансформатора Т2 аналогичной конструкции также имело место в этой зоне).
Зона 2 — зона повышенного нагрева. Результаты общих характеристик (по маслу, профилактическим испытаниям) подтверждают наличие критического дефекта. Это, очевидно, следует из:
• нализа масла, который указывает на наличие мощных разрядов в изоляции и наличие зон нагревов, а также на возможность повреждений твердой изоляции;
• измерения влагосодержания (при 75оС и 41оС), которые также указывают на значительное увлажнение обмотки, что может приводить к возникновению ЧР при возрастании температуры масла. Менее значимыми являются дефекты: электрического характера, проявляющиеся по наличию ЧР в определенных условиях в районе фазы «В» (дефект № 2); термического характера, определяемого по термограммам:
•дефект № 3 — перегрев в нижней части колокола трансформатора, под обмоткой со стороны ВН фаз «А» и «В»;
• дефект № 4 — перегрев со стороны ВН фазы «С». 
2.4. Анализ технического состояния при проведении ремонта
По условиям энергосистемы данный трансформатор был выведен в профилактический ремонт для проведения неотложных мероприятий по поддержанию его технического состояния до капитального ремонта, совмещенного с ремонтом блока. Ремонт проводился под руководством шеф-инженера завода-изготовителя. Был запланирован частичный слив масла для осмотра контактов вводов НН и осмотра верхней ярмовой балки (стяжных шпилек, контактов мест соединения поводков ярма), а также замены ввода ВН фазы «С», сушки активной части трансформатора с сушкой и дегазацией масла. В результате осмотра верхней части трансформатора было обнаружено:
• ослабление контактов вводов НН (до откручивания от руки);
• значительное ослабление вертикальных стяжных шпилек и, как следствие, ослабление подпрессовки обмоток.
Во время ремонта была выполнена подтяжка шпилек, почищены и протянуты контакты со стороны НН и произведена сушка активной части трансформатора и масла. Был заменен ввод фазы «С» 220 кВ. Полный объем мероприятий по ремонту с подъемом колокола будет выполнен во время капитального ремонта блока. После включения в работу будут произведены измерения по программе предремонтной диагностики с измерениями на максимальной и минимальной температурах для сравнения с предремонтными результатами для определения состояния изоляции и активной части после ремонта и принятия решения — сможет ли трансформатор надежно работать до вывода его в капитальный ремонт.
3. Измерения искровых явлений в паяных контактах отводов
Измерения проводились на блочном трансформаторе 135 МВА 220/13,5 кВ. Трансформатор находился в эксплуатации 7 лет. Капитальные ремонты не проводились. При проведении периодических измерений и локации разрядных явлений при вариации мощности на трансформаторе были обнаружены две зоны искровых явлений, структура осциллограммы имела существенное отличие от осциллограммы импульса ЧР в изоляции. По факту искрений трансформатор был выведен в ремонт. При демонтаже ввода был обнаружен дефект пайки между медными проводниками «косы» и наконечником (рис. 7). При подъеме наконечника «коса» упала во внутреннюю часть колокола. На фотографии контакт «непропай» виден отчетливо.
После подъема колокола появилась возможность контролировать второй конец отвода. Пайка на месте была подвергнута рентгеноскопии, при этом было обнаружено значительное уменьшение количества припоя — «непропай» между отводом и проводником последней (высоковольтной) катушки обмотки ВН. Вероятно, процесс испарения припоя происходил в результате перегрева «косы» из-за плохой пайки головки ввода. После снятия изоляции соединения отвода с обмоткой (рис. 8) в месте контакта и был обнаружен «непропай».
ВЫВОДЫ
1. Рассмотрены практические возможности нового метода объемной локации разрядных явлений на рабочем напряжении для оптимизации ремонта.
2. Зафиксированные дефекты в обмотках и контактах по локации подтверждены другими видами контроля на рабочем напряжении и при ремонтных работах.
3. Для некоторых видов дефектов обнаружена значительная зависимость интенсивности ЧР от температуры масла.
Авторы:
Аксенов Ю.П., докт. техн. наук, Завидей В.И., канд. техн. наук,
Ярошенко И.В. предприятие ДИАКС, Москва
Добавить комментарий