Geum.ru

Хренников А. Ю. канд техн наук, Киков О. М., Передельский В. А., Сафонов А. А., Якимов В. А

Вид материалаДокументы
Подобный материал:

ОПЫТ ДИАГНОСТИКИ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ


Хренников А.Ю.- канд. техн. наук, Киков О.М., Передельский В.А., Сафонов А.А., Якимов В.А. - инженеры

филиал ФСК ЕЭС Московское ПМЭС – ЗАО “ДИАРОСТ”.


Оценка фактического состояния силового электрооборудования по результатам диагностических измерений является на сегодняшний день сложной и актуальной задачей. Его значительная часть выработала свой ресурс, но продолжает эксплуатироваться из-за недостатка финансовых средств на его замену. Соответственно с каждым годом возрастают затраты на проведение комплексных обследований и диагностики.

Следует отметить, что трансформаторы с дефектами в активной части могут нормально эксплуатироваться еще в течении многих лет, хотя в месте дефекта идут процессы развития нагрева, частичных разрядов (ЧР) в изоляции и, как следствие, ухудшение результатов диагностических измерений и анализов. В дальнейшие годы эксплуатации, а также в случае следующего серьезного КЗ, вероятен аварийный выход из строя трансформатора с тяжелыми последствиями.

По данным Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО “ЕЭС России” для трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических и межсистемных сетей России, около 30% от общего числа технологических нарушений, связанных с отключением оборудования от устройств защиты или персоналом по аварийной заявке, сопровождалось возникновением внутренних коротких замыканий (КЗ). Основными причинами таких отключений, связанных с внутренними КЗ, являются износ и пробой изоляции обмоток и отводов, недостаточная электродинамическая стойкость обмоток при КЗ, пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов, повреждения РПН. Таким образом, вырисовываются две основные причины повреждаемости - это недостаточная стойкость обмоток при КЗ и пробой внутренней изоляции.

Наиболее важными и эффективными методами диагностики активной части силового трансформаторного оборудования являются метод низковольтных импульсов (НВИ), измерение сопротивления КЗ (Zk) для контроля механического состояния обмоток после протекания сквозных токов короткого замыкания (КЗ), а также мониторинг уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции вводов и обмоток в совокупности с контролем основных изоляционных характеристик (R изол., tg δ и др.). Эти несколько методов диагностики позволяют охватить и состояние геометрии обмоток, и состояние их изоляции, что в сумме дает достаточно объективную общую картину “самочувствия” активной части силового трансформатора в свете анализа повреждаемости, приведенного выше.

К остальным необходимым элементам системы комплексной диагностики можно отнести измерение уровня вибрации с целью оценки состояния запрессовки обмоток, состояния магнитопровода, системы охлаждения силовых трансформаторов, физико-химические анализы трансформаторного масла и другие методы. Достаточно информативными для оценки состояния электротехнического оборудования являются метод тепловизионного контроля с помощью средств инфракрасной диагностики и хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ).

Основным параметром, определяющим безаварийную работу трансформаторного оборудования, является геометрия обмоток, которая может изменяться при протекании сквозных токов короткого замыкания (КЗ) и приводить к деформациям обмоток, а в дальнейшем к витковым замыканиям, взрывам и пожарам с серьезными последствиями и ущербом по недоотпуску электроэнергии. Примером возникновения остаточных деформаций в результате воздействия сквозных токов короткого замыкания (КЗ) во время электродинамических испытаний на мощном испытательном стенде (МИС) в г. Тольятти в конце 80-х годов может служить изображенная на рисунке 1 фотография фазы “А” обмотки НН трансформатора типа ТДЦ-250000/220, иллюстрирующая потерю радиальной устойчивости обмотки (рис.1).



Рис.1

Пример возникновения виткового замыкания в обмотке НН трансформатора типа

ТДЦ-250000/220 Набережночелнинской ТЭЦ на рис.2.



Рис.2

Методами диагностики, чувствительными к изменению механического состояния обмоток, т.е. их геометрии, по праву считается сопротивления (напряжения) КЗ, метод низковольтных импульсов (НВИ), метод частотного анализа (FRA) - Frequency Response Analysis и др.

Обследование методом низковольтных импульсов необходимо проводить параллельно с измерением сопротивления КЗ (Zk) трансформатора, что может быть достаточно эффективным при постановке диагноза повреждения. В связи с этим необходимо пофазное измерение uk (Zk) на заводе-изготовителе, так как в настоящее время в заводском паспорте приводится лишь одно усредненное по фазам значение uk.

Опыт диагностики показывает, что заводской паспорт трансформатора помимо стандартных характеристик должен содержать: нормограммы НВИ, первичные данные по ЧР, нормограммы тепловизионного контроля (головных образцов), снятые во время тепловых испытаний и данные по остаточной прессовке обмоток, полученные виброакустическим методом. НВИ-диагностику необходимо проводить параллельно с измерением сопротивления КЗ (Zk). Назрела необходимость снятия нормограмм НВИ всех вновь изготовленных на заводе ОАО “Трансформатор” и на других заводах силовых трансформаторов мощностью свыше 2500 кВА, чтобы иметь базу данных о механическом состоянии обмоток трансформаторов на будущее для обследования в энергосистеме в случае потенциального КЗ. Первыми такими положительными примерами является снятие нормограмм НВИ автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110 “Брянскэнерго”, типа ТДЦ-250000/220 Набережночелнинской ТЭЦ (“Татэнерго”), проводившееся по инициативе ЗАО “ДИАРОСТ” после ремонта с заменой обмоток на ОАО “Трансформатор”. Сняты нормограммы НВИ вновь изготовленного трансформатора типа ТМН-6300/110 [7].

Кроме этого, силами специалистов ЗАО “ДИАРОСТ” проведена комплексная диагностика со снятием нормограмм НВИ силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации на подстанции “Центр” Набережночелнинских электрических сетей типа ТРДЦН-63 000/110 (Т-1и Т-2); подстанции ”Бугульма-500” типа АОДЦТН-167 000/500/220 (гр. 3АТ) (“Татэнерго”). Фотография ранее поврежденной в результате внутреннего замыкания общей обмотки (ОО) 220 кВ на п/ст ”Бугульма-500” однотипного автотрансформатора 167 МВА/500/220 кВ на рис.3.



Рис.3.

Проведена НВИ-диагностика с целью выяснения ремонтнопригодности силовых трансформаторов типа ТМY-43 производства фирмы ”АSEA” (Швеция) на ОАО “Оскольский электрометаллургический комбинат” (г.Старый Оскол); типа ТРДН-32000/110 (Т-2) ОАО ”Моготекс” (респ. Беларусь). Схемы дефектографирования методом НВИ трансформатора Т-2 на рис.4. Выявлено наличие виткового замыкания и остаточные деформации на фазе “С” обмоток НН1 и НН2 трансформатора типа ТРДН-32000/110 (Т-2) зав. N 4521 (год изготовления 1972) ОАО ”Моготекс” после и длительного КЗ по стороне 10 кВ. Обнаружены значительные отличия в осциллограммах НВИ между фазами обмоток НН, снятых по взаимной схеме НН1 - на рис.4г (рис.5). Отличие величины Zk между фазами составило фазы “С” в режиме ВН-НН1Zk=+8,8%, в режиме ВН-НН2 Zk=-7,2%; потери хода не поддавались измерению в режимах с участием фазы “С” по причине резкого возрастания тока. При вскрытии трансформатора через лючки видно большое количество корольков меди на прессующих кольцах фазы “С”, подгорание изоляции отводов обмотки НН. По результатам данного обследования рекомендован капитальный ремонт с заменой обмоток трансформатора Т-2 [7-8].










Рис.5.


ВЫВОДЫ
  1. Согласно статистике для трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ около 30% от общего числа отключений сопровождалось возникновением внутренних коротких замыканий.
  2. Две основные причины повреждаемости - это недостаточная стойкость обмоток при КЗ и пробой внутренней изоляции.
  3. Необходимо внесение изменений в “Объемы и нормы испытаний электрооборудования” в части дополнения их разделами о проведении периодических обследований силовых трансформаторов и реакторов методом низковольтных импульсов (НВИ) для контроля механического состояния обмоток и проведения мониторинга уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции вводов и обмоток.
  4. Для облегчения диагностики силовых трансформаторов в паспорт (формуляр) трансформатора должны быть занесены заводом-изготовителем или в энергосистеме при вводе в эксплуатацию следующие данные: нормограммы НВИ, первичные данные по ЧР, нормограммы тепловизионного контроля, данные по остаточной прессовке обмоток, данные по фазных измерений сопротивления КЗ (Zk) во всех режимах, в номинальном и 2-х крайних положениях РПН.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Хpенников А.Ю., Шлегель О.А., Запоpожец М.И. Диагностика повреждений силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации на ТЭЦ Волжского Автозавода в г.Тольятти//Электpические станции 1994.- №2.- с.43.
  2. Хpенников А.Ю.,Шлегель О.А. Диагностика повреждений и методика обработки результатов измерений силовых трансформаторов при испытаниях и в эксплуатации// Электротехника.- 1997.- №2. -С.32-34.
  1. Хренников А.Ю., Еганов А.Ф., Смолин А.Ю., Щербаков В.В., Языков С.А. Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование силовых трансформаторов//Электрические станции №8.- 2001.
  2. Хренников А.Ю. Опыт обнаружения остаточных деформаций обмоток силовых трансформаторов//Энергетик.- №7.- 2003.
  3. Хренников А.Ю., Передельский В.А., Сафонов А.А., Якимов В.А. Опыт диагностики дефектов и повреждений силовых трансформаторов, накопленный в ЗАО “ДИАРОСТ”// Сборник докладов Регионального Совета по диагностике электрооборудования при Уралэнерго. Екатеринбург, 16-17 сентября 2003. - бюл.19.
  4. Хренников А.Ю., Киков О.М. Диагностика силовых трансформаторов в Самараэнерго методом низковольтных импульсов//Электрические станции. - №11-2003.
  5. Хренников А.Ю., Шлегель О.А. Контроль изменения индуктивного сопротивления трансформатора для определения повреждений в обмотках //Энергетик. - №2-2004.
  6. Хренников А.Ю., Петров А.С., Цыгикало Г.В., Щербаков В.В., Языков С.А. Системы мониторинга и опыт диагностики состояния электротехнического оборудования в ОАО “САМАРАЭНЕРГО”//ЭЛЕКТРО. - №2-2004.
















Рис.4.



>