Диагностические и измерительные приборы
Наблюдательные системы безопасности
+7 (495) 921-29-42

Пожалуйста, нарисуйте фигуру


* - обязательные поля

Комплексное обследование силовых трансформаторов

Комплексное обследование силовых трансформаторов

ОЗЕРИЦКИЙ И. М., генеральный директор (ЗАО «Мир Диагностики», Москва)
АЖИЩЕВ Р. А., АО «Ивэлектроналадка»

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 из-за 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 из-за отказов электротехнического оборудования составляют около 28 %, при этом из-за 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 каких-либо 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 ИК-обследования 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 Рохл. При всех прочих равных условиях он является функцией превышения температуры масла, подводимого в охладитель, над температурой воздуха у его входа:

Рохл = ƒ(∆νм
Подобная зависимость приводится в документации заводов-изготовителей. 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:
Рохл = ƒ(∆νохл
Следовательно, зная параметры охладителя, можно для каждого его вида расчетным путем определить зависимость:
∆νохл = ƒ(∆νм

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 жёлто-бурого 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

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 ВНВид трансформатора со стороны фазы С

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

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

Трансформатор № Содержание фурфурола
% массы

ТДТН-25000/110/35/6 0,00016

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 ВНВид трансформатора со стороны фазы С

ТРДН –25000/35А ЗТЗ

 

Вид трансформатора со стороны НН

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:

Провести:

  • 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, С2Н42Н6 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 <0.0005
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:

Провести:

  • 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, с.151-153.

Возврат к списку