8 900 164 7684

Ю.П. Аксенов, Д.Ю. Аксенов, А.Г. Фаробин, И.В. Ярошенко (ЗАО «ДИАКС»)

О.В. Паньшин (ОАО «Концерн Росэнергоатом»)

Электроразрядная активность, включая ЧР, искрения, ползущий разряд и т.д., в силовых трансформаторах является важной характеристикой, определяющей кратковременную и длительную электрическую прочность изоляции. Обычным методом измерений ЧР является измерение через ПИН-вывод (электрическим методом), а также с использованием ультразвукового контроля на колоколе трансформатора [1]. Более эффективными являются измерения и локация зон ЧР (в более полном понимании – электроразрядной активности ЭРА) с использованием электрических методов [2]. Последнее позволяет выполнять и управление техническим состоянием, т.е. определять объемы, сроки и качество ремонтных работ. В данной работе приводятся результаты указанного подхода.

1. Анализ электроразрядной активности в трансформаторе до ремонта

Блок-схема проведения измерений и локации зон электроразрядной активности по [2] дана на рис.1.

Рис.1  Применение измерительного комплекса «ДИАКС-ДКЧР-2» для контроля и локации разрядной активности: I – Измерение ЧР активности в вводах;  II – Локация дефектов по баку, III – Измерения n(Q).

Под электроразрядной активностью (ЭРА) понимаются частичные и поверхностные разряды в изоляции и искрения в контактах и в пакетах активной стали. Сопоставления проводятся по осциллограммам и  анализу потока импульсов[*] от разрядов, фиксируемых по точкам контроля на колоколе (30 точек, по 3-м уровням, в каждом 10 точек, рис.2). Фиксируются распределения n(Q) и мощность ЭРА в каждой точке [2, 3].

1)Результаты первичных измерений (апрель)

На колоколе на рис.2 указаны зоны повышенной ЭРА. Диаграмма мощности ЭРА по точкам также с указанием зон – на рис.3 – результаты на номинальной мощности (первичные измерения проведены в апреле). Следует указать, что в этих зонах имеет место и интенсивная вибрация в пакетах активной стали.

Рис.2 Обозначение точек установки датчиков, а также зон повышенной электроразрядной активности на колоколе трансформатора в режиме номинальной мощности: зона А – искровые разряды и повышенная вибрация; зона Б – сторона ВН, разряды соответствуют ЧР.

Рис.3 Диаграмма мощности ЭРА при контроле по колоколу: верхняя часть (точки 1-10), средней (точки 11-20) и нижней части (точки 21-30), с определением основных зон на номинальной мощности для явлений: интенсивные искрения, А – точки 5-7, 15-16, 26; ЧР в изоляции, Б – ЧР в точках 13-23 (апрель 2014г.).

 

2) Результаты повторных измерений (в июле)

Диаграмма распределения мощности ЭРА, полученная в июле 2014г., приведена на рис.4, с указанием зон наибольшей ЭРА.

Зоны значительной ЭРА (июль):

а) Торцевая часть со стороны ВН и со стороны НН  у фазы С, точки:

- верх 4, 5, 6;

- средняя часть 13, 15, 16;

- низ 25.

б) Сторона НН около ф.А:

- точки 8, 18 и 28.

3) Сопоставление зон ЭРА при первичных и повторных измерениях в одинаковых режимах – Р_ном

Из сопоставления диаграмм (рис.3 и рис.4) следует, что качественно новые зоны повышенной ЭРА при работе трансформатора на номинальной мощности не возникли.

Рис.4 Диаграмма распределения мощности ЭРА на колоколе по повторным измерениям в июле 2014г. Режим работы трансформатора – номинальная мощность.

4) Анализ тренда – возрастание за три месяца эксплуатации разрядной активности по сопоставлению количественных характеристик (для режима Р_ном)

Сопоставление распределений n(Q) дано на рис.5. Функция n(Q) показывает, какое число импульсов от разрядов на период 50Гц – «n» имеет данную амплитуду импульса – “Q” (в мВ). Из сопоставления «а» и «б» по рис.5 следует:

а) Значительно возросли амплитуды импульсов (~ в 2 раза с 200мВ до 500мВ).

б) Наиболее интенсивные разряды имеют место в пакетах (сердечник и ярмо) ф.С (точки 5, 15 и 25), т.е. от стыка верхнего ярма до стыка нижнего ярма.

а)

Рис.5 Распределения n(Q) по точкам контроля в верхней части (1-10), средней (11-20) и нижней части (21-30). Зоны А и Б – ЧР или ПЧР, зона В – искрения: «а» - результаты апреля; «б» - результаты июля - распределение n(Q) для точки 15 с наибольшей амплитудой.

2. Сопоставление ЭРА в режиме холостого хода и на номинальной мощности

Результаты при повторных измерениях для режима ХХ даны на рис.6. И из распределений n(Q) – рис.6-а; и из диаграммы – рис.6-б видно значительное изменение в разрядных явлениях в сопоставлении с данными для Р_ном:

а) Наиболее интенсивные ЭРА, связанные с искрениями в пакетах, при ХХ прекратились (т.5, 15, 25), сравнение с рис.4.

б) Амплитуды импульсов по n(Q) (при сопоставлении рис.5-б и рис.6-а) снизились с 500мВ до 70мВ.

в) Имеющие место в режиме ХХ разряды в точках 3, 12 и 21 относятся к ЧР в элементах изоляции, т.е. интенсивные искрения при ХХ отсутствовали.

Следует указать, что резкое уменьшение ЭРА в режиме ХХ не является случайным, а стабильным фактором, поскольку на испытуемом трансформаторе режим ХХ и Р_ном ежесуточный, и ежесуточно эти изменения сопровождаются изменением электроразрядной активности.

Рис.6 Результаты измерений ЭРА на трансформаторе в июле 2014г. в режиме ХХ: а – функции распределений n(Q) для точки 1; б – диаграмма распределения мощности ЭРА по точкам контроля на колоколе.

3. Локация импульсов от разрядов во вводах

Целью измерений является определение наличия потенциальных дефектов в изоляции вводов 500кВ.  Датчики устанавливались на фланце вводов. Сигналы фиксировались по двум каналам, при этом рассматривались запаздывания в приходе сигнала от точки разряда к датчику. Результат на осциллограммах, приведенных на рис.7. В подрисуночных подписях к каждой осциллограмме указываются особенности измерений и логика локации зоны дефекта. Из приведенного анализа осциллограмм следует:

- на всех фланцах вводов фиксируются примерно одинаковые сигналы по амплитуде и по структуре импульса;

- импульс возникает внутри трансформатора, из полной структуры импульса следует, что разрядное явление – частичный разряд во вводе ф.С.

Разряд, фиксируемый на ф.С, является ЧР и относится к изоляции узла ввода 500кВ.

Рис.7 Осциллограммы локации импульсов от разрядов на датчики, устанавливаемые в точках трансформатора:

а – Датчики на ф.А, канал 1, на ф.В – канал 2. Сигнал на ф.А приходит с задержкой, т.е. датчик на «В» ближе к дефекту.

б - Датчик на ф.С – канал 1, на ф.В – канал 2. Сигнал на ф.С ранее, чем на ф.В. Амплитуда на ф.С больше, т.е. дефект на ф.С.

4. Результаты визуального контроля во время ремонта

По данным диагностики перед ремонтом были обнаружены и локализованы интенсивные вибрационные явления в пакетах магнитопровода и обмотке. Вибрация сопровождалась разрядными явлениями, наличие разрядных явлений приводило к росту растворенных в масле газов с превышением ПДК. Явления имели место в следующих узлах:

а) искрения в узле стыка пакета ф. С с верхним ярмом (наибольшие) и менее интенсивные в средней части (по высоте) пакетов;

б) частичные разряды фиксировались в узле ввода 500 кВ ф. С.

Поскольку имела место значительная динамика роста как вибрационных дефектов, так и электроразрядных, трансформатор был выведен в кап.ремонт. Основные дефекты, обнаруженные при визуальном контроле, во время ремонта приведены на рисунках 8 и 9, на которых даны комментарии по дефектам. Распрессовка пакета – на рис.8. Фрагмент  узла с наличием ЧР в изоляции ввода ф. С дан на рис.9.

Рис.8 Пример распрессовки пакета, что  приводит к вибрации и искрениям (электроразрядным явлениям). Показаны винты на пакете со следами искрений: 1 – винт (заземлен на корпус); 2 – пластина под «свободным» потенциалом; 3 – следы искрений.

Рис.9 Результат разрядных явлений в узле ввода ф.С, а – следы разрядов.

5. Результаты послеремонтной диагностики

В октябре была выполнена «послеремонтная» диагностика блочного трансформатора. Следует указать, что при проведении «предремонтной» диагностики были локализованы электроразрядные и вибрационные дефекты, которые были установлены при проведении ремонта. Таким образом, важным обстоятельством было определить, насколько при ремонте были устранены потенциальные дефекты.

Для достоверной оценки качества ремонта необходимо сопоставление данных до ремонта, а также при выполнении «послеремонтной» диагностики. По этой причине использовались одинаковые средства и методы, как и перед выполнением ремонта.

5.1 Анализ данных «послеремонтной» диагностики

Сопоставление характеристик электроразрядных явлений дано на рис.10. Из сопоставления видно, что амплитуда разрядов в режиме ХХ уменьшилась и составляет ~ 25 мВ, т.е. соответствует фону. Благоприятным является тот факт, что мощность электроразрядных явлений уменьшилась в 100 раз.

Таким образом, при проведении ремонта были устранены и дефекты, приводящие к вибрации и разрядам.

6. Заключение

1) Проведение комплексного технического диагностирования на рабочем напряжении в режимах ХХ и Р_ном при измерениях вибрационных, электроразрядных и тепловых явлений, а также ХАРГ масла, позволяют установить и локализовать дефекты в трансформаторах. Было зафиксировано, в обследованном трансформаторе в зоне дефекта имели место и разрядные, и вибрационные процессы.

2) При проведении ремонтных работ в указанных диагностикой зонах дефекты были обнаружены и устранены.

3) При выполнении «послеремонтной» диагностики признаков дефектов вибрационного и электроразрядного характера, которые имели место до ремонта, обнаружены не были.

4) Основным результатом являются:

а) выполнение комплексной предремонтной диагностики позволяет надежно локализовать дефекты в трансформаторах;

б) проведение «послеремонтной» диагностики позволяет установить  качество выполнения ремонтных работ.

в) показано, что измерения ЧР только в режиме ХХ не позволяют достоверно определять наличие и степень развития разрядных дефектов.

Рис.10 Сопоставление характеристик электроразрядной активности при контроле по точкам на колоколе Т1 для сопоставления «до ремонта» и «после ремонта»: «а», «б» - данные «до ремонта». Имеют место искровые явления в пакетах и ЧР в узле ввода; «в», «г» - данные «после ремонта».

Список используемой литературы:

[1] СТО РусГидро 02.03.77-2011 «Гидроэлектростанции. Продление срока службы основного оборудования в процессе эксплуатации. Нормы и требования».

[2] МУ 1.3.3.99.0038-2009 «Методические указания по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов».

[3] Y. P. Aksenov, I. Yaroshenko, G. Noe, A. Andreev, “Diagnostic Technology for Transformers: Methods Synergy and Double-Coordinate Location,” IEEE-SDEMPED’ 2009.