Введение

Оценка фактического состояния силовых трансформаторов по результатам диагностических измерений является на сегодняшний день сложной и актуальной задачей. Маслонаполненные трансформаторы с незначительными дефектами, в том числе с возникшими после КЗ остаточными деформациями в активной части, могут эксплуатироваться еще в течение многих лет, хотя в месте дефекта идут процессы увеличения нагрева, развития частичных разрядов (ЧР) в изоляции, и, как следствие, происходит постоянное ухудшение результатов диагностических измерений. В дальнейшие годы эксплуатации, особенно при повторных близких КЗ, вероятен аварийный выход трансформатора из строя с тяжелыми последствиями. Избежать этого поможет своевременная диагностика механического и электрического состояния активной части трансформаторов на предмет обнаружения деформаций их обмоток [1 – 11]. Маслонаполненное электрооборудование, например, силовые 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 масла. В дальнейшие годы эксплуатации, а также в случае следующего серьезного короткого замыкания (КЗ), вероятен аварийный выход из строя трансформатора с тяжелыми последствиями. Избежать аварийный выход трансформатора из работы вследствие ухудшения его характеристик может помочь своевременная диагностика.

«Объем и нормы испытаний электрооборудования» (ОНИЭ) [1, 2] является основным нормативно-техническим документом по контролю и диагностике состояния электрооборудования, который, несмотря на некоторые недостатки, связанные с трудностью обнаружения ряда дефектов, позволяет получать достаточно близкую к объективной картину процессов, идущих внутри эксплуатируемого оборудования и приводящих в конечном итоге к возникновению дефектов и повреждений.

Возникает вопрос, что делать, когда: -характеристики электрооборудования подошли к предельно допустимым значениям;

–срок эксплуатации оборудования превышает или близок к нормативному сроку 25 лет;

–электроаппарат испытал воздействие предельных значений токов КЗ;

–электроаппарат испытал воздействие ненормированных перенапряжений.

В этом случае в настоящем учебно-методическом пособии рассматриваются примеры применения специальных методов диагностики, вошедших в Стандарт ПАО «Россети» 2017 г., пока в виде рекомендаций, но уже широко применяемых в течение десятилетий для обнаружения дефектов и повреждений, трудно диагностируемых традиционными методами как за рубежом, так и в нашей стране.

Такими специальными методами диагностики активной части силового трансформаторно-реакторного оборудования являются метод низковольтных импульсов (НВИ), частотного анализа FRA для контроля механического состояния обмоток после протекания сквозных токов КЗ, мониторинг уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции вводов и обмоток в совокупности с контролем изоляционных характеристик традиционными методами, входящими в ОНИЭ (R изол., tg δ, степень полимеризации бумажно-масляной изоляции и др.). Эти несколько методов диагностики позволяют охватить и состояние геометрии обмоток, и состояние их изоляции, что в сумме дает достаточно объективную общую картину “cамочувствия” активной части трансформатора [2, 5, 7-11, 12-20].

К остальными необходимым элементами системы, так называемой 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), входящие в ОНИЭ .

В настоящем учебном пособии рассматривается применение тепловизионного контроля для выявления дефектных паек соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов в процессе эксплуатации при проведении капитальных ремонтов. Кратко рассмотрены примеры повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения в случаях достижения tg δ изоляции предельно допустимых значений [5, 8-10].

Специальные электродинамические испытания силовых трансформаторов на стойкость обмоток при протекании сквозных токов КЗ служат инструментом для разработки путей повышения надежности их конструкции [8 -12]. Их суть заключается в проведении определенного количества зачетных опытов КЗ (как правило, 5–6) с условиями, максимально приближенными к тем, что могут произойти с трансформатором при возможных аварийных ситуациях в период его эксплуатации. При этом контролируется состояние важнейших конструктивных элементов трансформатора, включая обмотки. Окончательное заключение о результатах испытаний выдается уже после разборки трансформатора на заводе-изготовителе.

Проведение натурных испытаний на стойкость к токам КЗ позволяет выявить в головном образце трансформатора (реактора) слабые места в конструкции, а затем внести изменения в конструкцию его обмоток, исходя из результатов испытаний и разборки на заводе-изготовителе. Трансформатор нового типоисполнения может запускаться в серийное производство только с учетом этих изменений.

В пособии приведены расчеты величин токов КЗ и выполнено сравнение вариантов предполагаемого размещения нового сетевого стенда для электродинамических испытаний силовых трансформаторов на стойкость к токам КЗ, результаты которых показали, что на подстанциях 750 кВ «Белый Раст» и «Опытная» московского региона возможно создать необходимые значения токов КЗ для испытаний на стойкость к токам КЗ трансформаторов типа ТДЦ-250000/220, ТДЦ-80000/110 и ТЦ-666000/500 [21 – 29].

Вопрос строительства нового стенда для электродинамических испытаний на стойкость к токам КЗ, безусловно, относится к новым технологиям. Его создание позволит применить новые научные разработки в трансформаторостроении и повысить надежность работы трансформаторно-реакторного оборудования подстанций Единой электрической сети.

В настоящем пособии рассматриваются примеры применения специальных методов диагностики, не вошедших пока в ОНИЭ, для контроля механического и электрического состояния обмоток после протекания сквозных токов КЗ. Это метод низковольтных импульсов (НВИ), метод частотного анализа спектров обмоток для диагностики активной части силового трансформаторно-реакторного оборудования [3 – 14].

Основные МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ, рассмотренные в учебном пособии:

Инфракрасная диагностика;

Измерение tg δ изоляции ;

Мониторинг интенсивности частичных разрядов (ЧР) в изоляции;

Дефектографирование низковольтными импульсами (НВИ) геометрии обмоток;

Измерение сопротивления КЗ (Zk);

Глава 1. Инфракрасная диагностика теплового состояния электрооборудования

1.1. Инфракрасная диагностика турбогенераторов тепловых электростанций (ТЭЦ)

Значительная часть электрического оборудования электростанций, подстанций, системы передачи и распределения электроэнергии выработала свой ресурс, но продолжает эксплуатироваться, так как на его замену требуются большие финансовые средства. В связи с этим с каждым годом увеличиваются затраты на проведение комплексных обследований и диагностики. Оценка фактического состояния силового электрооборудования по результатам диагностических измерений – очень сложная и актуальная задача [1,2, 8-11].

Тепловизионный контроль является одним из основных направлений развития системы технической диагностики, которая обеспечивает возможность контроля теплового состояния оборудования и сооружений без вывода их из работы, выявления дефектов на ранней стадии развития, сокращение затрат на техническое обследование за счет прогнозирования сроков и объема ремонтных работ [1, 2, 5].

О тепловидении и его применении для контроля состояния электрооборудования известно несколько десятков лет. Тепловизионный контроль стали обычными и повседневными инструментами в руках специалистов, занимающихся диагностикой и ремонтом оборудования электростанций, распределительных сетей и подстанций [2, 3, 5].

Метод тепловизионного контроля с помощью средств инфракрасной диагностики и хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ), выполняемые в соответствии с [1, 2] позволяют выявить целый ряд различных дефектов высоковольтного электрооборудования (ЭО).

Тепловизионный контроль проводится для выяснения теплового состояния разъединителей, трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), разрядников и ограничителей перенапряжения (ОПН), конденсаторов связи, масляных и воздушных выключателей, ошиновки распределительных устройств (РУ), качества пайки обмоток статора турбогенераторов при ремонтных работах, высоковольтных вводов силовых трансформаторов, систем охлаждения трансформаторов, электродвигателей, генераторов и др. Ведется также контроль состояния дымовых труб и газоходов на тепловых электростанциях, обнаружение мест присосов холодного воздуха и т.д. [5].

В учебном пособии рассмотрены примеры использования инфракрасной камеры P-60 фирмы “Flir Systems” (Швеция), тепловизоров типа “INFRAMETRIKS -740” (США) и “Иртис” (Россия).

В [8, 12] затронуты вопросы применения тепловизионных приемников для выявления дефектных паек соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов (ТГ) в процессе эксплуатации, как средства контроля качества пайки соединительных головок стержней статорных обмоток ТГ с применением твердых припоев при их ремонтах. Тепловизионный контроль проводится при открытых лобовых частях обмотки статора с выведенным ротором и предварительным нагревом от источника постоянного тока (например – резервного возбудителя) током величиной порядка 1000 А.