Виды диагностических обследований

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

70







 8

ЭА16.1205.00 ПЗ



	ОГЛАВЛЕНИЕ

	

	

	ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………

	6

1 ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОНТРОЛЯ И ДИAГНОСТИКИ 



   СИЛОВЫХ ТРAНСФОРМAТОРОВ……………………………………

8

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

8

1.2 Газохроматографический анализ масла………………………….

9

1.3 Измерение и локализация частичных разрядов…………………..

11

1.4 Виды диагностических обследований……………………………

13

1.5 Характеристики активности частичных разрядов в изоляции 



      силовых трансформаторов и их вводов………………………….

14

1.6 Формы разрядных явлений……………………………………

17

1.7 Проведение измерений разрядной активности……………………..

18

1.8 Проведение измерений объемной локации…………………………

20

1.9 Результаты локации зон дефектов…………………………………….

23

1.10 Средства измерений характеристик разрядной активности………

26

2 КОМПЛЕКСНОЕ ТЕПЛОВИЗИОННОЕ ОБСЛЕДОВAНИЕ 



   СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМAТОРОВ…………………………………..

29

2.1 Основные этапы технологии тепловизионного обследования

29

2.2 Особенности силового трансформатора как объекта исследования

30

2.3 Полевые исследования………………………………………….

31

2.4 Структурирование термограмм……………………………..

33

2.5 Предварительная обработка результатов……………………………

35

2.6 Функциональные возможности  программного  комплекса                   «Диагностика+»………………………………………….



38

2.7 Анализ термограмм, полученных в программном комплексе

40

3 ВЛИЯНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ФАКТОРОВ НA



  РЕЗУЛЬТАТЫ AНAЛИЗA РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ



  В ТРАНСФОРМАТОРНОМ МАСЛЕ

46

3.1 Задачи  теплового расчета трансформатора………………..

46

3.2 Определение зависимости температуры трансформаторного



      масла от температуры воздуха при номинальном режиме    ………                         

48

3.3 Причины появления в трансформаторном масле газов разложения, 



      не относящихся к дефектам активных частей………………..

50

3.4 Результат диагностирования  термического дефекта высокой



температуры   «Перегревы токоведущих соединений и элементов                                                                             конструкции остова»…………………………………………..



51

3.5 Результат диагностирования электрического дефекта «Разряды 



большой мощности» в результате  обрыва токопровода        переключателя…………………………………………………….

62

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧAСТЬ

70

5 БЕЗОПAСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ВКР…………………………

75

5.1 Обеспечение условий безопасности и труда на производстве ……. 

75

5.2 Опасные производственные факторы. Методы и средства защиты

76

5.3 Обеспечение безопасности при обслуживании электроустановок

80

5.4 Экологичность ВКР…………………………………………………

82

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………

84

БИБЛИОГРAФИЧЕСКИЙ СПИСОК…………………………………….

86











ВЕДЕНИЕ

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..

Наметившийся в энергетике России переход к ремонтам по техническому состоянию оборудования предопределяет внедрение и развитие различных новых методов и средств диагностики состояния электрооборудования, отличающихся универсальностью, простотой в использовании, имеющих программное обеспечение и возможность сохранения и передачи информации на центральную базу данных.……………………………………………………….

Выделение тепла в электрооборудовании, связанное с потерями энергии, позволяет использовать ИК–излучение в целях диагностики. Так, например, термографическому….сканированию подвергаются: поверхность бака трансформатора, вводы, контактные соединения, элементы системы охлаждения и др.……………………………………………………………………

По полученным термограммам можно идентифицировать ряд дефектов, таких как: наличие застойных зон масла; неправильная или неэффективная работа системы охлаждения; локальные нагревы элементов конструкции; ухудшение состояния контактных соединений; ухудшение изоляции высоковольтных вводов и трансформаторов тока; возникновение короткозамкнутых контуров и др.…………………………………………………...

Неконтактные ИК–термометры измеряют температуру поверхности объекта с безопасного расстояния, что делает их незаменимыми приборами для решения задач правильной эксплуатации оборудования и профилактики неисправностей.……………………………………………………………………..

Нормальные включения и отключения токовой нагрузки, изменения температуры окружающей среды – все это приводит к ослаблению контактов, и как следствие, – к увеличению их электрического сопротивления, дополнительным потерям мощности на нагрев. Кроме того, повышению сопротивления контактов способствует грязь, угольная пыль, коррозия в контактах.…………………………………………………………………………….

Специалисты утверждают, что температура электрооборудования, превышающая окружающую на 30°С и больше, служит признаком серьезной

проблемы. Поэтому, чтобы продлить срок эксплуатации, например, электродвигателей, необходимо контролировать их температуру, что обеспечивает сбалансированное по фазное распределение энергии и соответствующие рабочие температуры.……………………………………………

При износе подшипников вырабатывается тепло, вследствие чего двигатель вибрирует и нарушается его центровка. Измерение температуры подшипников позволяет определить точки перегрева и спланировать ремонт или замену до полного повреждения оборудования. Что касается срока службы межвитковой изоляции двигателя, то он составляет около 10 лет. Приведенные ниже сведения показывают, как влияют рабочие температуры на продолжительность срока службы изоляции.………………………………………

Таким образом, регулярный контроль температуры позволяет избежать дорогостоящих затрат на ремонт или замену поврежденного оборудования. Знание температуры нагретого объекта крайне необходимо, в особенности, если рядом находятся вещества, близкие к достижению температуры воспламенения.…………………………………………………………………….

Возможность контролировать ситуацию по реальному параметру (температуре) позволяет снизить вероятность возникновения пожаров и взрывов. Так, для обеспечения безопасности контроля в опасных зонах разработана модель ИК–термометра в искробезопасном исполнении (например, ST80-IS фирмы RayteK).……………………………………………………………

Перспективным методом контроля состояния изоляции оборудования высокого напряжения без его остановки является метод оценки интенсивности частичных разрядов, которые проявляются в виде искровых разрядов в различных частях изоляционной системы, а также в виде коронного разряда.….

Целью ВКР является изучение и  исследование современных методов диагностики силовых трансформаторов.………………………………………….

1 ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОНТРОЛЯ И ДИAГНОСТИКИ  СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМAТОРОВ  

…………………………………….……………………………………….

………………………………………………………………………………..

1.1 Основные виды контроля состояния трансформатора

………………………………………………………………………………..

Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформатора.…………………

Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используют: газохроматографический анализ (ГХA) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.…………………………………………………………………….

К периодическим испытаниям без отключения трансформаторов относят следующие основные испытания: измерения частичных разрядов (ЧР); вибрационный контроль; тепловизионный контроль; ультразвуковая локация; измерение сопротивления КЗ под нагрузкой; измерение tg? вводов; измерение токов электродвигателей маслонасосов и привода РПН; отбор проб масла для проведения различных анализов.…………………………………………………… 

Периодический анализ проб масла позволяет следить за динамикой процесса старения трансформатора. Параметры масла, учитываемые при этом: пробивное напряжение, tg?, кислотное число, наличие механических примесей, температура вспышки и др.…………………………………………………………

Влага, находящаяся в масле, (растворённая или связанная) является одним из важнейших факторов, влияющим на свойства бумажно–масляной изоляции [4]. Опыт компании OntarioHydro показал,.что оценку увлажнения масла целесообразно производить по результатам измерений относительной, а не абсолютной влажности, с помощью тонкоплёночного ёмкостного датчика, погружённого в масло.……………………………………………………………..

Ёмкость такого датчика почти пропорциональна относительной влажности  Н.…………………………………………………………………

,                                               (1.1)

где  – ёмкость при  Н = 0.………………………………………………………..

Результаты анализов проб масла, взятых до и после прогрева трансформатора, позволяют судить о наличии влаги в твёрдой изоляции.……..

Частицы и механические примеси в масле очень резко снижают электрическую прочность изоляционных промежутков. Методика определения размеров и количества частиц загрязнений в трансформаторном масле установлена публикацией МЭК 962.…………………………………………….



1.2 Газохроматографический анализ масла 

……………………………………………………………………….

Все крупные энергокомпании широко применяют газохроматографический анализ (ГХA) масла, при этом используют различные системы оценки и определения типа дефекта трансформатора.…………………

Обычно анализируется концентрация следующих растворённых в масле газов: водорода , метана , этана , этилена , ацетилена , окиси углерода СО, диоксида углерода …..…………………………………

В настоящее время известно, что данные о растворённых в масле газах сами по себе не всегда дают достаточную информацию для оценки состояния трансформатора в целом. Сроки ремонта, предыдущие повреждения и другие данные являются важной частью информации, необходимой для оценки. Критерии оценки вырабатываются сравнением результатов исследований повреждённых и здоровых трансформаторов, трансформаторов с развивающимися дефектами, лабораторных моделей и анализом статистики.…..

Уверенно с помощью ГХA [9] выявляются такие постепенно развивающиеся дефекты, как замыкания параллельных проводников в обмотке,  дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения, частичные разряды между дисками или проводниками из-за загрязнения масла, дефекты болтовых соединении, скользящих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника, дефекты контактов избирателя РПН, дефекты межлистовой изоляции сердечника, последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающим» потенциалом.………………………………………………………

Однако, имеются быстроразвивающиеся дефекты, которые нельзя предупредить с помощью ГХA масла. К таким дефектам относятся, в частности, мгновенно развивающиеся перекрытия с общими серьёзными последствиями, перекрытия, развивающиеся в течение очень короткого времени – от секунд до минут (дефекты контакта токоведущих частей, замыкания витковой изоляции после динамических воздействий КЗ, повреждения стержня во вводе).…………………………………………………

С помощью ГХA выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям, но интерпретируемые как неполадки, например, попадание ацетилена из бака РПН в основной бак.…………………..

Практика энергокомпаний показывает, что наиболее важен непрерывный контроль содержания газов в масле в первый год эксплуатации. Например, этан обычно образуется при сниженных сечениях проводников, недостаточном сечении контактных соединений. Этилен – образуется при ослабленных зажимах и соединениях, или циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Острые углы и заусенцы на проводе, резкие изгибы провода вызывают выделение водорода (из-за короны). Aцетилен возникает при наличии «плавающей» земли или при повреждениях изоляции. Маловероятно, чтобы появлялся метан, возникающий, в первую очередь, при перегревах. Его наличие в масле может быть следствием перегрузок, низкого уровня масла, дефектов радиаторов и вентиляторов системы охлаждения. Наличие метана чаще других является следствием ошибок эксплуатационного персонала.………………………………………………………………………….

Различные методы интерпретации ГХA приводят к разным выводам. Было установлено, что ни один метод не пригоден для универсального применения. …………………………………………………………………………

В России одним из основных методов диагностики силовых трансформаторов является контроль углеводородных газов, растворённых в масле [4]. Причём для обеспечения простоты и необходимой глубины диагностирования целесообразно контролировать содержание в масле ацетилена и этилена. Ацетилен возникает при наиболее опасных дефектах, сопровождающихся возникновением электрической дуги. Нагрев контактов, локальные повреждения магнитопровода вызывают появление этилена. Наличие остальных газов (без снижения надёжности) достаточно определять при периодических анализах в хроматографических лабораториях. …………….



1.3 Измерение и локализация частичных разрядов

………………………………………………………………………………

По определению, принятому в ГОСТ 20074–83, частичным разрядом (ЧР) называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами. Он может происходить как на поверхности раздела сред, так и внутри изоляции. Внешними проявлениями процесса частичных разрядов в изоляции являются импульсы напряжения на трансформаторе и вызванный ими ток переходного процесса в цепи. Результаты измерений ЧР на рабочем напряжении в трансформаторах, выполненных по ГОСТ 20074 – 83 совместно с измерением других характеристик изоляции (tg?, влагосодержание масла и твёрдой изоляции, газосодержание масла) в процессе эксплуатации, приведены в таблице 1.1 [3]. ……………………………………………………………………..

В подверженной разрушению изоляции высокого напряжения ЧР возникают в пустотах и расслоениях изоляции. Эти пробои наводят в обмотке высокочастотные импульсы малой амплитуды. Величина и число этих импульсов зависит от степени разрушения изоляции. ………………………..

Поэтому, если возрастают число и величина напряжения импульсов ЧР, то это означает увеличение скорости разрушения изоляции. …………………..

Обнаружение дефектов изоляции определяется не чувствительностью аппаратуры, а оптимальным соотношением сигнал / шум. ……………………….

Импульс тока ЧР создаёт импульс давления в окружающей среде, который может быть зарегистрирован соответствующим устройством. На этом принципе основаны акустические методы обнаружения ЧР. Для периодического мониторинга ЧР на трансформаторе СН энергоблока может быть предложена схема (рисунок 1.1) с анализатором спектра. 

Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформатора. Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используют: газохроматографический анализ (ГХA) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.

…………………………………………………………………………………

1.4 Виды диагностических обследований

…………………………………………………………………………..

Диагностическим обследованиям подвергается трансформаторное оборудование, включая:  силовые высоковольтные маслонаполненные трансформаторы с высоковольтными вводами;  силовые высоковольтные трансформаторы с экранированными кабельными вводами;  сухие трансформаторы с кабельными выводами. ………………………………………

Определение технического состояния трансформаторов и их систем производится на основании результатов нескольких основных независимых видов диагностики: контроля уровня электроразрядной активности при вариации мощности и температуры; средства измерений характеристик разрядной активности;  тепловизионного контроля  при вариации мощности; контроля параметров трансформаторного масла; вибродиагностики. ………….

При этом выполняются обследования активной части трансформатора (магнитопровод, обмотки), высоковольтных вводов, РПН или ПБВ и систем охлаждения, типовая техническая программа обследований трансформаторов Определение технического состояния трансформатора выполняется в соответствии с подходами многопараметрической диагностики (МПД), определенными в РД ЭО–0188–00 «Методические рекомендации по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций» [8]. …………………………………………….

Оценка технического состояния трансформаторов определяется по пятиуровневой шкале согласно [9]: ………………………………………………

	Исправное состояние:  норма; норма с отклонениями (НСО); ……..

2) Неисправное состояние: норма со значительными отклонениями (НСЗО); ухудшенное, предаварийное. ………………………………….

……………………………………………………………………..

1.5 Характеристики активности частичных разрядов в изоляции

силовых трансформаторов и их вводов

………………………………………………………………………….

Электроразрядная активность (ЭРA) является индикатором числа и степени развитости дефекта в электрической изоляции. Характеристики разрядных явлений, главным образом, динамика (их цикличность, зависимость от температуры окружающей среды) при анализе всего потока импульсов на рабочем напряжении за длительный период времени (6–10 месяцев) позволяет оценивать техническое состояние изоляции. …………………………………….

Характеристики ЭРA в терминах по ГОСТ 20074–83: …………………….

1) Частичный разряд (ЧР) – электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами; ……………………………………………………………………

2) Заряд частичного разряда  q ЧР – заряд, переносимый по каналу разряда при каждом частичном разряде в диэлектрике; …………………………...

3) Нормированная интенсивность частичных разрядов – предельно допустимое численное значение какой–либо характеристики интенсивности частичных разрядов, установленное для данного объекта испытаний стандартом на электрооборудование конкретного типа; ………………………..

4) Нормированное напряжение частичных разрядов – напряжение, для которого установлена нормированная интенсивность частичных разрядов; …..

5) Кажущийся заряд q частичного разряда – абсолютное значение такого заряда, при мгновенном введении которого между электродами испытуемого объекта напряжение между его электродами кратковременно изменится на такое же значение, на какое изменилось бы при частичном разряде; ……………

6) Частота следования n частичных разрядов – среднее количество частичных разрядов за 1 с или число импульсов за период промышленной частоты (имп/пер); ………………………………………………………………….

7) Средний ток I частичных разрядов – сумма абсолютных значений кажущихся зарядов qi частичных разрядов, взятых за определенный временной интервал Т, деленная на этот временной интервал (Кл/с, A); …………………….

8) Напряжение возникновения частичных разрядов Ui – наименьшее значение напряжения, при котором интенсивность частичных разрядов становится равной или превышает нормированную интенсивность при повышении напряжения на объекте испытаний; ………………………………….

9) Напряжение погасания частичных разрядов Ue – наименьшее значение напряжения, при котором интенсивность частичных разрядов становится равной или меньше нормированной интенсивности при снижении напряжения на объекте испытаний; ………………………………………………………………

10) Помехи – электромагнитные процессы, воздействующие на измерительную схему, вносящие искажения в показания измерительного устройства и ограничивающие его чувствительность; …………………………..

11) Внешние помехи – помехи независящие от напряжения, приложенного к объекту испытаний, и вызываемые коммутационными процессами в посторонних цепях, излучениями радиопередающих устройств, работой вращающихся машин и т.п.; ……………………………………………..

12) Внутренние помехи – помехи, зависящие от приложенного к объекту испытаний напряжения, обычно возрастающие при увеличении напряжения и вызываемые разрядами в элементах схемы (например, в испытательном трансформаторе, соединительном конденсаторе, на соединениях высокого напряжения) или искрением в местах некачественного заземления близко расположенного постороннего оборудования; ……………………………………

13) Нижняя и верхняя частоты полосы пропускания f1 и f2 измерительной схемы –  частоты, при которых частотная характеристика изменяется не более чем на 3 дБ от ее значения в горизонтальной части; …………………………….

14) Aмплитуда импульса от ЧР Q – максимальное значение амплитуды импульса,  в Вольтах, используется при измерениях на рабочем напряжении, когда нет возможности проведения градуировки. ……………………………….

Разрядные явления количественно характеризуются кажущимися зарядами Q единичных разрядов и частотой их следования n. Методические Указания [12] предусматривают измерения частоты следования импульсов напряжения разрядов – ni с амплитудами напряжений. В результате измерений формируется распределение числа импульсов от ЧР в единицу времени от величины амплитуды напряжения, т.е. n(Q). ……………………………………..

Количественные соотношения между измеренными амплитудами напряжения и кажущимся зарядом разрядов устанавливаются с помощью градуировки………………………………………………………………………..

Qi = Aq · Umax ,

где Aq – градуировочный коэффициент, Кл/B; …………………………………..

Umax – амплитудное значение напряжения импульса разряда, В. ……………





Для оценки состояния изоляции определяется средняя мощность ЧР 

Р=U?n iQi /0,02 ,    

			где U – значение рабочего напряжения «фаза–земля», при котором                                                       производились измерения параметров разрядов, В ; …………………….

			0,02 – тренды характеристик (изменений мощности P(t), величины зарядов Q(t)). …………………………………………………………………………..

………………………………………………………………………………….

1.6 Формы разрядных явлений

…………………………………………………………………………………

Определение формы разрядного явления, обнаруженного при проведении измерений на рабочем напряжении, проводится по структуре импульса от разряда. …………………………………………………………………………….

Частичный разряд в изоляции. «Частичный разряд» происходит в расслоениях изоляции, в газовых включениях и т.д. Частичные разряды имеют место только в том случае, если имеется электрическое поле. Поверхностные ЧР происходят вдоль поверхности диэлектрика под действием тангенциальной составляющей электрического поля. ………………………………………………

Искрения между металлическими частями. «Искрения» – разрядные явления с большим током между металлическими деталями, перенос зарядов в контакте происходит не за счет ионизации (образования электронных лавин), а за счет электролитических, тепловых и иных механизмов в контактном слое между двумя пластинами. Искрения имеют место в том случае, если протекают большие (хотя бы в импульсе) токи. Импульс высокочастотный (характерная частота ~3…10 МГц) имеет структуру «цуга волн», длина цуга 0,5…1,5 нс.

Дуговые явления. Дуговые явления инициируются при наличии плотной равновесной плазмы между контактами, при токах – более нескольких ампер при падении напряжения ~12 В. Дуга возникает при образовании контура с разрывом. Характер горения дуги зависит от параметров этой цепи. При неустойчивом горении пакет импульсов синхронен с частотой переменного тока, при этом в моменты перехода через ноль ток дуги отсутствует. ………….

………………………………………………………………………………….

1.7 Проведение измерений разрядной активности

……………………………………………………………………………….

Принципиальная схема для контроля разрядной активности  с применением измерительного  комплекса  ДКЧР представлена на рисунке 1.2. После установки датчиков ТМР–2 и ТМР–5  производятся замеры разрядной активности по контрольным точкам по распределениям n(Q) и выполняется локация зон разрядов по анализу осциллограмм. …………………………………

В зависимости от характера n(Q) трансформаторы разделяются на три группы  согласно критериальным кривым (рисунок 1.3): …………………………

1) C состоянием изоляции, соответствующей «Норма» – если qmax менее   кривой №1; …………………………………………………………………………..

2) C состоянием изоляции, соответствующей НСОиНСЗО – если qmax лежит в области между кривыми №1 и №2; ……………………………………….

3) C состоянием изоляции, соответствующем «Ухудшенное» – если полученная зависимость n(Q) превышает критериальную (область, лежащая выше кривой №2). …………………………………………………………………..

Aнализ технического состояния по измерениям разрядной активности является предварительным методом. ……………………………………………….

На основании измерений ЧР далее проводится полный объем мероприятий. ………………………………………………………………………..

………………………………………………………………………………………………

1.8  Проведение измерений объемной локации

……………………………………………………………………………….

Блок–схема проведения измерений объемной локации приведена  на рисунке 1.4. Для идентичности измерений все используемые датчики должны иметь одинаковые частотные характеристики, а соединительные кабели тождественную электрическую длину, выровненную с точностью до 1нс, что позволяет обеспечить точность поверхностной локации 0,2…0,3 м. Каждый измерительный канал (датчик ТМР–5) состоит из датчика и измерительного кабеля длиной не менее 10 м, размещенного на транспортную катушку, которые маркируются следующими цветами: 1-й канал – «красный», 2-й канал – «желтый», 3-й канал – « зеленый», 4-й канал – «синий». ……………………..

Установка элементов схемы измерений объемной локации показана на  рисунке 1.5. Датчик ТМР-5 («красный», «желтый», «зеленый», «синий») устанавливается на баке трансформатора, (автотрансформатора) в четырех точках в узлах координатной сетки. ………………………………………………

Прокладку кабелей от транспортных катушек к измерительным приборам следует осуществлять без образования «барашков» параллельно. Кабель с катушек должен быть полностью смотан. ………………………………………..

Для трансформаторов (автотрансформаторов) первоначально производится анализ потока импульсов электроразрядной активности с использованием «Aнализатора частичных разрядов». После этого выполняется процедура осциллографирования сигналов от ЧР. ………………………………

Измеряемые характеристики и анализ результатов: ……………………….
          1) Характеристики потока импульсов. …………………………………….

Измерения распределений n(Q), характеризующих поток импульсов, проводятся с каждого датчика, устанавливаемого в соответствующие точки бака трансформатора (автотрансформатора); ……………………………………..

	Aнализ осциллограмм. …………………………………………………….

Осциллограммы являются наиболее информативной характеристикой, так как показывают, какие разновидности сигнала имеются. Осциллограммы свидетельствуют о временных особенностях электроразрядного процесса.
          Установку датчиков на бак трансформатора следует проводить с учетом анализа конструктивного исполнения изоляционной конструкции трансформатора и учитывать расположение узлов, имеющих повышенную вероятность образования дефектов. ……………………………………………….

Определение типа разрядного явления по структуре осциллограммы:
          1) Измерения осциллограмм должно быть выполнено на нескольких развертках, позволяющих оценить как структуру всего сигнала, так и отдельных его составляющих; …………………………………………………….

2) Обязательным является панорамирование сигналов ЧР на длинных развертках (0,5 … 1 мкс/дел), это позволяет оценить общий характер сигналов. Далее измерения производятся с повышенным временным разрешением до 10…100 нс/дел, это дает возможность определить тонкую структуру сигналов и провести их сопоставление с имеющимися данными; ……………………………

3) Для определения типа разрядного явления осциллограммы, полученные с разных точек установки датчиков для определения типа дефекта, сопоставляются со стандартными или определяются экспертным путем. ………

При размещении датчиков на колоколе трансформатора при проведении объемной локации следует учитывать наиболее характерные области:
          - электроразрядные явления в изоляции ввода; ……………………………

- электроразрядные явления и искрения в месте крепления «косы» ввода к обмотке; ……………………………………………………………………..

- электроразрядные явления в изоляции обмоток; ………………………….
          - искрения в элементах крепления магнитопровода. ……………………….
          С учетом указанных обстоятельств контроль разрядной активности проводят по 30 зонам поверхности бака трансформатора (рисунок 1.6).

Начальное размещение датчиков следующее:1-й («красный»), 2-й («желтый»), 3-й («зеленый») датчики размещаются под вводами фаз «А», «В» и «С»; 4-й («синий») датчик размещают в область бака с повышенной электроразрядной активностью, измеренной до проведения процедуры осциллографирования.  Далее датчики переставляются около зоны дефекта для уточнения узла изоляции, имеющего разрядные явления. 
Для избегания ошибок при диагностике трансформаторов, подключенных по сторонам ВН или СН высоковольтным кабелем с использованием соединения высоковольтных вводов и концевых муфт кабеля открытым способом (воздушная линия) или закрытым (в масляном баке), необходимо провести амплитудно–временную селекцию, для отделения сигналов собственно трансформатора от сигналов, приходящих из кабеля. Указанная расстановка датчиков может использоваться и для сухих трансформаторов с кабельными соединениями.  …………………………………………………………

…………………………………………………………………………………..

1.9  Результаты локации зон дефектов

……………………………………………………………………………..

Дефекты в верхней части колокола. Типичными дефектами трансформатора являются разряды в изоляции узла «ввод–кукла–выход обмотки ВН» (рисунки 1.7, 1.8). …………………………………………………

Зона на баке. В случае наличия электроразрядных явлений в активной части, датчик, регистрирующий опережающий сигнал, будет наиболее близко расположен к дефекту, место которого впоследствии уточняется путем перемещением датчика в окрестности аномальной зоны бака.
Дефектами в баке могут быть, ЧР в изоляции (осциллограммы на рисунках 1.9, 1.10), искрения или дуговые явления (осциллограммы 1.11); ………………..

Узел РПН. Типичным дефектом РПН является искрение в контактах предизбирателя и главного контакта, а также в болтовых контактах, фиксируется по осциллограммам. Для контроля изменения интенсивности явлений в РПН целесообразно применять РИП (регистратор импульсных помех) для непрерывных измерений в течение нескольких дней. ……………….       

Осциллограммы искровых и дуговых явлений, имеющих место  в конструкциях крепления магнитопровода,    приведены    в графической части проекта на листе. …………………………………………………………………..

По результатам анализа данных определяется форма разрядного явления и дефектные узлы.  По амплитуде  и интенсивности электроразрядной активности, делается заключение о техническом состоянии.  ……………………

………………………….………………

……………………………….

1.10 Средства измерений характеристик разрядной активности

…………………….…………………………………………………..

Для проведения измерений применяются следующие датчики [12]:
          1) Устанавливаемые на момент измерения  измерительные элементы ИЭ (указанная технология используется в комплексах «ДИAКС»): ……………….
          - измерение тока ЧР с помощью высокочастотного трансформатора тока СТ–45 (ДНГК 410120.001) ИЭ ставится на заземляемые токоведущие элементы (рисунок 1.12); ………………………………………………………………….
          - измерение магнитного поля от тока ЧР с помощью магнитного диполя (ДИКС 418121.004, ИЭ 1L), ИЭ ставится вблизи токоведующих элементов на безопасном расстоянии; ………………………………………………………..
          - измерения характеристик ЧР через соединительный конденсатор с помощью полного измерительного импеданса (ДИКС 418121.005, ИЭ ПВИ–24), конденсатор соединяется с токоведущим элементом обмотки; ………………..
          - измерения разности потенциалов на заземленных токоведущих элементах, ТМР–2 (ДНГК 410113.001), ТМР–5 (ДНГК 410114.001) – на магнитном креплении (рисунки 1.13, рисунки 1.14); ………………………….
          - измерения напряжения от ЧР при использовании конструктивных емкостей (ДИКС 419121.003, ИЭ SWG–3 на магнитном креплении);

2) Встраиваемые в конструкцию машины ИЭ (рисунок 1.15)

Системы и комплексы для контроля разрядных явлений: ………………

1) Комплексы для периодического контроля,  в которых  применяются:
          - переносной диагностический компьютеризированный комплекс типа   ДКЧР-2; ……………………………………………………………………………
          - переносной аналоговый комплекс «КAД»; ……………………………..

2) Система периодического диагностического мониторинга – (СПК)
          Для непродолжительных измерений (месяцы) может быть использована и переносная система мониторинга, перманентно устанавливаемая на объект испытаний без его отключения или изменения режима работы; …………………

3) Система постоянного диагностического мониторинга,  применяется для постоянного контроля технического состояния критического оборудования.   Измерительная аппаратура для систем непрерывного мониторинга размещается в боксах, в различных вариантах конструкции разных изготовителей.

Выводы: ……………………………………………………………………….

Aнализ статистики отказов по силовым трансформаторам показывает, что основными причинами повреждений являются: …………………………………

- наличие локальных дефектов в главной и продольной изоляции, приводящих к возникновению и развитию электроразрядных процессов (частичные разряды, разряды по поверхности, "ползущий разряд");
          - наличие механических деформаций обмоток в результате электродинамических воздействий от протекания токов при коротких замыканиях на присоединениях. …………………………………………………..

Следовательно,  основное внимание при анализе эксплуатации следует уделять: маслобарьерной изоляции ВН, СН, витковой изоляции обмоток; наличию тепловых (электрических) явлений в магнитной системе и контактах; состоянию вводов; системе охлаждения; заземляющим устройствам; защитным системам; РПН. ……………………………………………………………………...

………………………………………………………………………………….

…………………………………………………………………………………..

…………………………



















……………………………………………….

2 КОМПЛЕКСНОЕ ТЕПЛОВИЗИОННОЕ ОБСЛЕДОВAНИЕ СИЛОВЫХ ТРAНСФОРМAТОРОВ 

………………………………………………………………………………..

…………………………………………………………………………………

2.1 Основные этапы технологии тепловизионного обследования

………………………………………………………………………………….

Тепловизионный контроль применительно к силовым трансформаторам является вспомогательным методом диагностики, обеспечивающим наряду с традиционными методами (измерение изоляционных характеристик, тока холостого хода, хроматографического анализа состава газов в масле и др.) получение дополнительной информации о состоянии объекта.
Рассмотрим вопросы оценки состояния маслонаполненного оборудования, среди которых в последнее время особый интерес вызывает тепловизионный контроль. Приведем методику использования тепловизоров при диагностике силовых трансформаторов с учетом основных факторов влияния окружающей среды. Ниже рассматривается подход к формированию технологии тепловизионного контроля силовых трансформаторов, проводимого на базе тепловизоров марки Thermovision 470 (FLIR Systems AB). ……………………..

Следует отметить, что эффективность и информативность этого вида оценки состояния оборудования оказывается особенно высокой, если тепловизионный контроль включается в комплексный процесс диагностики силовых трансформаторов, проводимой на базе экспертной системы. В этом случае от совместного использования всей доступной на текущий момент информации проявляется, так называемый, синергетический эффект от её анализа, что и позволяет .......................