Тепловизионный метод диагностики силовых и измерительных трансформаторов

 

Рисунок 7.4 - Тепловизор ТН6100

По мере оснащения энергетических служб промышленных предприятий современными тепловизорами расширяется их применение для диагностирования силовых трансформаторов (рисунок 7.4). Применение тепловизионного метода диагностики не требует останова и отключения оборудования, является нетрудоёмким и помогает выявлять дефекты на ранних стадиях их развития.

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 получить максимальный результат с точки зрения противоречивых критериев: достоверности и стоимости испытаний.

При тепловизионной съёмке силовых трансформаторов проверяются:

- вводы;

- баки;

- системы охлаждения (радиаторы, вентиляторы, маслонасосы);

- термосифонные фильтры (ТСФ);

- контактные соединения.

Тепловизионным обследованием для силовых трансформаторов и автотрансформаторов (АТ) достаточно легко и точно можно обнаружить следующие дефекты:

- нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора;

- нарушение в работе систем охлаждения (вентиляторов, маслонасосов, циркуляции масла в радиаторах) и регенерации масла (термосифонных фильтров (ТСФ)).

Тепловизионное обследование позволяет безразборным способом определить:

- места болтового крепления колокола бака;

- уровень масла в расширительном баке, выхлопной трубе и во вводах.

Основными этапами тепловизионного метода диагностики силовых трансформаторов являются:

- полевые исследования;

- передача полученной информации из тепловизора в персональный компьютер;

- структурирование термограмм, организация их хранения в специализированных базах;

- предварительная обработка результатов и их визуальный анализ;

- математическая обработка и сопоставление результатов с учётом реальных физических процессов в трансформаторе, автоматизированное формирование рекомендаций;

- комплексная обработка полученной информации, выдача рекомендаций на основе многоаспектного анализа.

Технология тепловизионного метода диагностики должна строиться с учётом особенностей трансформатора как объекта исследования. Существенным фактором, затрудняющим тепловизионный контроль силовых трансформаторов, является наличие навесного оборудования на баке, в первую очередь радиаторов, что существенно уменьшает площадь полезной поверхности, подвергаемой анализу. Кроме того, принудительная циркуляция масла размывает температурные градиенты, из-за чего затрудняется локализация дефекта. Смысл тепловизионного обследования силовых трансформаторов заключается в проецировании теплового дефекта в активной части на поверхность бака, не закрытую навесным оборудованием, и выявлении этого участка при анализе термограмм.

Наряду с отмеченными выше конструктивными особенностями силовых трансформаторов, затрудняющими тепловизионное обследование, в этом объекте можно также выделить факторы, которые способствуют его использованию. Здесь, в первую очередь, имеется в виду условная симметричность силовых трансформаторов. Наличие трёх практически равнонагруженных фаз позволяет проводить сопоставление нагревов одновременно по трём образующим и каждое существенное отклонение подвергать дополнительному анализу. В тех же целях целесообразно использовать и симметричность силовых трансформаторов относительно осевых линий.

Полевые исследования. На этапе полевых исследований оператор проводит съёмку поверхности бака трансформатора с помощью тепловизионной аппаратуры. При проведении работ может создавать помехи навесная система охлаждения. Воздух, нагнетаемый вентиляторами, проходит сквозь радиаторы, нагревается и далее ударяется о поверхность бака. В результате чего на его поверхности образуется зона повышенного нагрева, которая не является следствием дефектов в активной части трансформатора. Поэтому, целесообразно на некоторое время отключить систему, а, в ряде случаев, и систему принудительной циркуляции масла.

Как правило, около трансформатора бывает недостаточно свободного места для того, чтобы снять его целиком на одном снимке, либо необходимо произвести съёмку более детально. В этих случаях поверхность бака разбивается на некоторое количество квадратов, каждый из которых представляет собой отдельные тепловизионные фотографии Число квадратов практически неограниченно и определяется лишь возможностями программного обеспечения, которое будет впоследствии производить сборку целостной тепловой картины трансформатора.

На этапе полевых исследований оператор имеет возможность сразу оценить эффективность функционирование охлаждающих устройств, состояние маслонаполненных и фарфоровых вводов, контактных соединений токоведущих частей, контактов переключателей напряжения и др.

Обнаружив неисправности в этих узлах, оператор может сформировать протокол, пользуясь программным обеспечением комплекса, в котором указывается возможная причина повышенного нагрева и предварительный перечень мероприятий по её устранению. Наличие дефектов в активной части трансформатора, как правило, требует более точной диагностики. Для этого оператор фиксирует отдельные области крупным планом для их дальнейшего встраивания в общую тепловую картину поверхности бака трансформатора. Результаты обследования сохраняются на магнитном диске с указанием места и времени съёмок, а также наименования подстанции и обследуемого трансформатора. Кроме того, оператор указывает погодные условия в момент съёмки, текущие условия работы трансформатора, примерное расстояние до объекта. Разработана специальная система идентификации фиксируемых планов (вид спереди, сзади, слева, справа), которые указываются в этикетке каждой термограммы. Указанная информация заносится в тепловизор либо в журнал обследований непосредственно перед снятием термограмм и является необходимым элементом для дальнейшего анализа полученных изображений.

Передача информации в ПК. Оценка состояния силовых трансформаторов на основе тепловизионного анализа достаточно оправдана, однако, как отмечалось выше, желательнее её проводить в сочетании с другими методами диагностики трансформаторов. Поэтому все последующие этапы диагностирования силовых трансформаторов необходимо осуществлять с помощью специальных программных комплексов (например, разработанной в ИГЭУ системы оценки состояния силовых трансформаторов ДИАГНОСТИКА+).

Полученные на предыдущем этапе термограммы записываются непосредственно в тепловизоре на магнитный диск. С помощью специальной программы осуществляется чтение данных из внутреннего формата тепловизора, преобразование и сохранение их в среде Windows. Это дает возможность стандартными средствами передавать результаты тепловизионного контроля в персональный компьютер для обработки их программным комплексом оценки технического состояния трансформатора.

Предварительная обработка результатов. На этом этапе имеется возможность визуального анализа термограмм каждого вида. При этом цветовая палитра автоматически обрабатывается с выводом на экран компьютера максимальной и минимальной температур для всего изображения или отдельного его фрагмента в режиме увеличения (рисунок 7.5).

Результатом данного этапа является автоматическое нахождение для каждого выделенного оператором элемента активной части силовых трансформаторов наиболее нагретой точки. Обычно в качестве элементов выделяют: верхнее ярмо, нижнее ярмо, обмотки фаз А, В и С. Более удобной для предварительного анализа является формируемая таблица, содержащая диспетчерский номер трансформатора, его тип, дату обследования, названия элементов и их максимальные температуры на каждом виде.

Анализу не подлежат все участки активной части, закрываемые навесным оборудованием. На термограммах эти области автоматически зачерняются.

Основной принцип диагностики данного этапа – сравнительный анализ аномально нагретой области с аналогичной поверхностью, имеющей нормальный нагрев.

Рисунок 7.5 - Визуальный анализ полученных термограмм

Контроль системы охлаждения силовых трансформаторов. Система охлаждения трансформатора является важным функциональным узлом, значительно влияющим на работу всего трансформатора. В настоящее время выработаны два подхода, позволяющие оценить работу системы охлаждения, которые применимы к системам охлаждения любых видов и доказали свою эффективность на практике:

1 Оценка средней температуры однотипного оборудования, работающего при одной нагрузке, в одинаковых условиях окружающей среды. Опыт показывет, что разница средних по баку температур более чем на 2 ° С между одинаковыми трансформаторами, которые работают при одной нагрузке и в одинаковых условиях, может быть признаком нарушения нормальной работы системы охлаждения.

2 Контроль температуры патрубков входа и выхода масла из системы охлаждения, и сравнение с данными типовых заводских испытаний. Анализ результатов типовых тепловых испытаний и многочисленный опыт тепловизионных обследований позволяет установить среднюю разницу температур входа-выхода масла, характерную для каждого вида системы охлаждения. Отклонение от этого значения более чем на 1 – 1,5 ° С уже служит признаком неисправной работы охладителя.

Диагностика измерительных трансформаторов. При тепловизионном контроле трансформаторов напряжения и трансформаторов тока измеряются температуры нагрева поверхности фарфоровых покрышек в одинаковых зонах трех фаз. Значения температуры не должны отличаться между собой более чем на 0,3 °С.

Для трансформаторов тока (конденсаторов связи) можно использовать метод косвенного измерения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Для них уравнение теплового баланса однозначно связывает величину диэлектрических потерь и превышение температуры изоляционной поверхности над температурой окружающей среды. Уравнение для расчета тангенса угла диэлектрических потерь исследуемого оборудования записывается в виде:

 

tgδ_х = tgδ _э(Т_х – Т ₀) / (Т _э – Т ₀),

где: tgδ_х - искомые диэлектрические потери обследуемого ТТ, находящегося под напряжением;

tgδ _э - известные диэлектрические потери ТТ того же типа, находящегося в резерве;

Т ₀ - температура окружающей среды;

Т _э - температура поверхности резервного ТТ, измеренная тепловизором;

Т_х - температура поверхности обследуемого ТТ, измеренная тепловизором.

Трансформаторы напряжения. Дефекты трансформаторов напряжения, выявляемые тепловизионным методом:

- витковые замыкания в обмотках;

- повышенные потери в стали магнитопроводов;

- ухудшение изоляционных характеристик масла.

При анализе результатов съёмки и принятии решения необходимо учитывать год изготовления ТН и пофазно нагрузку во вторичных цепях. Трансформаторы напряжения (серии НКФ) работают в режиме насыщения, поэтому при съёмке наблюдается нагрев фарфоровой покрышки по всей высоте. У двухкаскадных ТН при отсутствии дефекта, в большинстве случаев, более нагретым является нижний элемент, что связано с нагрузкой во вторичных цепях. Кроме того, трансформаторы напряжения, установленные на фазе "В", могут быть более нагреты по сравнению с ТН соседних фаз в связи с тем, что именно она, как правило, является более нагруженной. Если "горячее" ТН фаз "А" или "С", то надо уже задуматься о возможном наличии дефекта. Для этого надо проверить комплектацию фаз, сравнить год их выпуска с соседними ТН, проверить величину нагрузки во вторичных цепях. Если это не позволило выявить причину нагрева, то необходимо провести дополнительные испытания:

-

Рисунок 7.6 - Повышенный нагрев под крышкой правого ТН ТФЗМ–110

хроматографический анализ масла;

- проверка коэффициента трансформации;

- измерение потерь или тока Х.Х.

Превышение температуры нагрева между ТН пофазно более чем на 0,3 градуса не может служить основанием для его браковки. На рисунке 7.6 представлена термограмма трансформатора напряжения, фарфоровая покрышка которого перегревалась на 0,53 ° С. После традиционных испытаний и хроматографического анализа трансформаторного масла было установлено, что в нем шел необратимый процесс разложения бумажно-масляной изоляции обмоток и он подлежал демонтажу и замене.

Трансформаторы тока. Трансформаторы тока, выпускаемые промышленностью, по конструкции внутренней изоляции можно разделить на три группы:

- трансформаторы тока со звеньевой изоляцией обмоток (серия ТФЗМ);

- трансформаторы тока с U-образной первичной обмоткой (серия ТФУМ, ТФКН);

- трансформаторы тока с рымовидной обмоткой (серия ТФРМ).

Трансформаторы серии ТФЗМ (на классы напряжений 35 - 220 и 500 кВ) могут иметь внутренние устройства переключения коэффициента трансформации. В эксплуатации имеют место случаи ухудшения состояния внутренних переключающих устройств. Это, как правило, связано с ослаблением болтовых соединений и повышением переходного сопротивления. Выявление дефектов изоляции при контроле ТТ-35 кВ и выше основано на наличии связи между степенью развития дефекта (увеличения диэлектрических потерь) и нагревом поверхности аппарата.

Рисунок 7.7 - Нагрев магнитопровода TT-10 кВ в ячейке

Контролируемым параметром является величина tg угла диэлектрических потерь изоляции. Применение тепловизора позволяет измерить эту величину косвенным способом. При проведении тепловизионного обследования ТТ, так же оценивается состояние внешних и внутренних контактных соединений (например, переключающего устройства, расположенного под крышкой ТТ, нагрев которого связан, как правило, с ослаблением болтовых соединений).

Причины повышенного нагрева:

- увеличение tgδ бумажно-масляной изоляции; увеличение tgδ изоляционного масла;

- снижение пробивного напряжения масла;

- ослабление болтовых соединений переключающего устройства;

- остаточное намагничивание магнитопровода ТТ при прохождении по нему тока КЗ.

Программное обеспечение тепловизионной диагностики трансформаторов. В процессе тепловизионной диагностики трансформаторов широко используется программное обеспечение. Программное обеспечение позволяет в оперативном режиме отслеживать техническое состояние всего парка эксплуатируемых предприятием трансформаторов, систематизировать оборудование по его техническому состоянию:

- нормально работающее;

- контрольная группа;

- забракованное;

- более 25 лет эксплуатации.

Программное обеспечение также позволяет:

- автоматизированным путём создавать базу данных о техническом состоянии оборудования;

- автоматизированным путём обработать результаты измерения, сравнить с нормативными значениями;

- оценить состояние оборудования по измеренным параметрам;

- создать автоматизированную базу данных нормативно-технических документов по вопросам диагностики.

Программное обеспечение дает возможность эксплуатационному персоналу провести диагностику каждой единицы оборудования:

- выявить начало возникновения повреждения;

- показать динамику развития процесса;

- комплексно рассмотреть результаты всех измерений с учётом влияния внешних факторов;

- определить характер возможного дефекта;

- прогнозировать возможное развитие событий;

- выработать рекомендации по дальнейшей работе с этим оборудованием.