Основные виды повреждений трансформаторов - Контроль за состоянием трансформаторов

Однако наибольший объем  работ по проверке состояния трансформаторов  осуществляется в процессе эксплуатации. В дальнейшем мы рассмотрим применяемые  в настоящее время способы  проверки состояния и особо остановимся  на том, как по полученным результатам  оценить состояние трансформатора и сделать вывод о возможности  его дальнейшей эксплуатации.

Порядок проверки состояния  трансформаторов оговорен многими  директивными методическими материалами. Наиболее полно эти вопросы освещены в Инструкции по эксплуатации трансформаторов [1] и Нормах испытания электрооборудования [2]. Порядок и периодичность осмотров трансформаторов установлены Правилами  технической эксплуатации электрических  станций и сетей (ПТЭ). По некоторым  способам диагностики состояния  трансформаторов выпущены специальные  методические материалы, например "Указания по обнаружению повреждений трансформаторов  путем хроматографического анализа  растворенных в масле газов" [3].

Дня оценки режима работы трансформаторы оборудуют необходимыми контрольно-измерительными приборами. Количество и точки подсоединения  электроизмерительных приборов зависят  от назначения, мощности, пункта установки  трансформатора и других факторов [4]. На стороне каждого напряжения силовых  трансформаторов мощностью 1 МВ*А  и более устанавливают по одному амперметру, в некоторых случаях  можно устанавливать амперметры в каждой фазе. Контроль напряжения обычно осуществляют вольтметрами, установленными на сборных шинах. На отдельно стоящем  трансформаторе вольтметр устанавливают  только на стороне низкого напряжения либо вообще не устанавливают. На рис. 1,а приведена простейшая схема  включения электроизмерительных приборов трансформатора 1 МВ*А, 6/0,4 кВ.

Ваттметры и варметры устанавливают  на повышающих трансформаторах электростанций, трансформаторах подстанций 110 кВ и  выше. Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливают  на стороне высшего (ВН) и среднего напряжения (СН) трехобмоточных трансформаторов  и на стороне высшего напряжения двухобмоточных. На оконечных трансформаторах  счетчики могут быть установлены  на стороне низшего напряжения (НН). На рис. 1.б приведена схема включения электроизмерительных приборов трехобмоточного автотрансформатора 220/110/10 кВ. На стороне ВН включены три амперметра, ваттметр и счетчик активной энергии. Напряжение измеряется тремя вольтметрами, подключенными к трансформатору напряжения шин ВН. Такие же приборы установлены и на стороне СН. На стороне НН установлено по одному вольтметру и амперметру.

В трехобмоточных автотрансформаторах, особенно при подключении к обмотке  НН генератора или синхронного компенсатора, когда вся мощность передается в  сторону СН или поступает со стороны  СН, необходимо контролировать нагрузку общей части обмотки (00 на рис. 1.б) автотрансформатора, которая иногда условно называется обмоткой СН.

При некоторых режимах  может иметь место случай, когда  ток со стороны СН не превышает  номинального, а ток в общей  части обмотки будет выше допустимого. Ток измеряется одним специально подключенным амперметром. В однофазных автотрансформаторах амперметр  включается через трансформатор  тока, установленный на вводе нейтрали одного автотрансформатора группы (рис. 2,а). В трехфазных автотрансформаторах  амперметр включается на сумму линейных токов сторон ВН и СН через трансформаторы тока, имеющие одинаковый коэффициент  трансформации (рис. 2,б). Можно его  включить и через трансформатор  тока, установленный на нейтральном  проводе одной фазы автотрансформатора, как показано пунктиром на рис.1.б.

Кроме электроизмерительных приборов, на трансформаторе устанавливают  и другие контрольные средства. Уровень  масла определяется по стрелочному  маслоуказателю или масломерному стеклу, располагаемым на торце расширителя. Температура верхних слоев масла  может быть проверена по показаниям манометрического сигнализирующего термометра, который снабжается двумя переставными сигнальными контактами. На герметичных  маслонаполненных вводах трансформаторов  устанавливаются манометры для  контроля за давлением масла. Важную информацию о состоянии трансформаторного  масла может дать цвет индикаторного  силикагеля (поэтому его замена после  изменения цвета является необходимой).

Устройства дутьевого  охлаждения трансформаторов (Д, ДЦ, НДЦ) снабжаются устройствами сигнализации о прекращении работы системы  охлаждения, о включении резервного охлаждения или резервного источника  питания, а при принудительной циркуляции масла (ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ) — сигнализацией  о включении и отключении каждого  электронасоса, о включении резервного электронасоса взамен вышедшего  из строя рабочего, о прекращении  работы всех рабочих электронасосов, о включении резервного источника  питания. На всех системах охлаждения, имеющих электронасосы, устанавливают  манометры для контроля за давлением  масла в напорном патрубке. Могут  устанавливаться и другие измерительные  и индикаторные устройства.

Первую группу мероприятий  по диагностике состояния трансформаторов  при эксплуатации составляют работы, не требующие прикосновения к  работающему трансформатору. Это  контроль за показаниями перечисленных  средств контроля и измерения, сигнальных устройств и внешние осмотры  трансформаторов.

Ко второй группе относятся  заботы, не требующие отключения но связанные с необходимостью прикосновения  к трансформатору или его вспомогательным  устройствам. Главным здесь является отбор проб масла для проверки электрических свойств и химического  анализа или для хроматографического  анализа растворенных в масле  газов. К этой же группе относится  измерение вибрации бака или других частей трансформатора, измерение специальной  аппаратурой уровня частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и т.д.

Третья группа включает в  себя работы, выполняемые на отключенном  трансформаторе. Это - испытания и  определение состояния изоляции, обмоток, магнитопровода, высоковольтных вводов, переключающих устройств  и вспомогательного оборудования.

В частности, сюда относятся  почти все виды профилактических испытаний, осмотр электронасосов, различные  виды ревизий и т.д.

И, наконец, к четвертой  группе относятся работы на трансформаторе, выведенном в ремонт. Здесь производится более полный анализ состояния отдельных  частей с целью определения или  уточнения объема ремонта, а также  те контрольные операции, что и  при изготовлении и монтаже трансформаторов. Однако само решение о необходимости  вывода трансформатора в ремонт принимается  на основании результатов диагностических  операций первых трех групп.

Рассмотрим подробно способы  проверки состояния силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, которые  применяются в настоящее время  в энергосистемах Советского Союза. Начнем рассмотрение с простейших работ, т.е. с операций первой группы.

3. КОНТРОЛЬ ЗА ПОКАЗАНИЯМИ  КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ  И ОСМОТРЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Правила технической эксплуатации устанавливают обязательную периодичность  осмотра трансформаторов. При наличии  постоянного дежурного персонала  осмотры главных трансформаторов  электрических станций и подстанций, трансформаторов собственных нужд и реакторов производятся без  отключения не реже 1 раза в сутки. Остальные  трансформаторы могут осматриваться 1 раз в неделю. Однако показания  измерительных приборов, установленных  на трансформаторе, могут сниматься  и чаще (1 раз в час и даже каждые полчаса), если это необходимо для контроля за режимом нагрузки электростанций или какого-то участка  энергосистемы.

Если же постоянного дежурного  персонала нет, то трансформатор  осматривается выездной бригадой 1 раз в месяц. Контроль за нагрузкой  таких трансформаторов осуществляется не реже чем 2 раза в год, в том  числе 1 раз в период зимнего максимума.

При периодических осмотрах следует проверять состояние  фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также установленных на трансформаторе разрядников, определяя наличие  или отсутствие трещин, сколов форфора, загрязнений, течи масла через уплотнения. Необходимо убедиться в целости  и исправности измерительных  приборов (в том числе в системе  охлаждения, азотной защиты и на герметичных вводах), термосигнализаторов  и термометров, маслоуказателей, газовых  реле, мембраны выхлопной трубы, а  также проверить положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях, состояние  фланцевых соединений маслопроводов  и сварных швов (на отсутствие течи масла).

Сами по себе электроизмерительные приборы, установленные на трансформаторе, еще не позволяют судить о его  состоянии.

Однако они помогают своевременно выявить перегрузки по току или по напряжению. Правила технической  эксплуатации, соответствующие стандарты  и инструкции завода-изготовителя указывают  предельно допустимые превышения напряжения и тока над номинальными значениями, а также допустимую длительность их приложения. Например, для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677—65, допускается  длительное превышение напряжения сверх  номинального на 5 % при номинальной  нагрузке. При малой нагрузке (не более 25 % номинальной) можно допустить  длительную работу этих трансформаторов  с повышением напряжения на 10 %. На сколько  же разрешается кратковременное (не более 6 ч в сутки) повышение напряжения при номинальной нагрузке. В стандартах 1975 г. и в ГОСТ 11677-85 допускается  длительное превышение напряжения на 10 % сверх номинального напряжения соответствующего ответвления, а для автотрансформаторов  с РПН в нейтрали - больше 10 %, если рабочее возбуждение магнитопровода не превосходит 110 % номинального возбуждения. Возбуждение стержня контролируется по напряжению Uнн, ярма - по разности напряжений (Uнн - Uсн).

Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку по току на 5 % сверх номинального, если напряжение не превышает номинального.

Для трансформаторов, изготовленных  по ГОСТ 11677-65 и ГОСТ 11677-75, в аварийных  режимах допускается кратковременная  перегрузка по току независимо от предшествующего  режима и системы охлаждения в  следующих пределах:

Перегрузка по току, %. ........................................30 45 60 75 100

Допустимая длительность, мин............................120 80 45 20 10

Для новых трансформаторов  мощностью до 100 МВ*А включительно допустимые систематические и аварийные  перегрузки указаны в ГОСТ 14209-85. В нем, в отличие от ранее действовавшего ГОСТ 14209-69, допустимые аварийные перегрузки поставлены в зависимость от предшествовавшей нагрузки и окружающей температуры. Аналогичные усложнения нормы аварийных  перегрузок введены в новые инструкции по эксплуатации трансформаторов мощностью  более 100 МВ*А. Во многих случаях новые  нормы допускают меньшие перегрузки по сравнению со старыми нормами.

При осмотре устройств  РПН необходимо обращать внимание на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления, а также на разных фазах  устройства. Все элементы приводных  механизмов должны находиться в фиксированном  положении. Следует проверить уровень  масла в баке контактора или в  соответствующем отсеке расширителя, уплотнения заглушек и разъемов, в  зимнее время - работу обогревателей  в приводах и шкафах управления обогревом, внешнее состояние доступных  осмотру элементов устройства.

Если устройство РПН совмещено  с высоковольтным вводом (например, 3РНОА-110), проверяется состояние  гибких спусков и состояние воздушного промежутка между корпусом контактора и разрядника. Необходимо фиксировать  показания счетчика переключении устройства РПН.

При периодическом внешнем  осмотре трансформаторов следует  осмотреть все имеющиеся на нем  контрольные средства, так как  они могут свидетельствовать  о появлении какой-то неисправности  или об опасности ее возникновения. Например, снижение уровня масла в  трансформаторе ниже допустимого может  свидетельствовать о наличии  проточек в баке или системе охлаждения, о нарушении системы дыхания  или о том, что в трансформатор  было залито недостаточное количество масла. Дальнейшая работа трансформатора со сниженным уровнем масла может  привести к срабатыванию газового реле, ускоренному старению масла, ухудшению  работы или отказу системы охлаждения, а если изоляция обмоток окажется ниже опустившегося уровня масла, то может произойти ее перекрытие по воздуху, что приведет к замыканию  между обмотками и серьезной  аварии.

Повышение уровня выше нормы  является следствием перелива (т.е. избыточного  количества) масла. Если перелив был  допущен в холодное время года или суток, то с ростом температуры  произойдет дальнейшее повышение уровня. В трансформаторах с азотной  защитой при этом образуется масляная пробка в системе дыхания, работа этой системы нарушается и может  сработать газовое реле или мембрана выхлопной трубы. В трансформаторах  с пленочной защитой, снабженных предохранительными клапанами, сработает  один или оба клапана. Если один клапан после такого срабатывания не закроется, произойдет аварийное отключение трансформатора.

При каждом осмотре трансформатора необходимо проверять и записывать температуру масла. Нормами оговаривается  предельное значение температуры его  верхних слоев. При номинальной  нагрузке температура верхних слоев  масла не должна превышать 95 ° С при естественном масляном охлаждении (М) или с обдувом вентиляторами (Д), 75 ° С при наличии принудительной циркуляции масла (ДЦ,НДЦ),и 70 °С на входе в маслоохладитель - при водяном охлаждении масла (Ц, НЦ).

Если температура масла  превышает допустимую, нужно выяснить причины и принять меры к устранению неисправности. В первую очередь  следует проверить исправность  системы охлаждения: вентиляторов, масляных электронасосов, воздушных  и водяных маслоохладителей. Если в системе охлаждения неисправностей не обнаружено, то повышение температуры  масла в большинстве случаев  свидетельствует о возникновении  внутренних повреждений в трансформаторе: образовании короткозамкнутого  контура, увеличении переходного сопротивления  в контактных соединениях, уменьшении сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции, попадания в канал постороннего предмета и т.д.