Основные виды повреждений трансформаторов - Контроль за состоянием трансформаторов

Во всех случаях длительная работа трансформатора с повышенной температурой масла недопустима.

Срабатывание сигнализации об отключении какого-либо одного элемента системы охлаждения, как правило, не требует отключения или ограничения  нагрузки трансформатора, поскольку  имеется достаточное резервирование. Если резервный элемент не включился  автоматически, его следует включить способом, предусмотренным местной  инструкцией по эксплуатации. При  невозможности восстановления нормальной работы системы охлаждения трансформатора его нагрузка и длительность работы ограничиваются в соответствии с  требованиями ПТЭ и заводской  инструкции. Для систем охлаждения ДЦ, Ц и особенно для систем НДЦ, НЦ установлены жесткие ограничения  длительности работы при отказе охладителей.

Снижение давления масла  в высоковольтном вводе в большинстве  случаев является следствием нарушения  герметичности ввода. Такое повреждение  очень опасно. Если манометр неисправен, то повреждение не будет своевременно обнаружено. Поэтому манометры надо регулярно проверять, а поврежденные заменять как можно быстрее.

При внешних осмотрах высоковольтных вводов следует обращать внимание также  на отсутствие протечек масла в месте  уплотнений зажимных шпилек (в верхней  части ввода), на целостность измерительных  и заземляющих проводников и  надежное их присоединение.

Индикаторный силикагель является простейшим средством определения  увлажнения трансформаторного масла. Впитывая в себя влагу, попавшую в  масло, он начинает розоветь и в дальнейшем принимает более яркую окраску. При этом целесообразно взять  пробу масла для непосредственного  измерения его влагосодержания, а также проверить другие свойства, так как изменение цвета индикаторного  силикагеля в некоторых случаях  может быть вызвано интенсивным  старением масла.

Естественно, что при осмотре  могут быть определены и другие нарушения  нормальной работы трансформатора, как, например, повышенная вибрация трансформатора или его элементов, нарушение  внешних контактных соединений (сопровождаемое характерным потрескиванием), нарушение  крепления шин, деформация каких-либо элементов, повреждения системы  автоматического пожаротушения, дренажной  системы и т.д.

Дежурный или оперативно-ремонтный  персонал, заметив какое-либо нарушение  в работе трансформатора, должен немедленно поставить об этом в известность  начальника цеха электростанции, начальника подстанции, района электросети или  соответствующей службы предприятия, принять, если это возможно, необходимые  меры для устранения неисправности, сделать запись в журнал дефектов или в оперативный журнал.

Если обнаруженные неисправности  не могут быть устранены без отключения трансформатора, то решение об оставлении трансформатора в работе или о  выводе в ремонт принимается руководством электростанции, предприятия электросетей, службой главного энергетика промышленного  предприятия в зависимости от местных условий. При обнаружении внутреннего повреждения (выделение газа и пр.) трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала [1].

На основании внешнего осмотра бывает трудно сделать однозначный  вывод о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора или о  необходимости его отключения. Если нет показаний, требующих немедленного отключения трансформатора, приступают к выполнению мероприятий второй группы. Например, если трансформатор  имеет повышенную вибрацию, определяемую при осмотре по характерному звуку, производят соответствующие измерения. При этом можно определить очаг вибрации. Если очаг не определяется, а вибрирует  весь бак, то причина в большинстве  случаев заключается в том, что  нарушилась жесткая установка трансформатора на катках или фундаменте. Бывает достаточно поправить положение башмака  или установить дополнительные прокладки, чтобы, обеспечить снижение вибрации до уровня, допускающего дальнейшую эксплуатацию.

Не отключая трансформатор, можно произвести непосредственный осмотр всей системы охлаждения. Если невозможно восстановить ее работу полностью, то трансформатор может эксплуатироваться  с пониженной нагрузкой.

В настоящее время методам  проверки состояния трансформаторов  под рабочим напряжением уделяется  большое внимание. Для вводов 750 и 500 кВ введен непрерывный контроль за изменением комплексной проводимости устройством КИВ-500 (см. § 9). Опыт эксплуатации показал достаточно высокую эффективность  подобных устройств. Представляется возможность  автоматического контроля за состоянием изоляции высоковольтных вводов с действием  на сигнал или на отключение.

Разработаны и применяются  в условиях испытательных станций  заводов-изготовителей способы измерения  частичных разрядов внутри трансформатора, которыми сопровождаются почти все  начинающиеся повреждения изоляции. В эксплуатации непосредственное измерение  уровня частичных разрядов с целью  оценки состояния трансформатора пока не получило широкого распространения  из-за сложности измерения, трудности  исключения влияния помех и недостаточности  накопленного опыта. Большее распространение  получили косвенные методы.

4. ИСПЫТАНИЕ И ХИМИЧЕСКИЙ  АНАЛИЗ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

Многие повреждения или  отклонения от нормального состояния  вообще никак не проявляются при  внешнем осмотре трансформаторов. Особенно это относится к начинающимся внутренним повреждениям. Значительная часть внутренних повреждений может  быть определена проверкой состояния  трансформаторного масла. Такие  внутренние повреждения, как местные  перегревы, частичные разряды (в  масле или твердой изоляции), незначительное искрение в контактных соединениях  и т.п., так или иначе сказываются  на свойствах трансформаторного  масла. Изменение его характеристик  происходит также при увлажнении, загрязнении, попадании воздуха  или другого газа и, наконец, в  результате естественного старения как самого масла, так и твердой  изоляции. Испытание и химический анализ трансформаторного масла  являются старейшими и наиболее распространенными  способами проверки состояния трансформаторов.

Трансформаторное масло  выполняет функции диэлектрика  и охлаждающей среды, а для  устройств РПН также дугогасящей  среды. Свежее трансформаторное масло  светло-желтого цвета и имеет  высокие физико-химические и диэлектрические  свойства. Старение масла в эксплуатации связано с его окислением. При  соблюдении всех правил монтажа трансформатора и заливки масла [5] на первом этапе  процесс окисления происходит медленно. Изменения в масле обычными методами почти не обнаруживаются, но стабильность масла постепенно снижается. На втором этапе масло приобретает коричневый цвет, становится мутным, увеличивается  кислотное число и зольность, появляются низкомолекулярные кислоты, которые оказывают вредное воздействие как на бумажную изоляцию, так и на металлы. Появляются осадки, которые могут ухудшить условия охлаждения обмоток.

Помимо внутренних, так  сказать "естественных", причин старения масла (высокая температура, изоляционный лак, остаточная влага в масле  и бумажной изоляции, медь и другие материалы, с которыми соприкасается  масло), сказываются и внешние  причины - недостаточная очистка  трансформатора при смене масла, попадание воды, неисправность контактов, наличие короткозамкнутых контуров и других причин местных перегревов и т.д. Так, при попадании воды снижается пробивная прочность  масла. В общем случае вязкость и  температура вспышки масла в  эксплуатации увеличиваются за счет испарения легких фракций масла. Но при наличии местных перегревов за счет разложения масла при высокой  температуре без доступа воздуха  температура вспышки может понизиться.

Предельно допустимые показатели физико-химических и диэлектрических  свойств как вновь заливаемого, так и эксплуатируемого трансформаторного  масла ограничены нормами [2] и приведены  в табл. 1. Естественно, требования к  маслу, находящемуся в эксплуатации, ниже, чем ко вновь заливаемому. К  некоторым сортам масла, а также  к маслу в некоторых типах  трансформаторов требования могут  отличаться от указанных в табл. 1, что должно быть оговорено в  соответствующих технических условиях или инструкции завода-изготовителя.

Указанные во второй колонке  табл.1 номинальные напряжения Uном  относятся к обмотке высшего  напряжения трансформатора, если проба  масла берется из бака трансформатора или масло предназначено для  заливки в бак. Для масла высоковольтных вводов принимается номинальное  напряжение ввода. Для контактора устройства РПН номинальное напряжение определяется местом его установки. Если устройство установлено "в линии" (в автотрансформаторах  на стороне среднего напряжения), то принимается номинальное напряжение данной обмотки, если в нейтрали - 35 кВ (для трансформаторов 110 кВ и более) или 10 кВ.

По [2] в трансформаторах  напряжением до 35 кВ во всех случаях  масло испытывается по п.п. 1-5 табл. 1 (так называемый сокращенный анализ). Это относится и к пробам, отбираемым при эксплуатации, и к заливаемому  маслу, и к маслу транспортируемых трансформаторов. В трансформаторах  напряжением 110 кВ и более проверка производится по п.п. 1-6 табл. 1, а оборудованных  азотной или пленочной защитами — по пп.1-7,9.

Свежее масло, заливаемое во все виды маслонаполненных вводов, а также эксплуатационное масло  негерметичных вводов испытывается по п.п. 1-5 табл. 1. Испытание по п. 6 производится только для вводов напряжением 220 кВ и более, а также для вводов меньшего напряжения, если повышен tg 5 основной изоляции или ее последних  слоев. Масло герметичных вводов в эксплуатации испытывается (по п.п. 1-6) лишь в случае повышения tg d основной изоляции или ее последних слоев  и при повышении давления масла  во вводе выше нормы.

Отбор проб масла в эксплуатации из баков трансформаторов напряжением 330 кВ и выше, а также блочных  трансформаторов мощностью 180 МВА  и более любого напряжения производится не реже 1 раза в год. Для остальных  трансформаторов масло проверяется  не реже 1 раза в 3 года. Масло негерметичных  вводов напряжением 500 кВ проверяется  в первые 2 года эксплуатации не реже 2 раз в год, в дальнейшем -1 раз  в 2 года; при напряжении 110-330 кВ - 1 раз  в год в течение первых двух лет, в дальнейшем - 1 раз в 3 года. Масло из герметичных вводов в  общем случае не проверяется.

Пробы масла из контакторов  устройств РПН должны отбираться не реже 1 раза в год. Однако если переключения производятся достаточно часто, то отбор  проб производится через меньшие  интервалы времени Обычно число  переключении между отборами проб должно составлять не более 5000, если иное не указано  в инструкции завода-изготовителя. При снижении пробивного напряжения или обнаружении воды масло в  контакторе подлежит замене. Для многих устройств РПН инструкции заводов-изготовителей требуют заменять масло в контакторе через 5 лет или 25 тыс. переключении независимо от его состояния.

В зависимости от конкретных условий пробы масла как из бака трансформатора, так и из контакторов  устройств РПН могут отбираться чаще чем это предусмотрено нормами. Некоторые такие случаи будут  рассмотрены в последующих параграфах.

Для того чтобы результаты испытания или анализа масла  были достоверными, отбор проб должен производиться аккуратно, с тем, чтобы не допустить увлажнения, загрязнения  масла и возникновения помех. Нужно очистить пробку или кран от грязи и пыли, слить в постороннюю  емкость некоторое количество масла (с тем, чтобы промыть отверстие  крана и быть уверенным, что в  пробу попало масло из интересующей емкости, а не из маслосливной трубки), затем набирать пробу. Пробу берут  в банку вместимостью не менее 0,5 л с притертой пробкой после  двукратного споласкивания маслом, предназначенным для испытаний. Следует помнить, что при резком изменении температуры банок  на них может конденсироваться влага, поэтому открывать банки следует  после того, как они приняли  температуру среды. Это относится  как к пустым, так и к заполненным  банкам. В частности, поступившая  на испытания проба масла должна постоять в помещении лаборатории  летом 2-3 ч, зимой 8-12 ч.

Одной из основных характеристик  масла является электрическая прочность, или пробивное напряжение. В СССР испытание производится в стандартном  разряднике, представляющем собой два  плоских или сферических электрода  диаметром 25 мм, расположенных взаимно  параллельно в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Исследования, выполненные ПО "Союзтехэнерго", показали, что для трансформаторного  масла с пробивным напряжением  выше 50 к В значение пробивного напряжения, определенное в аппарате со сферическими электродами, выше, чем значение, определенное в аппарате с плоскими электродами, в среднем на 6 кВ, а для масла  с пробивным напряжением менее 50 кВ оно ниже в среднем на 5 кВ. Поэтому допустимые значения пробивного напряжения масла в трансформаторах  класса напряжения 330 кВ и более разные для случаев использования плоских  и сферических электродов.

Для определения пробивного напряжения можно использовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 и др. Принципиальная схема  установки для определения электрической  прочности масла приведена на рис. 3. Вольтметр, как правило, включается на стороне низшего напряжения, а  градуируется с учетом коэффициента трансформации испытательного трансформатора, т.е. показывает испытательное напряжение. Плавно поднимая напряжение и непрерывно наблюдая за показанием киловольтметра, фиксируют напряжение, при котором  происходит пробой масла. Перед испытанием ванночку и электроды ополаскивают испытуемым маслом. Испытание проводится 5-6 раз с интервалом 1-10 мин в  зависимости от типа аппарата. За пробивное  напряжение принимают среднее из шести (n=6) значений