Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Классификация дефектов, возникающих в силовыхтрансформаторах высших классов напряжения, и методы их выявления 11
1.1. Основные виды дефектов, возникающих в силовых трансформаторах высших классов напряжения 11
1.2. Оценка нормативных методов диагностики состояния изоляции трансформаторов 18
1.3. Выбор эффективных методов ранней диагностики 26
1.4. Обзор существующих систем непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов высших классов напряжения. 36
1.5. Выводы и постановка задачи. 43
ГЛАВА 2 Разработка и исследование датчиков растворенных в масле газов 46
2.1. Разработка испытательных стендов и техника эксперимента. 47
2.2. Модернизация и градуировка хроматографа Газохром-3101 . 53
2.3. Выбор газовых сенсоров. 57
2.4. Исследование диффузии газа через полупроницаемую мембрану 68
2.5. Выводы и результаты испытаний газовых датчиков в составе комплекса СКИТ. 77
ГЛАВА 3 Разработка и исследование датчика влажности твердой изоляции 79
3.1. Постановка задачи. 79
3.2. Методика экспериментальных исследований. 80
3.3. Методика проведения эксперимента. 88
3.4. Результаты экспериментов и их обсуждение 92
3.5. Выводы и результаты испытания датчиков влажности твердой изоляции. 109
ГЛАВА 4 Разработка и исследование датчика механических примесей в трансформаторном масле 111
4.1. Постановка задачи. 111
4.2. Разработка датчика механических примесей в трансформаторном масле . 115
4.3. Выводы и результаты испытания датчика механических примесей. 122
ГЛАВА 5 Апробация и внедрение разработанных датчиков 124
5.1. Структура системы непрерывного мониторинга 124
5.2. Опыт внедрения БВД . 127
5.3. Выводы 133
Заключение 135
Список литературы 138
- Оценка нормативных методов диагностики состояния изоляции трансформаторов
- Модернизация и градуировка хроматографа Газохром-3101
- Разработка датчика механических примесей в трансформаторном масле
- Опыт внедрения БВД
Введение к работе
Актуальность темы. Электроэнергетическое оборудование средних и высших классов напряжения является одним из наиболее дорогостоящих и ответственных видов оборудования, применяемого на этапе производства, распределения и потребления электроэнергии. В последние годы появился ряд новых проблем, главной из которых является существенное старение парка эксплуатируемого оборудования. Действительно, ещё вначале 2000-х в сетях МРСК ФСК около 60% трансформаторов класса напряжения ПОкВ и выше уже отработали свой нормативный ресурс в 25 - 30 лет, но при этом большая их часть имела удовлетворительное состояние твердой изоляции (основной фактор, определяющий реальный срок службы трансформатора). Поэтому замена таких трансформаторов представляется нецелесообразной.
Также известно, что количество трансформаторов, "доживающих" до отказов по причине термохимического старения твердой изоляции (естественный износовый отказ), составляет по разным источникам от 7 до 20%. Это доказывает неэффективность нормативной системы периодического контроля и ставит задачу раннего выявления появляющихся дефектов, что позволит не только избежать аварий, но и существенно продлить срок эксплуатации оборудования сверх нормативных значений. Решение этой задачи с проведением комплексных обследований, при условии применения современных методов диагностики, позволяет определить состояние обследуемого оборудования с надёжностью, достигающей 98%. Однако, такие обследования не могут проводиться часто из-за их высокой стоимости. В связи с этим особую актуальность приобретает задача широкого внедрения недорогих систем непрерывного контроля состояния трансформаторного оборудования. Это продиктовано, тем обстоятельством, что для трансформаторов, отработавших свой нормативный (но не физический) ресурс число быстро развивающихся и внезапных отказов доходит до 60%. Развитие дефектов, приводящих к таким отказам невозможно контролировать нормативными периодическими измерениями.
Системы непрерывного контроля активно развиваются для всех основных видов электрооборудования, и в особенности для трансформаторов, в течение последних 20 лет как у нас в стране, так и за рубежом. Однако широкому внедрению подобных систем мешает их большая стоимость - 300-800 тыс. евро. Кроме того, ни в одной из систем для трансформаторов нет полного контроля изоляции, экономические убытки, от отказов которой доходят до 98%. Для выявления проблем, развивающихся в изоляции трансформаторов, достаточно контролировать всего три параметра: растворенные в масле газы, электрическую прочность масла (Unp) и характеристики частичных разрядов (ЧР).
Разработка и внедрение систем непрерывного контроля позволит решить две насущные проблемы энергетики - продление срока эксплуатации и обслуживание по реальному состоянию трансформатора, а также ряд других проблем.
Объектом исследования в данной работе является изоляция силовых трансформаторов высших классов напряжения. Предметом исследования -
методы непрерывного контроля силовых трансформаторов высших классов напряжения.
Одним из наиболее эффективных методов выявления дефектов в трансформаторном оборудовании является анализ растворенных в масле газов. Измерение концентрации водорода и углеводородных газов (метан, этан, этилен, ацетилен) позволяет выявлять дефекты, появляющиеся и развивающиеся в трансформаторах. Этот метод сейчас эффективно применяется для выявления дефектов в трансформаторном оборудовании, однако основная измерительная методика - газовая хроматография -достаточно дорогая и трудно реализуема в системах непрерывного контроля. Для непрерывного контроля могут использоваться датчики растворенных в масле газов. На сегодняшний день уже есть разработанные газовые датчики зарубежных фирм - General Electric, Morgan Schaffer и MTE, однако их высокая стоимость не позволяет применять их в системах непрерывного контроля состояния трансформаторов, предназначенных для широкого внедрения.
Напрямую прочность масла контролировать достаточно сложно, поэтому ее можно контролировать по косвенным характеристикам - состоянию влаги в масле и механическим примесям. Прочность масла существенно снижается при появлении эмульгированной влаги в масле. Из литературы известно, что при влажности твердой изоляции в пределах 2% появление эмульгированной влаги в масле в диапазоне эксплуатационных температур практически исключено, а до 4% маловероятно. Поэтому оценить вероятность появления эмульгированной влаги и, как следствие, снижение электрической прочности масла можно путем контроля влажности твердой изоляции Wt. Помимо влаги на электрическую прочность масла сильное влияние оказывают механические примеси в масле, которые можно контролировать в непрерывном режиме. Однако разработанных датчиков механических примесей для применения их в системах непрерывного контроля нет.
Вышеизложенное формирует цель работы: разработка элементов систем непрерывного контроля состояния изоляции трансформаторов высших классов напряжения, таких как датчик растворенных в масле газов, датчик влажности твердой изоляции и датчик механических примесей, предназначенных для широкого внедрения на трансформаторы мощностью от 25 000 кВА. Так как стоимость таких систем не должна превышать 1-3% от стоимости оборудования, состояние которого оно контролирует, то стоимость разрабатываемой системы в целом должна лежать в пределах 300-800 тыс. руб. Стоимость газового датчика не должна превышать 100 тыс. руб.
Достижение поставленной цели связывается в данной диссертационной работе с решением следующих задач:
- оценка эффективности традиционных методов контроля технического состояния силовых трансформаторов, обзор дефектов, возникающих в силовых
трансформаторах высших классов напряжения, определение наиболее опасных из них;
обзор эффективных методов ранней диагностики, применимых в системах непрерывного контроля;
исследование методов выделения газов из масла и измерения их концентрации с помощью газовых сенсоров;
исследование процессов миграции влаги в системе масло-твердая изоляция, определение зависимостей физических величин от влагосодержания, позволяющих определять влажность твердой изоляции, разработка методов определения влагосодержания твердой изоляции;
исследование процессов светорассеяния и светопоглощения на механических примесях в масле и разработка методики измерения их концентрации;
оценка эффективности применения разработанных компонентов в системах непрерывного мониторинга силовых трансформаторов.
При решении поставленных задач использовались следующие методы научного исследования: анализ статистических данных по отказам трансформаторов, создание испытательных стендов для исследования контролируемых процессов, создание опытных образцов датчиков и их апробация в реальных условиях; компьютерное моделирование.
Научная новизна результатов, полученных в диссертационной работе, и основные положения, выносимые на защиту:
Исследованы методы выделения газов из масла, которые могут использоваться в системах непрерывного контроля, и выбраны наиболее эффективные из них.
Исследованы процессы диффузии газов через полимерные мембраны, получены значения коэффициентов диффузии и постоянных времени диффузии газов из масла в газовую полость через различные полимерные материалы и выбраны наиболее перспективные из них.
Исследованы изменения диэлектрических характеристик пропитанных маслом образцов различных целлюлозных материалов в зависимости от влажности, температуры, частоты приложенного напряжения, выведены уравнения для этих зависимостей, показано, что для определения влажности наиболее удобным параметром является диэлектрическая проницаемость, поскольку она в наибольшей степени зависит от влажности и слабо зависит от остальных факторов.
Исследованы механизмы температурной миграции влаги в системе масло-целлюлоза для разных образцов целлюлозных материалов, определены скорости диффузии влаги для различных материалов и выбраны наиболее удобные для использования в датчиках влажности твердой изоляции.
Исследованы процессы светорассеяния на механических примесях в потоке масла, получены зависимости изменения светового потока на фотоприемнике от размеров примесей, на основании которых получено значение передаточного коэффициента.
Прикладная ценность полученных результатов.
На основании проведенных исследований разработаны датчики растворенных в масле диагностических газов, влажности твердой изоляции и механических примесей, которые в составе комплексов непрерывного контроля состояния трансформаторного оборудования установлены в промышленную эксплуатацию на реальных энергетических объектах.
Реализация результатов.
Разработанные датчики растворенных в масле диагностических газов, влажности твердой изоляции и механических примесей используются в составе комплексов непрерывного контроля состояния трансформаторного оборудования, конструктивно объединенных в единый блок - блок встроенных датчиков (БВД). БВД в составе комплексов установлены на следующих энергетических объектах:
Сургутская ГРЭС-2, на двух трансформатора ТНЦ-1000000/500;
г. Казань, п/ст «Киндери», ТатЭнерго на трех однофазных трансформаторах АОДЦТН-167000/500/220;
-г. Великий Новгород, п/ст Районная 110/бкВ, МРСК «Северозапада», на трансформаторе ТДН-40000/110;
п/ст «Соломбальская», АрхЭнерго, на двух трансформаторах ТДТН-40000/110У1;
ЦРП7, Лукойл, Волгограднефтепереработка, на двух трансформаторах ТРДНФ-25000/40000/110У5;
п/ст Кудрово, Ленэнерго, на двух трансформаторах ТРДН-63000/110У1;
Нижнекамская ГЭС, на четырех блочных трансформаторах ТЦ-400000/500.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Пятой Международной научно-технической конференции «Электрическая изоляция - 2010» (Санкт-Петербург, 2010); на постоянно действующем семинаре ПЭИПК "Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования" по теме Современные проблемы производства, эксплуатации и ремонта трансформаторного оборудования 2006г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано пять работ, из них три работы в изданиях, рекомендованных ВАК.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа выполнена на 148 страницах основного текста и состоит из введения, пяти глав, заключения, 80 рисунков, 26 таблиц, списка использованных источников, который содержит 94 наименования.
Оценка нормативных методов диагностики состояния изоляции трансформаторов
Анализ статистики повреждаемости, приведенный в [12, 13] и др. источниках, показывает, что, несмотря на некоторые расхождения в абсолютных значениях количества повреждений по тем или иным причинам, общие закономерности отказов сводятся к следующему.
Количество отказов, связанных с естественным старением, которое обусловлено выработкой физического ресурса твердой изоляции, не превышает 7…20%. Остальные отказы обусловлены зарождением и развитием различных видов дефектов.
Среди дефектов наиболее опасными, приводящими к наибольшим ущербам и наиболее быстро развивающимися являются дефекты, развивающиеся в изоляции. Появление дефекта в продольной или главной изоляции трансформатора в эксплуатации может быть вызвано различными причинами: дефект изготовления, старение, загрязнение поверхности твердой изоляции, загрязнение масла, образование пузырьков газов у поверхности твердой изоляции, нерасчетные режимы и т.д. Как правило, развитие повреждения происходит за счет развития частичных разрядов (ЧР) и во многом определяется конструктивными особенностями участка изоляции трансформатора, в котором он возникает.
Анализируя литературные данные [14 – 17], можно выделить основные типы дефектов продольной и главной изоляции трансформаторов, связанные с развитием частичных разрядов, такие, как разряд в масляном клине, пробой масляного канала, скользящий разряд по поверхности твердой изоляции, ползущий разряд.
Если разрядная деятельность вызвана постепенным ухудшением параметров изоляции, то скорость развития таких разрядных процессов невысокая и их можно отнести к медленно развивающимся дефектам, которые можно выявлять периодическими измерениями характеристик ЧР и газовой хроматографией. Однако в наибольшем количестве случаев дефекты, связанные с развитием ЧР развиваются достаточно быстро. ЧР начинаются обычно в масле, при этом, чем ниже электрическая прочность масла, тем раньше эти процессы появляются. Если эти процессы не затрагивают твердую изоляцию, они обратимы, а при воздействии их на твердую изоляцию переходят в необратимую фазу. Развитие дефектов сопровождается изменением характеристик ЧР, и ростом концентрации газов, растворенных в масле. Причиной деформации обмоток трансформатора является недостаточная электродинамическая стойкость к воздействию внешних коротких замыканий (КЗ), что может быть вызвано снижением усилия прессовки обмоток, либо воздействием нерасчетных токов КЗ. Деформации обмоток в большинстве случаев также приводят к наступлению предельного состояния оборудования в основном за счет того, что обмотка при деформации разрушает твердую изоляцию трансформатора, и происходит внутреннее замыкание обмоток. Как правило, развитие дефекта сопровождается появлением механических примесей в виде волокон целлюлозы. Скорость развития таких дефектов также может быть достаточно большой, однако появлению таких дефектов предшествует снижение усилий прессовки обмоток, которое развивается достаточно медленно, и воздействие токов короткого замыкания, поэтому эти дефекты с успехом выявляются методами периодического контроля. Дефекты магнитной системы трансформатора в большинстве случаев не приводят к катастрофическому повреждению трансформатора, однако ухудшают экономические показатели работы оборудования, так как вызывают увеличение потерь. Дефекты сопровождаются образованием короткозамкнутых контуров (как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь и элементы заземления магнитопровода), могут привести к оплавлению стали магнитопровода и разложению масла. Такие дефекты могут развиваться годами, если нет воздействия на изоляцию трансформатора, и в большинстве случаев не приводят к серьезным авариям, но доставляют много хлопот обслуживающему персоналу, так как газовая хроматография будет постоянно давать повышенное содержание газов в масле и в этом случаем есть вероятность пропуска других дефектов, определяемых газовой хроматографией.
Дефекты таких узлов трансформатора, как высоковольтные вводы, переключающее устройство, система охлаждения, система защиты масла являются распространенными видами повреждения данного оборудования [11 – 17, 19 – 21]. Замена поврежденного узла не приводит к значительным затратам (относительно стоимости трансформатора), однако, если дефект не был своевременно обнаружен и ликвидирован, его последствия могут быть очень тяжелыми. Например, при аварийном отказе высоковольтного ввода во многих (до 50%) случаях происходит возгорание трансформатора. Если процесс гашения дуги в контакторе устройства РПН затягивается, соседние отпайки (ответвления) могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора [16].
Повреждения маслонасосов или электродвигателей вентиляторов системы охлаждения (длительный отказ) приводят к перегреву трансформатора, что может привести к серьезным последствиям. При выходе из строя на долгое время силикагелевого воздухоосушителя ухудшаются изоляционные характеристики масла, что может привести к дефекту главной или продольной изоляции. В настоящее время в нормативных документах не приводится ранжирования дефектов по опасности и скорости их развития. Вместе с тем, из вышеизложенного видно, что дефекты различных узлов трансформатора приводят к различным по степени тяжести повреждениям данного оборудования и имеют различные скорости развития дефектов. Последствия развития приведенных выше дефектов могут быть катастрофическими. Причем скорости развития дефектов в значительной степени разнятся.
Модернизация и градуировка хроматографа Газохром-3101
Как уже было сказано выше, нормативные методы обладают существенными недостатками, главные из которых низкая эффективность и большой период контроля параметров, что не отвечает насущной потребности эксплуатации трансформаторного оборудования. Поэтому в этой части главы мы рассмотрим те методы, которые являются, во-первых, эффективными, а во-вторых, могут быть применены в системах непрерывного контроля трансформаторного оборудования.
Такой подход позволит кардинально решить две основные задачи эксплуатации: перейти от планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по реальному состоянию, а также продлить срок эксплуатации трансформаторного оборудования свыше его нормативного ресурса без опасения аварийных отказов. Это в значительной степени позволит компаниям сэкономить немалые финансовые ресурсы, а также быть уверенным в стабильной работе своего оборудования.
Как уже было отмечено во введении, основной убыток причиняют изоляционные дефекты в трансформаторном оборудовании. Следовательно, методы должны быть чувствительны, прежде всего, к проблемам изоляции в трансформаторе.
Для определения практически всех дефектов, связанных с изоляцией в трансформаторе достаточно контролировать всего три параметра: растворенные в масле газы ХАРГ, электрическую прочность масла (Uпр) и характеристики частичных разрядов (ЧР). Действительно, практически все виды дефектов изоляции связаны с развитием частичных разрядов, появление которых определяется в первую очередь снижением электрической прочности масла и сопровождается выделением газов. Для трансформаторных вводов, как было показано выше, дополнительно нужно контролировать tgS и емкость С основной изоляции. Исходя из этого, рассмотрим следующие методы диагностики оборудования без его отключения: - измерение характеристик частичных разрядов (ЧР) электрическим и акустическим методами; - измерение диэлектрических характеристик изоляции вводов - тангенса и емкости; - хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ); - контроль электрической прочности масла.
Измерение ЧР электрическим методом. Возникновение ЧР (разряды, шунтирующие часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами [33]) всегда свидетельствует о местной неоднородности изоляции, где под действием высокой напряженности поля происходит пробой газовых включений, локальные пробои малых объемов жидкой или твердой изоляции, разряды по поверхности твердого диэлектрика.
В связи с этим измерение характеристик ЧР позволяет оценить качество изоляции и выявить местные дефекты, которые практически невозможно определить нормативной системой профилактических испытаний.
Обычно характеристики ЧР достаточно хорошо коррелируют с размером повреждения, т.е. позволяют определить степень развития дефектов изоляции электрооборудования. В большинстве случаев наиболее объективная оценка качества изоляции может быть произведена путем измерения совокупности характеристик ЧР. Важность характеристик ЧР для обеспечения надежной работы изоляции электрооборудования подчеркивается введением еще в СССР ГОСТ 20074 - 83 [34].
Измерение характеристик ЧР в соответствии с ГОСТ 21023-75 [35] является в настоящее время обязательным при оценке состояния изоляции силовых трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов классов напряжения 110 кВ и выше при выпуске их с завода-изготовителя. Однако для выявления дефектов электрооборудования, находящегося в эксплуатации, регулярные измерения характеристик ЧР выполняются только в отдельных энергосистемах. Это объясняется наличием трудноустранимых помех из-за воздействия на измерительные схемы коронного разряда на высоковольтных шинах, сигналов ВЧ-связи и радиопомех, отсутствием общепринятой, достаточно простой и надежной методики измерений в условиях эксплуатации, наконец, отсутствием директивных документов, предписывающих проведение таких измерений в эксплуатации.
Опыт эксплуатации и профилактических испытаний показывает, что во многих случаях локальные дефекты, приводящие к появлению ЧР, не могут быть обнаружены ни одним из широко применяемых методов испытаний (за исключением газовой хроматографии), хотя именно локальные дефекты чаще всего являются причиной повреждении силовых трансформаторов.
Все виды развивающихся повреждений изоляции трансформатора начинаются с частичных разрядов или сопровождаются ими [17]. Электрические методы регистрации характеристик ЧР основаны на прохождении высокочастотных импульсов тока ЧР через установленные в определенных точках датчики, падение напряжение на которых регистрируются осциллографом, индикатором уровня или другими приборами. Датчики (измерительные элементы) могут устанавливаться в цепях заземления измерительных выводов высоковольтных вводов или в цепях заземления нейтрали обмотки ВН. Для подавления помех обычно используются мостовые или дифференциальные схемы измерения [33] , позволяющие снизить уровень помех на 20...40 дБ. В эксплуатационных условиях измеряют, в основном, значение кажущегося заряда ЧР, причем в большинстве случаев интересуются лишь наибольшим кажущимся зарядом.
Основные схемы и методики измерения характеристик ЧР в высоковольтном оборудовании (в том числе в силовых трансформаторах) в условиях эксплуатации, а также рекомендации по использованию результатов измерений для оценки состояния изоляции даны в [36, 37].
К основным мерам повышения помехоустойчивости схем регистрации ЧР в эксплуатации можно отнести следующие: включение датчика (измерительного элемента) в цепь объекта испытаний, выбор частоты настройки и полосы пропускания измерительного устройства, применение балансных схем - мостовой, схемы компенсации помех, дифференциальной.
В [39] приведено описание дифференциального датчика ЧР, применяемого в энергообъединении Хайдро-Квебек (Канада). Схема измерений основана на сравнении сигналов, измеренных в нейтрали обмотки ВН и точке заземления бака трансформатора. В качестве датчиков применены ненасыщающиеся трансформаторы тока с полосой частот, соответствующей частотному спектру ЧР. Частичные разряды, возникающие в изоляции трансформатора, возбуждают два импульса, которые относительно нейтральной точки обмотки ВН и заземления бака распространяются в противоположных направлениях. Импульсы помех со стороны линии протекают в одном направлении. Дифференциальная схема позволяет ослабить линейные помехи на два порядка и измерять ЧР на уровне 4 10-10 Кл.
Разработка датчика механических примесей в трансформаторном масле
Как было уже отмечено во введении, на сегодняшний день парк высоковольтных трансформаторов серьезно нуждается в системах именно непрерывного контроля состояния трансформаторов - с периодичностью измерения не более суток. Поэтому целью данной работы будет - широкое внедрение таких систем контроля на высоковольтные трансформаторы современного трансформаторного парка. В дальнейшем будем их называть системами непрерывного контроля.
Широкое внедрение таких систем возможно лишь только в том случае, если цена такой системы не превышает определенного процента от объекта, на который она планируется быть установленной. По данным МРСК «Северозапада» цена подобной системы должна быть не выше 1-3% от стоимости трансформатора. На сегодняшний день имеющиеся разработанные системы непрерывного контроля различных производителей, приведенных в литературном обзоре, не отвечают этому требованию. Действительно, стоимость зарубежных систем находится в пределах 300-800 тыс. евро. Отечественные системы непрерывного контроля хотя и стоят на порядок меньше, но все же еще достаточно дороги - миллионы рублей. Кроме того, они требуют еще и установки дорогостоящих газовых датчиков за 30 - 50 тыс. евро. Следовательно, первой задачей исследований будет - так упростить систему непрерывного контроля, чтобы ее цена не превышала 1-3% от стоимости трансформатора, что для широкого внедрения на трансформаторы от 25 000 кВА накладывает ограничение на ее стоимость в 300-800 тыс. руб.
Периодичность измерения не более суток накладывает ограничение на методы измерения – такие методы должны иметь возможность применения на работающем трансформаторе, без его отключения.
Вторая задача исследований вытекает из первой. Понятно, что при упрощении и удешевлении система должна быть способной выявлять появляющиеся дефекты, но можно не выявлять тип дефекта, а только факт его появления. Это позволить сократить до минимума количество контролируемых параметров.
Как было уже сказано, наибольший ущерб приносят дефекты, возникающие в изоляции. Следовательно, в разрабатываемой системе выбор параметров контроля сократим до чувствительных только к дефектам, возникающим в изоляции.
Как было показано выше в этой же главе, для эффективного выявления появления дефекта в изоляции нам достаточно контролировать три параметра: характеристики ЧР, растворенные в масле газы и электрическую прочность масла. На сегодняшний день существуют разработанные достаточно дешевые датчики ЧР как электрические, так и акустические и могут быть встроены в разрабатываемую систему непрерывного контроля без доработок.
Что касается датчиков, растворенных в масле газов, то опять же было показано, что разработано их достаточно большое количество, но для широкого внедрения они не подходят в силу своей стоимости – стоимость одного такого датчика превышает цену всей разрабатываемой системы!
Следовательно, необходимо будет провести исследования по разработке газового датчика стоимостью не выше 100 тыс. руб. Что касается контроля прочности масла, то были разработаны устройства, позволяющие измерять прочность масла напрямую в стандартном разряднике, но распространения они не получили по причине того, что изменяли характеристики самого масла. Кроме того ценность получаемых данных будет низкая из-за того, что прочность масла резко падает при появлении эмульгированной влаги и не остается времени на принятие предупредительных мер.
Наилучшим способом является контроль параметров, от которых зависит электрическая прочность масла – появление эмульсии в масле и концентрация механических примесей. Из литературы известно, что при влажности твердой изоляции в пределах 2% появление эмульгированной влаги в масле в диапазоне эксплуатационных температур практически исключено [61], а до 4% маловероятно. Измерение концентрации механических примесей стандартными приборами невозможно в силу отсутствия приборов, предназначенных для работы на трансформаторе.
Следовательно, стоит следующая задача: разработать датчик влажности твердой изоляции и датчик механических примесей, способный работать в заданных эксплуатационных условиях при соблюдении минимальной стоимости конструкции.
Исходя из вышеизложенного, сформулируем окончательно задачу, решаемую в данной диссертационной работе:
1. Разработать систему датчиков, обеспечивающих контроль диагностических газов, растворенных в масле, влажности твердой изоляции и механических примесей в масле, предназначенную для установки на трансформаторе с соответствующими условиями эксплуатации. Стоимость системы не должна превышать 200 тыс. рублей.
2. Провести внедрение и апробацию разработанных датчиков на действующих трансформаторах российских энергосистем.
Как отмечалось выше, анализ газов растворенных в масле является одним из наиболее мощных инструментов оценки состояния силовых трансформаторов. Однако использование газовых хроматографов в системах непрерывного контроля проблематично ввиду их сложности, высокой стоимости и необходимости высококвалифицированного обслуживания.
Кроме того, для решения основной задачи непрерывного контроля – своевременного выявления зародившихся дефектов – точного знания абсолютных величин концентрации всех диагностических газов, растворенных в масле и не требуется. Достаточно обнаружить устойчивую динамику нарастания концентрации растворенных в масле газов. Это существенно упрощает задачу и позволяет разработать простые и надежные датчики. При разработке таких датчиков необходимо решить несколько задач:
Решение первой задачи можно получить исходя из известного опыта газовой хроматографии. Действительно, анализ [23] показывает, что любые виды дефектов приводят к выделению в первую очередь водорода. Газом, определяющим тепловые дефекты, является этилен, а газом определяющим выделение мощной энергии (мощные электрические разряды или очень высокие температуры) является ацетилен. При разрушении твердой изоляции помимо этих газов выделяются окислы углерода и в первую очередь оксид углерода СО.
Таким образом, для выявления любых типов дефектов, зарождающихся в трансформаторе необходимо и достаточно определять нарастание в масле водорода, суммы углеводородных газов и оксида углерода. Для решения последней задачи необходимо разработать и изготовить соответствующие испытательные стенды.
Опыт внедрения БВД
Исследование диффузии влаги в системе целлюлоза-масло-целлюлоза. Для выбора конструкции влагочувствительного элемента датчика, а также места его установки в баке трансформатора необходимо проанализировать вопрос о происхождении влаги в твердой изоляции силового трансформатора. По имеющимся литературным данным существует два основных пути увлажнения твердой изоляции: а) увлажнение вследствие образования воды внутри бака трансформатора при деструкции бумаги, картона и масла; б) увлажнение за счет проникновения воды из окружающей среды вследствие неудовлетворительной герметичности бака трансформатора.
Совершенствование конструкции и технологии изготовления систем защиты внутренней изоляции от воздействия окружающей среды существенно снизило роль последнего фактора увлажнения, однако до последнего времени, судя по косвенным данным эксплуатации, пока не привело к его полному устранению.
Неизбежным фактором увлажнения внутренней изоляции является процесс образования воды вследствие термоокислительного старения целлюлозы и масла, ускоренный в некоторых случаях электрическим полем и частичными разрядами. Новая целлюлозная изоляция имеет среднюю степень полимеризации 1200-1300. По данным химической лаборатории Запорожского трансформаторного завода за 9-15 лет эксплуатации трансформаторов 220-500 кВ происходит снижение степени полимеризации бумаги электрокартона в среднем на 30-40%, вследствие чего может образоваться до 2,5% воды. Дополнительно, за примерно тот же период эксплуатации около 1% влаги от веса твердой изоляции выделяется из-за термоокислительного старения трансформаторного масла. Исходя из имеющихся данных об источниках увлажнения, конструкция влагочувствительного элемента должна отвечать следующим требованиям: а) обеспечить накопление влаги, образовавшейся из-за термоокислительного старения электрокартона влагочувствительного элемента; динамика накопления должна, в первом приближении, соответствовать наиболее неблагоприятным участкам; б) между электрокартоном влагочувствительного элемента и твердой изоляцией должен обеспечиваться ограниченный влагообмен с постоянной времени установления равновесия порядка нескольких месяцев. Для разработки влагочувствительного элемента, отвечающим этим требованиям, был создан специальный стенд, описанный выше, и несколько видов влагочувствительных элементов для выбора наиболее оптимального по результатам эксперимента. Далее приведем результаты эксперимента по прошествии трех месяцев с момента загрузки увлажненного картона. Эксперимент еще продолжается, но наиболее перспективные 104 влагочувствительные элементы можно выявить уже сейчас. Три влагочувствительных элемента из четырнадцати отреагировали таким образом, что можно по полученным данным экстраполировать ход изменения диэлектрической проницаемости.
На рис.3.21 приведено относительное изменение диэлектрической проницаемости трех влагочувствительных элементов, помещенных в испытательный стенд от времени погружения увлажненного картона.
По полученным исходным данным были проведены кривые в соответствии с формулой (3.17) и рассчитаны входящие в нее коэффициенты. Полученные коэффициенты сведены в табл.3.11.
Далее следует рассчитать по полученному значению sm равновесную влажность Wt влагочувствительного элемента и сравнить ее с влажностью погруженного картона. Но напрямую, полученными ранее формулами (3.12) и (3.13) воспользоваться не удастся из-за различной плотности применяемых бумаг во влагочувствительных элементах. Она отлична от той, которая была у картона толщиной 0,5 мм, применяемого для получения этих формул.
Поэтому, для того, чтобы определить влажность бумаги, находящуюся во влагочувствительном элементе преобразуем формулу, полученную для пропитанного картона толщиной 0,5 мм в формулу для целлюлозы, входящей в ее состав.
Так как масло очень слабо растворяет влагу по сравнению с целлюлозой, входящей в состав бумаги, то логично предположить, что влажность бумаги определяется именно влажностью целлюлозы. Тогда линейно от влажности будет меняться не диэлектрическая проницаемость пропитанного картона или бумаги, а диэлектрическая проницаемость самой целлюлозы, входящей в ее состав.
Представим линейную зависимость диэлектрической проницаемость целлюлозы от влажности в виде: Затем, используя полученные данные из табл.3.7, вычислим входящие в (3.21) коэффициенты єк0 и к. Но прежде, нам понадобится вычислить входящую в эту формулу параметр а - объемную долю масла в бумаге.
Из формулы (3.21) хорошо видно, что диэлектрическая проницаемость при постоянной влажности и заданной температуре четко связана с параметром а, а следовательно и с
Из формулы (3.12) при Wt = 0 и Т = 20С єб = 4,89. Исходя из этого, по формуле (3.18) получим, что в нашем случае, а = 0,204.
Далее рассчитаем коэффициенты для случая, когда температура была равна 20С: єк0 = 6,78; к = 1,18 и усредненное значение при 20С и 80С: 8к0 = 6,94; к= 1,22.
Расчетные кривые Єб от Wt для разных температур приведены на рис.3.23. Из рисунка видно, что єб от Wt не имеет сильной зависимости от температуры, а также зависимость єб от Wt может быть аппроксимирована с определенной погрешностью прямой линией, что и было показано выше.
Используя полученную зависимость (3.21), рассчитаем равновесную влажность на примере влагочувствительного элемента OB2-0.2/67-3, который имеет другую плотность и соответственно параметр а при усредненной температуре 35-65 С.
Из табл.3.11 рассчитанная начальная диэлектрическая проницаемость бумаги влагочувствительного элемента Єб0 = 3,18, а из формулы (3.18) параметр а = 0,56. Тогда, преобразовав формулу (3.21), и взяв из той же таблицы рассчитанную равновесную диэлектрическую проницаемость бумаги sбm = 3,44, получим равновесную влажность бумаги во влагочувствительном элементе:
Подставив полученные значения, найдем Wtm = 5,6%. Что немного меньше измеренной влажности погруженного картона, которая составила 5,8%. Это может быть связано с тем, что часть влаги ушла в другие влагочувствительные элементы.
Аналогичным образом рассчитаем равновесную влажность в других влагочувствительных элементах для двух значений температур – для 20С и для усредненной 35-65 С. Полученные данные сведены в табл.3.12.
По результатам проведенных исследований была разработана конструкция влагочувствительного элемента, которая представлена на рис.3.4. Разработан уникальный стенд по исследованию рабочих характеристик влагочувствительных элементов, применяемых для создания датчиков влажности твердой изоляции. Стенд способен одновременно испытывать до 16 таких влагочувствительных элементов по условиям испытания приближаясь к реально действующему трансформаторному оборудованию.
Благодаря полученным в результате эксперимента данным, можно заключить, что влагочувствительные элементы могут быть применены для построения датчиков влажности твердой изоляции.
Эксперимент показал, что практически все влагочувствительные элементы хорошо чувствуют изменение влажности в твердой изоляции. Основное различие между ними состоит в чувствительности – насколько сильно изменятся диэлектрическая проницаемость от влажности целлюлозы и в быстродействии – насколько быстро сравнивается влажность целлюлозы в трансформаторе и во влагочувствительном элементе, будучи помещенным в этот трансформатор.
По экстраполяции кривых изменения диэлектрической проницаемости от времени загрузки увлажненного картона были получены данные равновесной влажности целлюлозной изоляции влагочувствительных элементов. Эти данные соответствуют влажности погруженного картона, что говорит о работоспособности разработанного датчика влажности твердой изоляции силовых трансформаторов.
