Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Оборудование >> Контроль за состоянием трансформаторов

Комплексная оценка состояния трансформаторов - Контроль за состоянием трансформаторов

Оглавление
Основные виды повреждений трансформаторов
Способы диагностики состояния трансформаторов
Контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов и осмотры трансформаторов
Испытание и химический анализ трансформаторного масла
Хроматографический анализ растворенных в масле газов
Испытания и определение состояния изоляции
Испытания и определение состояния обмоток
Контроль за состоянием магнитопровода и бака
Контроль за состоянием высоковольтных вводов
Контроль за состоянием переключающих устройств
Контроль за состоянием вспомогательного оборудования
Ревизия трансформаторов
Комплексная оценка состояния трансформаторов

13.КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Не останавливаясь на других, более сложных способах проверки состояния трансформаторов, рассмотрим несколько примеров комплексной его оценки на основании результатов испытаний, описанных в настоящей книге. Рассмотрим также несколько примеров аварий и отказов трансформаторов, вызванных некачественным проведением осмотров или испытаний, непринятием мер по результатам испытаний или тем, что проверка и испытания не были выполнены.
Автотрансформатор АТДЦТН-250000/500/110 проработал 7 лет. В табл. 15 приведены характеристики изоляции его обмоток при заводских испытаниях и через 7 лет эксплуатации. Результаты промежуточных испытаний не приводятся, так как изменение характеристик во времени было плавным. Характеристики масла приведены в табл. 16. За первые 6 лет характеристики масла изменялись сравнительно
но, затем масло подвергнуто обработке силикагелем. Хроматографический анализ растворенных в масле газов через 7 лет эксплуатации показал концентрацию углекислого газа 0, 16% и очень слабую концентрацию других газов. Характеристики изоляции выводов через 7 леи эксплуатации приведены в табл. 17.
Как видно из результатов, ни один из показателей не достиг предельно допустимого значения. Тем не менее, следует обратить внимание на следующие обстоятельства: пробивное напряжение масла снизилось за последний год с 80 до 59, 2 кВ и приблизилось к предельному (55кВ); tg d масла вновь начал расти; влагосодержание масла близко к предельному (20 г/т).
Определим расчетное значение влагосодержания твердой изоляции, хотя пересчет здесь придется вести на 40 °C (требуется tg d изоляции обмоток к 60 °C, так как tg dм масла определялся только при температуре 70 °С). В результате подсчета получим следующие значения tg d60 изоляции разных схем измерения: 2, 03; 2, 22 и 3, 42%. По монограмме на рис. 13, г определяем соответствующие влагосодержания твердой изоляции: 2, 8; 3, 25 и более 4 %. Это много для трансформатора класса напряжения 500 кВ.
Вывод: трансформатор может быть оставлен в работе до вывода в ремонт, но требует повышенного внимания в эксплуатации. При первом же ремонте необходимо взять образцы твердой изоляции для определения влагосодержания. В зависимости от результатов измерений следует заменить масло или (если влагосодержание образцов действительно окажется около 3%) вывести трансформатор в капитальный ремонт с сушкой изоляции.

В следующих примерах мы не будем приводить столько подробных данных , а обратим внимание лишь на те показатели, которые являются определяющими для решения вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Трансформатор ТДЦ-250000/110 блочный, проработал 20 лет. При хроматографическом анализе обнаружена концентрация 0,93% углекислого газа, что свидетельствует о повышенном старении изоляции, и 0,013% этилена, что свидетельствует о наличии местного перегрева. Расчетное значение влагосодержания твердой изоляции после последнего капитального ремонта было 4%, что предположительно свидетельствует о недостаточной сушке. Такой трансформатор трудно высушить до требуемой степени без опасности дальнейшего ускоренного старения изоляции.

Вывод: готовить замену трансформатора, до замены можно оставить в работе, контролируя содержание растворенных в масле углекислого газа и этилена, периодически измеряя характеристики изоляции и масла.

Трансформатор ТДЦГ-250000/330 проработал 14 лет. Расчетное значение влагосодержания твердой изоляции превысило 3%; tg d изоляции вводов возрос до значения, близкого к предельному; содержание водорастворимых кислот в масле вводов 330 кВ выше нормы.

Вывод: произвести ремонт трансформатора, предусмотрев замену масла и силикагеля во вводах и сушку изоляции трансформатора (для уточнения влагосодержания твердой изоляции перед сушкой и после нее взять образцы).

Трансформатор ТДТГ-15000/110 проработал 30 лет. При последнем капитальном ремонте (через 27 лет работы) масло имело пониженные характеристики, расчетное влагосодержание твердой изоляции больше 4%. После капитального ремонта испытание не проводилось. Изоляция была сильно состарена (темная, ломкая).
Вывод: Следует готовить замену трансформатору, до замены можно оставить в работе, осуществляя контроль состояния измерением tg d изоляции и масла не реже одного раза в год. Капитальный ремонт с сушкой изоляции не рекомендуется. Для трансформатора опасно воздействие токов внешних КЗ, однако в месте его установки эти токи невелики.
В капитально отремонтированном трансформаторе ТДЦГ-250000/330 вскоре после включения сработала газовая защита на сигнал. Отбор газа из газового реле производился небрежно, в результате чего замкнулся отключающий контакт реле и трансформатор отключился. При осмотре было обнаружено, что после ремонта отсечной клапан между расширителем и баком трансформатора остался в закрытом положении, а сигнализация закрытого положения клапана на щите управления отсутствовала. Причиной срабатывания защиты на сигнал явилось закрытое положение отсечного клапана, причиной отключения трансформатора - неправильный отбор пробы газа из реле.

Трансформатор ТДТНГ-40000/35/6 проработал 18 лет, был выведен в ремонт по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов. При осмотре был обнаружен подгар изоляции отводов фазы B обмотки НН и местный перегрев стали магнитопровода после устранения дефектов введен в работу и выделение этилена прекратилось.
Таким образом, своевременное и правильное проведение проверки состояния трансформаторов позволяет выявить и устранить многие отклонения от нормального состояния, предупредить возникновение аварии и продлить срок службы трансформаторов.

Голоднов Ю.М.

Список литературы:

1. Инструкции по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО ОРГРЭС, 1976.
2. Нормы испытания электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978.
3. Методические указания по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов. М.: СПО "Союзтехэнерго", 1979.
4. Голоднов Ю.М. Схемы включения электроизмерительных приборов. М.: Энергия, 1979.
5. Филиппишин В.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансформаторов. М.: Энергоиздат, 1981.
6. Цирель Я.А., Поляков B.C. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях. - Л.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Повышение эффективности традиционных методов контроля изоляции трансформаторов/ Б.В. Ванин, Ф.Я. Левин, В.В. Соколов, Н.П. Фуфурин // Электрические станции. 1983. № 8. С. 52-56.
8. Конов Ю.С., Короленко В.В., Федорова В.П. Обнаружение повреждений трансформаторов при коротких замыканиях // Электрические станции. 1980. № 7. С. 46-48.
9. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электрическая часть) / Минэнерго СССР. М.: Энергоатомиздат, 1985.
10. Эксплуатация оборудования подстанций 500 кВ. М.: Энергия, 1974.



 
« Конденсаторные установки промышленных предприятий   Механизмы и приспособления для воздушных линий 35 кВ и выше »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.