Архивы 2001 - Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов

Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование силовых трансформаторов

Хренников А. Ю., канд. техн. наук, Еганов А. Ф., Курылев В. Б., Смолин А. Ю., Щербаков В. В., Языков С. А.

О тепловидении и его применении для контроля состояния электрооборудования известно несколько десятков лет. Импульсное дефектографирование (ИД) или метод низковольтных импульсов (НВИ) силовых трансформаторов известен с 1966 г. За это время тепловизионный контроль и импульсное дефектографирование стали обычными и повседневными инструментами в руках специалистов, занимающихся диагностикой и ремонтом оборудования электростанций, распределительных сетей и подстанций [1 - 6]. В энергосистеме Самараэнерго тепловизионный контроль проводится с 1994 г. с использованием тепловизора типа “INFRAMETRIKS-740”, импульсное дефектографирование - с 1989 г. установкой “Импульс” изготовления ВЭИ им. В. И. Ленина на базе электротехнической лаборатории (ЭТЛ) производственноремонтного предприятия (ПРП).
На первоначальном этапе наибольшее внимание было обращено на тепловизионный контроль состояния различных контактных соединений распределительных устройств, а по мере накопления опыта и появления соответствующей методической литературы пристальное внимание стало уделяться тепловизионному контролю трансформаторов тока и напряжения, вентильных разрядников, качеству паек обмоток статора турбогенераторов при ремонтных работах, высоковольтных вводов и силовых трансформаторов [2 - 5].
В [3] затронуты вопросы применения тепловизионных приемников для выявления дефектных паек соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов (ТГ) в процессе эксплуатации. В данной статье рассмотрены вопросы использования тепловизионного контроля как средства контроля качества пайки соединительных головок стержней статорных обмоток ТГ с применением твердых припоев при их ремонтах. Тепловизионный контроль проводится при открытых лобовых частях обмотки статора с выведенным ротором и предварительным нагревом от источника постоянного тока (например, резервного возбудителя) током порядка 1000 А.
При этом, необходимым условием эффективности обследования головок стержней обмотки статора является наличие превышения температуры обмотки генератора над температурой окружающей среды турбинного цеха.
Отметим следующий важный момент: для возможности сопоставления результатов измерений избыточной температуры ДГ, выполненных на ТГ различных типов и мощностей, необходимо обеспечение одинаковой плотности тока в прогреваемой обмотке. Однако в рассмотренных в статье двух случаях ремонта ТГ этот параметр не контролировался. При дальнейших ремонтах ТГ это предполагается делать.
Кроме тепловизионного контроля, существует и применяется для контроля паек гидрогенераторов (сотни головок) токовихревой метод, но в данной статье он не рассматривается.
Согласно п. 3.6 “Объемов и норм испытаний электрооборудования” [1] максимальное отличие сопротивления постоянному току между ветвями обмотки статора ТГ не должно превышать 5%, а отклонение от паспортного значения должно составлять не более 2%. Турбогенератор ТГ-6 Тольяттинской ТЭЦ типа ТВФ-60-2 (выпуск 1967 г., капремонт с полной перемоткой обмоток 1991 г.) находился в длительном резерве. Результаты измерения сопротивления постоянному току обмоток статора показали, что максимальное отличие ДЛтах между ветвями составило 6,8% (между ветвями А1 и А2 фазы А ). Таким образом, ДЛтах между ветвями А1 и А2 фазы А превышало допустимый [1] уровень в 5%.
Тепловизионное обследование лобовых частей обмотки статора 17/III 2000 г. показало повышенный нагрев мест паек в семи точках с избыточной температурой ДГ в диапазоне от 4,1 до 6,6°С по сравнению с соседними “холодными” (реперными) точками. Из семи точек две точки приходятся на ветвь А2 фазы А, которая имеет повышенное омическое сопротивление ДЛтах = 6,8% (между ветвями).
На основании этих результатов проведена перепайка стержней ветви А2 фазы А обмотки статора ТГ в указанных точках; ДЛтах между ветвями А1 и А2 фазы А составило 5,07%. После первой перепайки отмечено снижение омического сопротивления ДЛ на фазе А на 1,8%; ДЛтах между ветвями А1 и А2 фазы А по-прежнему превышало допустимый [1] уровень в 5%.

AT, °C (ео стороны возбудителя)
Рис. 1. Зависимость максимального отличия по сопротивлению постоянному току обмоток статора ARmax от избыточной температуры DT (по сравнению с соседними “холодными” точками)

Повторное тепловизионное обследование 30/III 2000 г. показало повышенный нагрев двух головок в ветви А2, имеющей максимальное отклонение ARmax. Избыточная температура AT в районе этих двух точек составила от 5 до 7,6°С, т.е. было обнаружено, что тепловое состояние головки ветви А2, а соответственно и качество ее пайки ухудшилось. Поэтому 3/IV 2000 г. проведена перепайка двух соединительных головок в ветви А2 фазы А. Обнаружен дефект пайки головки ветви А2. Далее ARmax между ветвями А1 и А2 уменьшилось и составило 4,4%, что соответствует допустимым нормам по [1].
Турбогенератор ТГ-4 типа ТВФ-120-2 (выпуск 1970 г.) ТЭЦ ВАЗ был отключен от сети действием поперечной дифзащиты генератора. Причиной срабатывания защиты явилось нарушение пайки соединительной головки ветви С2 фазы С обмотки статора (обрыв ветви). Предыдущее измерение сопротивления постоянному току обмоток статора показало, что максимальное отличие ARmax между ветвями составляет 3,49%. Максимальное отклонение от заводских данных составляло 2,2% на ветви С2. После перепайки обмотки статора 3 /III 2000 г. было проведено тепловизионное обследование состояния качества паек головок стержней обмотки статора. Результаты измерений указали на повышенный нагрев мест паек на ветви С2 в точках с AT в диапазоне от 3,6 до 3,9°С. После перепайки максимальное отличие ARmax между ветвями составило 3,1 %, от заводских данных - 1,8% на ветви С1, что соответствует допустимым нормам по [1].
По результатам тепловизионного обследования ТГ-6 ТоТЭЦ и ТГ-4 ТЭЦ BA3 была построена зависимость максимального отличия по сопротивлению постоянному току обмоток статора ARmax (между ветвями в процентах) от избыточной температуры AT (рис. 1). На данном рисунке выделена также пороговая граница в 5% для отклонения ARmax по [1]. Рассмотрение данной зависимости ARmax от AT позволило сделать вывод о пороговом значении AT = 4 ^ 5°С, при превышении которого возможно наличие дефекта в пайке соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов (ТГ) в процессе эксплуатации. Однако этот график носит приблизительный характер и нуждается в дальнейшем уточнении по мере накопления опыта тепловизионного контроля и статистических данных измерений. Пороговый критерий AT = 4 ^ 5°С не является окончательным и будет уточняться.

Рис. 2. Осциллограммы ИД обмотки ВН трансформатора типа ТДТН-40000/110/35 (С2Т) подстанции Кряжская после КЗ на стороне 35 кВ, иллюстрирующие некоторое отличие фазы А [более высокий уровень амплитуды в дифференциальных осциллограммах (разницах) с участием фазы A: A - B, A - C]

Рис. 3. Осциллограммы ИД обмотки СН трансформатора С2Т подстанции Кряжская после КЗ на стороне 35 кВ, иллюстрирующие отличие фазы Am (повышенный уровень амплитуды в разницах с участием фазы Am: Am - Bm, Am - Cm )

Рис. 4. Осциллограммы ИД обмотки НН трансформатора С2Т подстанции Кряжская после КЗ на стороне 35 кВ, иллюстрирующие отличие фазы с (повышенный уровень амплитуды в разницах с участием фазы с: а - с, b - с)

Считаем необходимым создание банка данных (зависимость ARmax от ДГ при ремонтах ТГ) при ПРП Самараэнерго, что ускорит отработку критериев и нормативов оценки качества паек головок стержней ТГ с использованием тепловизоров. Обращаемся ко всем специалистам РАО “ЕЭС России” в данной области присылать в наш адрес эти данные.
В энергосистеме на сегодняшний день в плановом порядке проведено импульсное дефектографирование (ИД) 62 силовых трансформаторов мощностью от 16 до 240 МВ-А, напряжением 110 - 220 кВ однофазного и трехфазного исполнения [6, 8, 9]. Обнаружено пять трансформаторов с остаточными деформациями обмоток после сквозных токов КЗ. В данной статье рассмотрены на трех конкретных примерах случаи обнаружения остаточных деформаций. Это - трансформатор ТДТН-40000/110/35 (С2Т) подстанции Кряжская после КЗ на стороне 35 кВ с разрушением вводов, автотрансформатор АТДЦТНГ-63000/220/110 (АД-1Т резервный) подстанции Южная Чапаевских электросетей после нескольких КЗ: на стороне НН (4/III 1985 г.) двухфазное КЗ на вольтодобавочной обмотке, КЗ после взрыва и пожара ввода 220 кВ (май 1996 г.), трансформатор типа ТРДН- 32000/110 (2ТР) на ТЭЦ ВАЗ после КЗ на стороне 6 кВ (1991 г.) [6 - 9].

Рис. 5. Осциллограммы ИД вольтодобавочной обмотки автотрансформатора типа АТДЦТНГ-63000/220/110 (АД-1Т резервного) после нескольких КЗ, иллюстрирующие наличие амплитудно-частотных изменений во всех трех фазах вольтодобавочной обмотки

Импульсное дефектографирование трансформатора С2Т 40 МВ-А, 110/35 кВ подстанции Кряжская проводилось после КЗ на стороне 35 кВ (СН), причиной которого послужило попадание белки на токоведущие шины, приведшее к возникновению короткого замыкания, повреждению и ремонту с заменой вводов трансформатора. В момент развития, как представляется, динамическое воздействие КЗ затронуло не только выводы обмотки СН Am - Bm - Cm - Om, но и выводы обмотки НН с-x, что подтверждается осциллограммами измерений ИД (рис. 2 - 4).
Анализ осциллограмм ИД обмоток ВН и СН показал примерное совпадение кривых импульсного тока различных фаз при некотором отличии фазы А и Am (более высокий уровень амплитуды в дифференциальных осциллограммах (разницах) с участием фазы A: A - B, A - C и Am - Bm, Am - Cm ) (рис. 2, 3). Анализ осциллограмм ИД обмотки НН показал примерное совпадение кривых импульсного тока различных фаз при некотором отличии фазы с (более высокий уровень амплитуды в разницах с участием фазы с: а - с, b - с) (рис. 4). На основании данных измерений и анализа осциллограмм ИД был сделан вывод о наличии остаточных деформаций в обмотках трансформатора С2Т.
Импульсное дефектографирование автотрансформатора типа АТДЦТНГ-63000/220/110 (резервный АД-1Т) подстанции Южная Чапаевских электросетей проводилось в 1990 г. (первичное) после КЗ на стороне НН (4/III 1985 г.) и двухфазного КЗ на вольтодобавочной обмотке (ВДО) (из всех случаев предыдущих КЗ только эти два случая документально зафиксированы), ИД в 1991 г. и в 1999 г. после КЗ, возникшего в результате разрушения и пожара ввода 220 кВ, произошедших в мае 1996 г.
Анализ осциллограмм вольтодобавочной обмотки резервного автотрансформатора АД-1Т показал наличие амплитудно-частотных изменений во всех трех фазах ВДО (рис. 5). Был сделан вывод о наличии остаточных деформаций в вольтодобавочной обмотке автотрансформатора [7 - 9].
Одновременное использование метода НВИ, измерения индуктивного сопротивления КЗ позволили обнаружить радиальные деформации обмотки НН, возникшие из-за КЗ на стороне 6 кВ у трансформатора типа ТРДН-32000/110 (2ТР) на ТЭЦ ВАЗ. Диагноз повреждения трансформатора подтвержден разборкой, он выведен из работы, исключен ущерб от перерыва в электроснабжении схемы ВАЗ [6].
Следует отметить, что трансформаторы с обнаруженными остаточными деформациями в их обмотках могут нормально эксплуатироваться еще в течение многих лет, хотя в месте деформированных витков идут процессы развития частичных разрядов (ЧР) в изоляции и, как следствие, наблюдается ухудшение результатов хроматографического анализа растворенных горючих газов в трансформаторном масле. Тем не менее, в случае следующего серьезного КЗ с наличием апериодической составляющей в токе замыкания наиболее вероятен аварийный выход из строя трансформатора с тяжелыми последствиями: витковое замыкание в обмотке, сопровождаемое выбросом масла и пожаром.

Выводы

1. В ОАО Самараэнерго тепловизионный контроль стал важным инструментом для обследования состояния различного электротехнического оборудования энергосистемы: трансформаторов тока и напряжения, вентильных разрядников, турбогенераторов, высоковольтных вводов, силовых трансформаторов и др.
2. Проблема обеспечения используемыми технологиями качества пайки соединительных головок статорных обмоток ТГ при проведении ремонтных работ на сегодняшний день достаточно актуальна. Необходима проверка качества пайки с помощью последовательного тепловизионного контроля и измерения сопротивления постоянному току обмоток статора ТГ.
3. Построена зависимость максимального отличия по сопротивлению постоянному току обмоток статора ARmax (между ветвями) от избыточной температуры ДГ, которая позволила сделать вывод о пороговом значении ДГ = 4 ^ 5°С, при превышении которого возможны дефекты пайки соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов (ТГ) в процессе эксплуатации. Однако эта зависимость носит приблизительный характер и нуждается в дальнейшем уточнении по мере накопления опыта тепловизионного контроля и статистических данных измерений. Пороговый критерий ДГ = 4 ^ 5°С не является окончательным и будет уточняться.
4. Импульсное дефектографирование - это наиболее чувствительный метод диагностики остаточных деформаций обмоток силовых трансформаторов. В Самараэнерго данным методом выявлено пять трансформаторов с остаточными деформациями обмоток после КЗ, в том числе трансформатор типа ТДТН-40000/110/35 (С2Т) подстанции Кряжская после КЗ на стороне 35 кВ с разрушением вводов, автотрансформатор АТДЦТНГ-63000/220/110 (резервный АД-1Т) подстанции Южная Чапаевских электросетей после нескольких КЗ и трансформатор типа ТРДН-32000/110 (2ТР) на ТЭЦ ВАЗ. Диагноз повреждения трансформатора 2ТР подтвержден разборкой, он выведен из работы, исключен ущерб от перерыва в электроснабжении схемы ВАЗ.
5. По результатам НВИ для дефектных трансформаторов С2Т подстанции Кряжская, резервного АД-1Т подстанции Южная и 2ТР ТЭЦ ВАЗ рекомендовано:
   вести более тщательный контроль за параметрами обмоток силовых трансформаторов в процессе эксплуатации, используя хроматографический анализ и другие изоляционные характеристики;
   при очередном капремонте трансформатора провести осмотр активной части дефектных фаз и проверить состояние каналов между внешней и внутренней обмотками на предмет обнаружения деформаций верхних витков, доступных для визуального осмотра.
6. Назрел вопрос об обязательном проведении во всех АО-энерго РАО “ЕЭС России”:
   тепловизионного контроля наряду с измерением сопротивления постоянному току при пайке обмоток статора турбогенераторов и мощных электрических машин;
   импульсного дефектографирования всех силовых трансформаторов, которые подвергались воздействию КЗ, вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов после капитального ремонта.
7. Считаем необходимым создание банка данных (зависимость ARmax от ДГ при ремонтах ТГ) при ПРП Самараэнерго, что ускорит отработку критериев и нормативов оценки качества паек головок стержней ТГ с использованием тепловизоров.

Список литературы

1. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: ЭНАС, 1998.
2. Поляков В. С. Применение тепловизионных приемников для выявления дефектов высоковольтного оборудования. Л.,1990.
3. Григорьев А. В., Осотов В. Н. О совершенствовании и расширении методов контроля теплового состояния турбогенераторов. - Электрические станции, 1999, № 11.
4. Малое А. В., Снетков А. Ю. Тепловизионное обследование силовых трансформаторов. - Энергетик, 2000, № 2.
5. Петрищев Л. С., Осотов В. Н., Константинов А. Г. Диагностика силового электротехнического оборудования в Свердловэнерго. - Электрические станции, 1992, № 5.
6. Хренников А. Ю., Шлегель О. А., Запорожец М. И. Диагностика повреждений силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации на ТЭЦ Волжского автозавода в г. Тольятти. - Электрические станции, 1994, № 2.
7. Malewski R., Khrennikov A. Yu., Shlegel O. A., Dolgopolov A. G. Monitoring of Winding Displacements in HV Transformers in Service. CIGRE Working Group 33.03. Italy, Padua, 4-9 Sept.
8. Хренников А. Ю., Шлегель О. А. Диагностика повреждений и методика обработки результатов измерений силовых трансформаторов при динамических испытаниях и в эксплуатации. - Электротехника, 1997, № 2.
9. Khrennikov A. Yu. Short-circuit performance of power transformers. LVI Test experience at Samaraenergo Co and at Power Testing Station in Togliatti, including fault diagnostics. CIGRE Study Comitee 12. Hungary, Budapest, 1999, 14 - 17 June.