Идентификация дефектов в трансформаторах 35-500кВ на основе АРГ

И. В. Давиденко, ГОУ ВПО «Уральский федеральный университет» В. И. Комаров, Свердловский филиал ОАО «ТГК-9»

Раннее выявление и идентификация дефектов, развивающихся в ситовом трансформаторе, на основе результатов анализа растворенных в масле газов (АРГ) используется давно и довольно широко. Сегодня есть возможность подкорректировать и дополнить критерии диагностики на основе АРГ, изложенные в РД 153-34.0-46.302-00. Например, полезно их дополнение критериями для трансформаторов 35 кВ, составляющих в нашей стране довольно большой парк оборудования. Целесообразна и модификация критериев с целью учета конструктивных особенностей трансформаторов и срока их эксплуатации.
Цель данного исследования - получить набор критериев диагностики, учитывающий конструктивные особенности и срок эксплуатации трансформаторов 35-500 кВ на основе АРГ как для этапа обнаружения, так и для этапа определения вида дефекта.

Критерии допустимых и предельно допустимых концентраций газов и их трендов

Критерий первого этапа - выявление развивающихся дефектов - базируется на обнаружении выхода значения контролируемого параметра и его тренда за регламентируемый диапазон (согласно отечественному РД 153-34.0-46.302-00 допустимые значения концентраций газов называются граничными, а согласно международному стандарту МЭК 60599 [1] - типичными). В отечественных РД регламентируется только один уровень значений концентраций газов. На наш взгляд, разумно установление двух регламентируемых уровней значений концентраций - допустимого (ДЗ) и предельно допустимого (ПДЗ). Подход, при котором для отбраковки оборудования используется только одно значение, страдает формальностью и имеет повышенный риск ошибок 1-го и 2-го рода (перестраховка и недосмотр). Введение зоны риска, когда измеренное значение находится между ДЗ и ПДЗ, позволит разделить развивающиеся дефекты в опасной и неопасной стадии и рекомендовать соответствующие действия персоналу. Например, при нахождении значений диагностируемого трансформатора в зоне риска наблюдать его с учащенной периодичностью, а при превышении ПДЗ принимать решение о выводе его из работы пли дополнительном обследовании. Для получения ДЗ и ПДЗ концентраций газов применялась авторская методика [2], в которой уровни определения этих значений по интегральной функции распределения рассчитывались с учетом значений потоков повреждаемости для трансформаторов.
Согласно методике [2] нужно было определить, по каким конструктивным и режимным особенностям трансформаторов 35-500 кВ необходимо дифференцировать ДЗ и ПДЗ концентраций газов. Для этого с помощью дисперсионного анализа и критерия Фишера-Снеддекора проверялось влияние на концентрации газов следующих факторов: типа трансформатора; типа защиты масла; марки масла; срока эксплуатации; класса напряжения; характера нагрузки; типа РПН; сезонных колебаний температуры окружающей среды, климатических условий.
В результате проведенного исследования факторов, влияющих на концентрации растворенных в масле газов, и силы их воздействия сделаны выводы о целесообразности дифференцировать ДЗ и ПДЗ:

1. по виду защиты масла (на герметичные и негерметичные);
2. маркам масла;
3. сроку эксплуатации (до 3, 3-15, 15-27, 27-37, свыше 37 лет);
4. классу напряжения (35, 110, 220-500);
5. типу РПН (PC и остальные).

Марки масла были поделены на три группы в зависимости от содержания ароматических углеводородов, так как этот показатель связан со способностью газовыделения и скоростью окисления масел, а также с учетом технологии их производства:

1. с минимальным содержанием С А = 1,6-3 % (ГК, ВГ);
2. с максимальным содержанием СА до 30 % (ТКп);
3. со средним содержанием С А = 9-15 % (остальные марки масел).

Дадее была рассмотрена необходимость дифференциации трендов концентраций газов. Дополнительное использование критерия ДЗ и ПДЗ скоростей образования газов позволяет оценить степень опасности развивающегося повреждения, а также отделить случаи превышения ДЗ и ПДЗ концентраций газов, вызванные эксплуатационными и технологическими факторами, от случаев с развивающимися дефектами. Применение двух уровней нормирования трендов образования газов позволит разделить трансформаторы с развивающимися дефектами по скорости их развития, что поможет принять решение о дальнейшей эксплуатации.
Скорость изменения концентрации газов является величиной, рассчитанной по их концентрациям, поэтому логично предположить, что те факторы, которые не влияют на концентрации газов, не влияют и на скорость их изменения. Кроме того, некоторые из факторов, которые влияют только на уровень концентраций газов (абсолютную величину), на скорость не влияют, например случай трансформаторов с РПН типа PC с повышенным содержанием ацетилена. Таким образом, из факторов, влияющих на концентрации, были выделены только те, которые влияют на динамику изменения концентраций. Дня этого с помощью дисперсионного анализа и критерия Фишера-Снеддекора было исследовано влияние на скорости образования газов типа защиты масла, срока эксплуатации, марки масла и класса напряжения.
Исследования показали необходимость разделения ДЗ и ПДЗ скоростей образования газов в масле силовых трансформаторов по сроку эксплуатации; видам защиты масла; марке масла (для марки ТКп по СО и СH₄, для марки ГК по H₂, СH₄, C₂H₄, C₂H₆ для трансформаторов до 10 лет); виду газа на три группы (C₂H₂, C₂H₆ - первая; C₂H₄,СH₄, H₂ - вторая; СО, CO₂ - третья).
Далее весь массив данных концентраций газов и их трендов был разделен на выборки в соответствии с найденными факторами влияния. Для нахождения значений ДЗ и ПДЗ концентраций газов и их трендов для каждой выборки строилась интегральная функция распределения. Уровень определения ДЗ и ПДЗ по интегральной функции, согласно [2], менялся в зависимости от значений соответственно потокам повреждаемости и отказам для рассматриваемого периода эксплуатации трансформаторов.
Всего в исследовании участвовало более 83 000 результатов АРГ трансформаторов 35-500 кВ, из них 3700 анализов трансформаторов 35 кВ.
Исследование стало возможным благодаря информации, накопленной в базе данных экспертно-диагностической системы «Альбатрос» (ЭДИС «Альбатрос») за 19 лет ее эксплуатации в энергокомпаниях России (более 123 предприятий, свыше 210 рабочих мест).
Несколько слов о потребности создания корпоративных, региональных стандартов, которая вызвана необходимостью приведения данных в РД значений в соответствие с местными условиями, уровнем эксплуатации оборудования, его возрастными и преобладающими конструктивными особенностями, режимами работы. На местах может быть как старое оборудование, уже не входящее в РД, так и оборудование новых конструкций, еще не вошедшее в РД. Кроме того, РД не охватывает всего спектра контролируемых параметров и их трендов. Местные стандарты охватывают более широкий спектр контролируемых параметров, пересматриваются чаще и могут оперативно реагировать на новые виды оборудования, средства диагностики, на изменение понимания процессов, происходящих в оборудовании, а также на подъемы или спады экономики страны, региона, отражающиеся на режимах работы оборудования (например, продолжительный период с начала 90-х гг. трансформаторы были недогружены).

Критерии определения вида дефекта

Для получения критерия идентификации дефектов ТС по результатам АРГ мы собрали более 200 случаев фактов вскрытия трансформаторов 35-500 кВ. После изучения собранных материалов был составлен словарь дефектов трансформаторов, содержащий их названия, описание проявлений признаков дефектов и причин их возникновения. Он содержит дефекты электрического и термического характера разной силы проявления, а также их сочетания, которые описываются 14 видами диаграмм (названия диаграмм приведены в таблице).
Для нахождения критериев идентификации дефектов все случаи вскрытия ТС были проанализированы и отнесены к дефектам, перечисленным выше, согласно разработанному словарю. Датее с помощью программного обеспечения, реализующего специальную методику, были получены описания дефектов в виде координат графических образов по данным АРГ случаев с соответствующими дефектами, выделенных из собранных фактов. При этом анализировались образы дефектов, полученные по выборкам определенного дефекта как с учетом стадий его развития, так и с учетом сочетаний дефектов разного характера. В результате было получено 14 образов дефектов. Использование полученных графических образов дефектов и алгоритм идентификации дефекта приведены ниже.
Предлагается отображать состояние объекта на основе результатов АРГ в виде 8-лепестковой диаграммы, где по семи лучам откладываются значения концентраций газов, а по восьмому лучу - их сумма (рис. 1), которая находится по формуле
где К, - значения концентраций углеводородных газов и водорода; Ксо, КСОг - значения концентрации оксида и диоксида углерода; т - коэффициент масштабирования.
Концентрации оксида и диоксида углерода отображаются с меньшим масштабом, чем по остальным газам, в том числе и в составе суммы газов. Концентрации откладываются от окружности, показывающей границу обнаружения газов средствами измерения. Полученные точки соседних радиальных лучей соединяются отрезками прямых. В результате получаем образ состояния диагностируемого объекта.
На первом этапе диагностики для выявления развивающегося дефекта на лепестковой диаграмме строится образ состояния диагностируемого объекта и соответствующий ему ДЗ (ПДЗ) образ в абсолютных значениях АРГ. Необходимые значения ДЗ (ПДЗ) выбираются в зависимости от конструктивных особенностей и срока эксплуатации оборудования, как было определено в первом разделе статьи. На рис. 1 синей лепестковой диаграммой отображены результаты АРГ 29.03.2004 трансформатора 35 кВ (тип ТМ, год ввода в эксплуатацию 1992, марка масла ТСп).

Рис. 1. Лепестковая диаграмма результатов АРГ
Измеренные значения концентраций газов: H₂ = 0,00265 %об, СH₄ = = 0,000911 %об, CO₂= 0,825 %об, СО = 0,0205 %"об, C₂H₂= 0,00005 % об, C₂H₄= 0,0099 % об, C₂H₆= 0,00154 % об. Допустимые значения концентраций газов можно рассматривать, как образ бездефектного состояния оборудования. Если образ, описывающий диагностируемый объект выходит за пределы области, ограниченной образом ДЗ хотя бы по одному из газов, то предполагается наличие развивающегося дефекта. Рисунок наглядно демонстрирует, что образ диагностируемого объекта выходит за границы бездефектной зоны по лучам C₂H₄ и CO₂. Далее, мы убеждаемся в наличии развивающегося дефекта, анализируя динамику АРГ (сравнивая относительные скорости нарастания концентраций газов с их ДЗ). Применять критерии ДЗ и ПДЗ скорости нарастания газов мы рекомендуем, если предыдущая концентрация газа была больше чувствительности хроматографа не менее чем в 2 раза. Убедившись в наличии в рассматриваемом трансформаторе развивающегося дефекта, перейдем к идентификации его характера.
Синтезированные образы дефектов хранятся в базе знаний системы в виде относительных значений содержания газов, нормированных по взвешенной сумме концентраций семи газов. Для отображения на диаграмме образов дефектов они масштабируются таким образом, чтобы по лучу, на котором отображается сумма газов, совместились точки дефектов и распознаваемого состояния, как показано на рис. 2. Далее производится распознавание дефекта путем вычисления меры близости по среднеквадратичному критерию, взвешенному в соответствии с образами дефектов по формуле

где η - номер дефекта; К, - координата, описывающая диагностируемый объект, соответствующая ζ-му газу; К„, - координата образа п-го дефекта, соответствующая /-му газу; hni - весовой коэффициент, учитывающий информативность /-го газа для п-то дефекта.
Восьмая координата образа (сумма газов) в формуле не участвует, так как при масштабировании образов Kni = Kni и, следовательно, их разность равна нулю.
Минимальное значение F„ укажет нам на дефект в диагностируемом объекте.
Если образы сравниваются визуально, то на этом можно было бы остановиться. Если распознавание проводит ПО, то его эффективность можно повысить.
При использовании хорошо известной формулы (2) в ЭДИС добавлен механизм трансформации образа дефекта К„, в соответствии с конструктивными особенностями диагностируемого трансформатора, которые выявлены при дисперсионном анализе и указаны в первом разделе статьи.
Кроме того, вводится величина, названная «мера родства» dF, позволяющая учитывать неустойчивость, неоднозначность распознавания дефекта из-за наличия более одного дефекта; наличия некоторого «фона», связанного с эксплуатационными причинами; нахождения объекта в стадии изменения характера дефекта пли в стадии усугубления дефекта одного и того же характера.
Если от ситуаций, связанных с «фоном» по эксплуатационным причинами пли оставшегося от предыдущего дефекта при изменении характера повреждения, можно уйти, применив распознавание дефекта по приросту газов, то в других случаях предлагается использовать следующие операции.
Мера родства определяется как минимальная величина мер близости рассматриваемого дефекта к группе дефектов одного характера. Достаточно проверить 2-3 дефекта с наименьшими мерами близости к образу диагностируемого трансформатора. Если меры близости рассматриваемых дефектов  отличаются друг от друга на величину не более чем мера родства dF, то они считаются «одинаково похожими».
Процедура идентификации дефекта дополнена применением коэффициентов опасности и вероятности возникновения дефекта. Если при распознавании возникла ситуация «одинаково похожих» образов дефектов, то для минимизации ущерба от ошибочного распознавания дефекта выбираем дефект с максимальным коэффициентом опасности. Значение коэффициентов опасности определялись на основании учета мнений экспертов о влиянии каждого дефекта на степень разрушений, последующих за его развитием, стоимость ремонта или замену, а также предполагаемой скорости его развития. Если после учета коэффициентов опасности неоднозначность в распознавании дефекта осталась, то из дефектов, которые считаем «одинаково похожими и одинаково опасными», выбираем дефект с максимальным коэффициентом вероятности его возникновения. Значения коэффициентов вероятности возникновения дефектов рассчитывались на основании статистики повреждаемости трансформаторов.

Рис. 2. Пример идентификации дефекта трансформатора 35 кВ теплового характера
На рис. 2 приведен результат распознавания технического состояния диагностируемого трансформатора. Синей диаграммой показан образ состояния трансформатора на 29.03.2004, а красным цветом - наиболее близкий к нему образ дефекта: «высокотемпературный нагрев (основной газ C₂H₄)». При выводе трансформатора в ремонт было обнаружено, что «верхняя стяжная шпилька магнитопровода замыкала на верхнее ярмо. Через отверстие в выхлопной трубе поступала влага. В расширителе трансформатора обнаружены вода и ржавчина». Как мы видим, в рассматриваемом примере был точно определен характер повреждения с помощью предложенной графической модели и синтезированных образов дефектов.
Новая модель, отличается от известных международных графических моделей интерпретации АРГ (треугольника Дюваля, прямоугольники Доренбурга, параллелепипеды Кудерка, диаграмма ECRA Японии) тем, что использует наибольшее количество газов, как следствие, имеет большее количество распознаваемых дефектов, показывает зону бездефектной работы оборудования. В целом все графические модели интерпретации АРГ обладают наглядностью. Использование диаграммы ECRA Японии [3] и предложенной лепестковой диаграммы совместно с процедурами распознавания обладает еще и таким преимуществом перед распознаванием с помощью пар газов, как отсутствие нераспознаваемых состояний. Диаграммы, предложенные японскими учеными ECRA, хорошо известны отечественным специалистам, так как они включены без каких-либо изменений в последнюю редакцию РД 153-34.0-46.302-00, правда почему-то без ссылок на авторов... Ссылки сделать следовало бы не только из этических соображений и соображений соблюдения авторских прав, но и для того, чтобы специалисты, использующие эти диаграммы, знали, что они описывают дефекты в трансформаторах импортных конструкций и с импортными марками масла. Проведя диагностику более 200 случаев силовых трансформаторов 35-500 кВ, имеющих достоверные результаты вскрытия и АРГ с помощью диаграмм РД 153-34.0-46.302-00, мы обнаружили, что 3 из 12 диаграмм РД не использовались ни разу, 5 требуют незначительной корректировки, 4 - значительной (см. таблицу).
Результаты диагностики силовых трансформаторов с помощью РД 153-34.0-46.302-00

Для 28,7 % случаев повреждений отечественного парка трансформаторов нет подходящих диаграмм дефектов в РД 153-34.0-46.302-00. Для идентификации характера дефекта в этих случаях было разработано пять дополнительных диаграмм (см. таблицу).
Возможно, при увеличении количества рассмотренных случаев несколько изменятся проценты долей отдельных дефектов в таблице, появятся случаи дефектов для строк 9, 15, 16. Заводы-производители и единицы сервисных предприятий, оказывающих услуги по диагностике силовых трансформаторов, могут иметь данные о характере дефекта и результаты АРГ поврежденных трансформаторов, сравнимые и превышающие количество, рассмотренное в статье, поэтому мы будем признательны, если кто-то поделится своим мнением или результатами аналогичного анализа.
Мы надеемся, что проделанная научно-исследовательская работа по синтезу графических образов дефектов для отечественных трансформаторов будет востребована энергетиками.

Выводы

Полученные ДЗ и ПДЗ концентраций газов и их трендов для трансформаторов 35-500 кВ, дифференцированные по их конструктивным особенностям и сроку эксплуатации, позволят сократить случаи как необоснованного учащения контроля оборудования и его вывода из работы, так и оставления в эксплуатации без внимания неисправного оборудования.
Использование двух уровней нормируемых значений концентраций газов и скоростей их образования позволит своевременно и более точно определить эксплуатационные мероприятия, адекватные техническому состоянию.
В современных условиях динамичного развития методов и средств диагностики, применения в производстве оборудования для энергетики новых материалов и технологий уточнять ДЗ и ПДЗ контролируемых параметров и их трендов необходимо чаще. Например, по нашему мнению, ДЗ для АРГ целесообразно уточнять каждые 5 лет. Часть этого процесса можно автоматизировать. Например, расчеты для этой статьи сделаны специализированным модулем ЭДИС «Альбатрос».
Предложенный способ идентификации дефектов ТС с помощью новой графической модели обладает более широкими возможностями по точности и диапазону распознаваемых дефектов, исключает нераспознаваемые состояния объекта. Этот метод включен в состав методов распознавания ЭДИС «Альбатрос», где он используется для оценки технического состояния силовых трансформаторов, измерительных трансформаторов и вводов. Необходимо отметить, что для каждого вида оборудования (высоковольтных вводов, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, силовых трансформаторов) используются свой словарь дефектов и соответствующие им образы.

1. МЭК 60599 «Международный стандарт: Электротехническое оборудование с изоляцией, пропитанной минеральным маслом. Руководство по интерпретации анализа растворенных и свободных газов», 1999.
2. Давнденко II В. Методика получения допустимых и предельно допустимых значений контролируемых параметров маслонаполненного оборудования на основе массива наблюдаемых данных на примере анализа растворенных в масле газов // Электричество. 2009. № 6. С. 10-21.
3. Committee on Special, «Conservation and Control of Oil-insulated Components by Diagnosis of Gas in Oil», Electrical Cooperative Research Association, Publication № 36, № 1, 1980 (in Japanese).