Силові трансформатори
Об'єктивно оцінити стан і визначити дефекти у всіх системах трансформатора, зокрема в активній частині (обмотках і магнітопроводі), введеннях, системі охолоджування, системі регулювання напруги і ін.
Дефекти трансформаторів можуть бути викликані природними чинниками: робочими струмами і струмами До, робочою напругою і перенапруженнями, діями навколишнього середовища, хімічними реакціями, або спровоковані розвитком інших дефектів, а також людським чинником: помилками при конструюванні, монтажі і ремонтах трансформаторів. Протягом 15 років НПО «Техносервіс-електро» обстежувало близько 500 трансформаторів напругою 110–500 кв, потужністю від 6,3 до 1000 МВА. Обстежувалися трансформатори на всіх типах електростанцій: гідростанціях, теплових, атомних, – і на підстанціях у всіх кліматичних регіонах Росії. Тривалість роботи трансформаторів складала від 15 до 54 років. Майже 90% трансформаторів знаходилися в екс-плуатациі 25 років і більш.
Трансформатори були виготовленийи в СРСР (на території Росії і України). Обстежувалися також 4 трансформатори, виготовлених в Швеції фірмами ASEA і Stromberg.
Оцінка стану трансформаторів і небезпеки розвитку дефектів проводилася на основі російських і міжнародних норм [1–4], наукових досліджень російських і зарубіжних авторів [5–7].
Програма обстеження
Комплексне обстеження трансформатора включає:
Перша група включає традиційні вимірювання на відключеному трансформаторі: вимірювання tgd і R ізоляції обмоток і введень, опору обмоток постійному струму, втрат холостого ходу і опору (напруга) КЗ.
Всі ці вимірювання, як правило, регулярно виконуються екс-плуатационним персоналом. Друга група вимірювань проводиться на трансформаторах при робочій напрузі в режимі найбільших навантажень і (або) холостого ходу.
Тут можна виділити наступні роботи: • вимірювання часткових (ЧР) і інших електричних розрядів, виконувані, як правило, за допомогою індуктивних датчиків (мал. 1);
Окрім цього, проводиться газовий хроматографічеській аналіз 11 характерних газів, методом рідинної хроматографії визначається деструкція твердої ізоляції обмоток трансформатора, методом інфрачервоної спектроскопії – різні шлами і осідання, розчинені в маслі трансформатора. За допомогою автоматичних лічильників частинок і лабораторії мембранної фільтрації можливий аналіз фракційного складу механічних домішок в маслі. Вимірювання діелектричних втрат масла високовольтних введень і зміна їх від температури дають інформацію про наявність полярних продуктів в маслі.
Четверта група – це вимірювання систем безперервного контролю (моніторингу) ізоляції введень [5] і щоденні вимірювання основних показників роботи трансформатора. П'ята група аналізів проводиться для трансформаторів, у яких за наслідками перших чотирьох груп вимірювань планується проведення капітального ремонту. До цієї групи відноситься визначення ступеня полімеризації паперової ізоляції, прямі вимірювання її влагосодержанія і міцності.
Мал. 1. Структурна схема вимірювання ЧР і інших електричних розрядів (а) і приклад результатів вимірювання ЧР (б).
1, 2, 3 – датчики введення, нейтралі, шинки заземлення;
4 – шина ВН;
5 – шина заземлення нейтралі;
6 – обмотка НН;
7 – обмотка ВН;
8 – об'єкт контролю (трансформатор);
9 – вимірювальний пристрій;
С1 – місткість основної ізоляції;
C3 (C2) – місткість останніх шарів ізоляції (конденсатора ПІН);
А – лінійне виведення обмотки ВН;
Х – виведення нейтралі;
а і х – висновки обмотки НН.
Мал. 2. Відносний рівень пресування обмоток (а) і магнітопровода (б) трансформатора ТДЦ 200000/220