ДИАГНОСТИРОВАНИЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Комплексное диагностирование подстанционного высоковольтного электрооборудования Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования в энергетике Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное образовательное учреждение среднего профессионального образования «Чебоксарский электромеханический колледж»

Схема расположения высоковольтного электрооборудования (для одной фазы) на подстанции 110, 220 кВ 1, 2 - высоковольтные вводы на 110, 220 кВ; 3 – опорный изолятор - ВЛ 110, 220 кВ 1 2 Вентильный разрядник (ОПН) 110, 220 кВ Трансфор- маторное масло Высоко- вольтный выключатель 3 Ошиновка

1. Объект технического диагностирования - изделие и (или) его составные части, подлежащие (подвергаемые) диагностированию (контролю) 2. Техническое состояние объекта Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект 3. Техническая диагностика - область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов 4. Техническое диагностирование - определение технического состояния объекта. Примечания:1. Задачами технического диагностирования являются: контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (или исправности); прогнозирование технического состояния. 2.Термин «Техническое диагностирование» применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задач»является поиск места и определение причин отказа (неисправности). Термин «Контроль технического состояния применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния. Диагностирование ГОСТ Техническая диагностика Термины и определения

Количество установленных трансформаторов в системе энергетики Чувашской Республики по годам

Основные элементы силового трансформатора 1 – термосигнализатор; 2 – крюк для подъема трансформатора; 3 – регулятор напряжения; 4 – маслоуказатель; 5 – расширитель; 6 – реле уровня масла; 7 – патрубок для соединения предохранительной трубы с расширителем; 8 – предохранительная труба; 9 – цилиндр для защиты ввода во время транспортировки; 10 – ввод НН; 11 – ввод ВН; 12 – ввод нейтрали; 13 – щиток изделия; 14 – фильтр термосифонный; 15 – каток; 16 – каретка; 17 – радиатор; 18 – пробка для отбора пробы масла; 19 – планка; 20 – бак трансформатора; 21 – задвижка для слива масла; 22 – газовое реле; 23 – воздухоосушитель; 24 – кран для доливки масла

Общий вид силового трансформатора Система охлаждения Сердечник Вводы низкого напряжения Вывод нейтрали Обмотка низкого напряжения Обмотка высокого напряжения Бак Масло

Основные элементы силового трансформатора с РПН выносным контактором (РНТ-13) 1-9–ответвления регулировочной обмотки ВН; 10 – магнитопровод; 11 – газовое реле; 12 – выхлопная труба; 13 – маслоуказатель; 14 – трансформаторное масло; 15 – расширитель; 16 – переключатель; 17 – горизонтальный вал; 18 – контактор; 19 – вертикальный карданный вал; 20 – нониусная муфта; 21 – привод РПН; 22 – реактор; 23 – бак трансформатора; W осн, W рег – соответственно основная и регулировочная обмотка ВН, W 2 – обмотка НН

Диагностика цепей обмоток силовых трансформаторов в режиме когда трансформатор отключён 1. Измерение сопротивления изоляции 2. Определение сопротивления постоянному току 3. Определение диэлектрических потерь 4. Измерения коэффициента трансформации 5. Измерения силы тока и потерь холостого хода 6. Измерения сопротивления короткого замыкания обмоток 7. Физико- химический анализ трансформаторного масла

Физико- химический анализ трансформаторного масла 1.Определение пробивного напряжения 2.Измерение тангенса угла диэлектрических потерь 3.Определение механических примесей (класса чистоты) 4.Определение температуры вспышки 5.Измерение влагосодержания (количественный и качественный) 6.Определение водорастворимых кислот (ВРК) 7.Определение кислотного числа (КОН) 8.Определение общего гасосодержания 9.Хроматографический анализ 10. Определение фурановых соединений 11. Определение стабильности против окисления 1

Измерение сопротивления изоляции Измерения производят мегаомметром на 2500 В

Определение сопротивления постоянному току i Наиболее характерными дефектами, которые обнаруживаются при этом измерении, являются: 1)обрыв одного или нескольких из параллельных проводов в отводах; 2) нарушение пайки; 3) недоброкачественный контакт присоединения отводов обмотки к вводам; 4) недоброкачественный контакт в переключателях ПБВ или устройствах РПН; 5) неправильная установка привода ПБВ; 6) обрыв токоограничивающих резисторов быстродействующих РПН

Элементы СТ одной фазы с реакторным РПН (возможные местоположения дефектов) а) 1 7 ответвления регулировочной обмотки; К 1, К 2 – контакты контактора; П 1, П 2 – контакты переключателя; Р – реактор; б) 1 22 – точки расположения контактов, где возможен плохой контакт

Схема измерения малых сопротивлений постоянному току СТ: ( до 10 Ом ) GB – аккумулятор; АВ – автомат; К 1, К 2 – ключи; R – реостат

Схема измерения больших сопротивлений постоянному току СТ (менее 10 Ом) GB – аккумулятор; АВ – автомат; К 1, К 2 – ключи; R – реостат

Принципиальная схема одинарного моста постоянного тока: УР – указатель равновесия; r и – измеряемое сопротивление; GB – аккумулятор; К 1 и К 2 – ключи; R–реостат Данная схема применяется для измерения больших сопротивлений (1 Ом и более )

Принципиальная схема двойного моста постоянного тока УР – указатель равновесия; r и – измеряемое сопротивление; GB – аккумулятор; К 1 и К 2 – ключи; R – реостат Данная схема применяется для измерения малых сопротивлений (менее 1 Ом)

Определение диэлектрических потерь Контроль изоляции по tg позволяет: -дать усредненное состояние диэлектрика; -обнаружить общее увлажнение изоляции, старение материала; -определить разрушение изоляции в результате длительной ионизации

Измерения коэффициента трансформации Путём измерения коэффициента трансформации могут выявляться следующие отклонения: 1. Неправильное подсоединение отводов РПН; 2. Неправильная установка привода ПБВ. Во время текущей эксплуатации этим измерением выявляется витковое замыкание обмоток.

Схема измерения Кт Для определения коэффициента трансформации трехфазного двухобмоточного трансформатора (схема и группа соединения Yн/ -11) при однофазном возбуждении: а – измерение на фазе А, б – измерение на фазе В; в – измерение на фазе С; РА – регулируемый автотрансформатор; СТ – испытуемый силовой трансформатор

Измерения силы тока и потерь холостого хода Измерения производятся с целью выявления: 1.Возможных витковых замыканий в обмотках 2.Замыканий магнитопровода на бак трансформатора 3. Замыканий в элементах магнитопровода Измерения производят для СВТ мощностью кВ А и более перед пуском в эксплуатацию, а также в течение срока службы трансформатора

Схема измерения силы тока и потерь ХХ Эти испытания производятся для трансформаторов мощностью кВА и более При отсутствии дефекта в трехфазном трансформаторе потери P'вс и P'ав при допустимом отклонении 5% практически равны. Потери P'ас на 25-50% (в зависимости от конструкции и числа стержней магнитопровода трансформатора) больше потерь P'вс и P'ав.

Измерения полного сопротивления короткого замыкания обмоток (Zk) Измерения необходимо производить: 1) перед вводом в эксплуатацию; 2) при капитальных ремонтах; 3) после протекания через трансформатор токов более 0,7 расчетного тока короткого замыкания (к.з.) трансформатора. Данное измерение необходимо проводить для диагностики механических деформаций обмоток трансформаторов и автотрансформаторов класса напряжения 110 кВ и выше мощностью 125 МВ А и более.

Схема измерения Zk Схема и группа соединения трансформатора Yн/Yн (-0-11): а – обмотки ВН - НН (измерение на фазе А); б – обмотки ВН-СН (измерение на фазе В); в – обмотки СН - НН (измерение на фазе С) Значения Zk, измеренные в процессе эксплуатации и после капитального ремонта не должны превышать исходные более, чем на 3 %. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zk по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3 %.

Методы диагностирование СТ под рабочим напряжением 1.Тепловизионный контроль 2.Виброконтроль 3.Измерения частичных разрядов 4.Определение содержания растворённых в масле газов, 5. Контроль влажности и температуры в трансформаторе 7. Акустический 8.Определение наиболее нагретых точек с помощью волоконно- оптических датчиков 9.Контроль высоковольтных вводов под рабочим напряжением, путем сравнения проводимостей и угла потерь между фазами 10. Измерение индукции магнитного поля вдоль бака трансформатора 11 Контроль характеристик электромагнитного излучения СВЧ- диапазона 12. Оценка механического состояния устройств РПН по частотному методу, по изменению тока или нагрузки электродвигателя привода устройства, оценка износа контактов по измерению концентрации нетрадиционных газов в масле бака устройства РПН, а также по определению разницы температур в баке устройства РПН и основном баке трансформатора

Тепловизионный контроль фиолетовый ( нм), синий ( нм), голубой ( нм), зеленый ( нм), желтый ( нм), оранжевый ( нм) красный ( нм). При проведении ИК контроля должны учитываться следующие факторы: электромагнитные (значение токовой нагрузки, тепловая инерция, магнитные поля, нагрев индукционными токами, коронирование); окружающая среда (атмосфера, солнечное излучение, скорость ветра, дождь и снег); расстояние до объекта и угол наблюдения; тепловое отражение; коэффициент излучения материала; солнечная радиация и т.п.

Тепловизионный контроль П/ст «Шоркистры» (Южные электрические сети) Ввода («С», «В», «А») Дефект: нагрев аппаратного зажима ввода ф. «В» Т = 125,7°С. Рекомендации: вывести в ремонт и отрегулировать контактное соединение. Заключение: аварийный дефект требует немедленного устранения. Термограмма вводов на стороне обмотки 6 кВ силового трансформатора 110 кВ на п/ст «Студенческая»

Подстанция «Западная» Т-2 Северные электрические сети Болт напротив ввода обмотки НН ф. «С» Дефект: нагрев болта, соединяющего бак трансформатора с крышкой Т = 15,3 °С. Причина: нагрев вызван короткозамкнутым контуром образованным внутри бака трансформатора. Заключение: Необходимо провести тепловизионное обследование трансформатора через 6 месяцев. Немедленно отобрать пробу масла на ХАРГ. Предусмотреть вскрытие трансформатора на лето 2004 года.