(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка автоматизированной системы контроля состояния крупных силовых трансформаторов
Разработка автоматической системы контроля состояния больших силовых трансформаторов
Харкiв, 2011
Содержание
Введение
1. Выявление изъянов трансформатора во время работы
1.1 Главные виды контроля состояния трансформатора
1.2 Газохроматографический анализ масла и способы его интерпретации
1.3 Измерение и локализация частичных разрядов
1.4 Определение температуры более нагретой точки обмотки трансформатора
1.5 Выводы
2. Автоматические системы контроля
2.1 Общие требования
2.2 Контроль с экспертными системами
2.3 Всеохватывающие автоматические системы
2.4 Система контроля компании Siemens
2.5 Предлагаемый комплекс способов
2.6 Выводы
Заключение
Литература
Введение
К большим силовым трансформаторам в истинной работе относятся трансформаторы мощностью ? 10 МВА. Выбор по мощности обоснован как классом напряжения, так и многофункциональным предназначением трансформатора.
Основная изюминка больших силовых трансформаторов — внедрение бумажно-масляной изоляции с остыванием циркулирующим маслом в баке, защищённом от окружающего воздуха. Огромные мощности трансформаторов и их классы напряжения определяют высшую степень использования активных материалов, способных выдерживать высочайшие напряжённости электронного и магнитного полей, также огромные механические действия при КЗ в сети, от которых трансформатор, в отличие от генератора, не защищён предвключённым реактивным сопротивлением.
Отсюда при эксплуатации возникает необходимость учёта неминуемого старения картонной изоляции, жёсткого контроля, повторяющейся подпрессовки обмоток, кропотливого изолирования масла от действия окружающего воздуха (защита от увлажнения). И всё это при недоступности активной части трансформатора.
Требования к надёжности силового трансформатора в большенный мере зависят от степени его воздействия на работу определенной электростанции либо электронной сети, энергосистемы в целом. Завышенные требования предъявляются к трансформаторам, входящим в состав энергоблока, в особенности на АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор). Надёжность работы силового трансформатора конкретно связана с его сроком службы. От длительности эксплуатации трансформатора зависят допустимые значения воздействующих режимных причин.
Основное, что потребовало в истинное время форсированного развития средств и способов контроля состояния трансформаторов, это неувязка их эксплуатации за пределами номинальных сроков службы. На рис. В.1 показан «возрастной состав» трансформаторов.
Контроль состояния таковых трансформаторов производится более много, целенаправлено использовать даже очень сложные и большенный цены контрольно — диагностические системы.
Расчёты демонстрируют, что продления срока службы трансформаторов на 20 -30 лет даёт бoльшую выгоду, чем подмена на новейшие. Это просит развития соответственных способов и средств контроля и диагностики состояния . Это положение в особенности животрепещуще для Украины, так как в наиблежайшие годы как по экономическим, так и по техническим причинам не ожидается существенного обновления отработавших собственный срок трансформаторов.
28
Рис. В.1 Примерное распределение трансформаторов по срокам службы: I — срок службы до 10 лет; II — срок службы 10 — 20 лет; III — срок службы 20 — 30 лет ; IV — срок службы 30 — 40 лет; V — срок службы наиболее 40 лет
Для выявления изъянов трансформатора на ранешней стадии их развития большей эффективностью владеют системы непрерывного контроля, которые являются предметом анализа и следующего совершенствования. Для этого в работе проводится анализ изъянов трансформаторов исходя из убеждений частоты их возникновения и методов обнаружения, также прогноза их развития и связи меж ними для принятия решения о состоянии трансформатора: продления срока службы, предназначения срока профилактического обследования с отключением от сети либо без отключения от сети, подмены какого или узла.
Контроль состояния силового трансформатора во время работы и при повторяющихся обследованиях заходит в состав профилактических мероприятий по поддержанию его работоспособности. Выявление возникающих в работе изъянов, их обнаружение на ранешней стадии развития, также своевременное, до появления аварийной ситуации, принятие правильных решений по ликвидации изъянов, обеспечивают высочайший коэффициент готовности, сокращение времени простоя, понижение издержек на ремонты, продление срока службы трансформатора.
1. Выявление изъянов трансформатора во время работы
1.1 Главные виды контроля состояния трансформатора
Выявление изъянов в исходной стадии их развития делается при помощи непрерывного контроля состояния трансформатора.
Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике почаще всего употребляют: газохроматографический анализ (ГХА) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры более нагретой точки обмотки трансформатора.
К повторяющимся испытаниям без отключения трансформаторов относят последующие главные тесты: измерения частичных разрядов (ЧР); вибрационный контроль; тепловизионный контроль; ультразвуковая локация; измерение сопротивления КЗ под перегрузкой; измерение tg? вводов; измерение токов электродвигателей маслонасосов и привода РПН; отбор проб масла для проведения разных анализов. Повторяющийся анализ проб масла дозволяет смотреть за динамикой процесса старения трансформатора. характеристики масла, учитываемые при всем этом: пробивное напряжение, tg?, кислотное число, наличие механических примесей, температуру вспышки и др.
Влага, находящаяся в масле, (растворённая либо сплетенная) является одним из важных причин, влияющим на характеристики бумажно-масляной изоляции [1]. Опыт компании Ontario Hydro [2] показал, что оценку увлажнения масла целенаправлено создавать по результатам измерений относительной, а не абсолютной влажности, при помощи тонкоплёночного ёмкостного датчика ,погружённого в масло.
Ёмкость такового датчика практически пропорциональна относительной влажности Н:
,
где — ёмкость при Н = 0. Результаты анализов проб масла, взятых до и опосля прогрева трансформатора, разрешают судить о наличии воды в твёрдой изоляции.
Частички и механические примеси в масле весьма резко понижают электронную крепкость изоляционных промежутков [3]. методика определения размеров и количества частиц загрязнений в трансформаторном масле установлена публикацией МЭК 962.
1.2 Газохроматографический анализ масла и способы его интерпретации
Все большие энергокомпании обширно используют ГХА масла, при всем этом употребляют разные системы оценки и определения типа недостатка трансформатора.
Обычно анализируется концентрация последующих растворённых в масле газов: водорода , метана , этана , этилена , ацетилена , окиси углерода СО, диоксида углерода .
В истинное время понятно, что данные о растворённых в масле газах сами по для себя не постоянно дают достаточную информацию для оценки состояния трансформатора в целом. Сроки ремонта, прошлые повреждения и остальные данные являются принципиальной частью инфы, нужной для оценки. Аспекты оценки вырабатываются сопоставлением результатов исследовательских работ повреждённых и здоровых трансформаторов, трансформаторов с развивающимися недостатками, лабораторных моделей и анализом статистики.
Уверенно при помощи ГХА выявляются такие равномерно развивающиеся недостатки, как замыкания параллельных проводников в обмотке, недостатки возможных соединений экранирующих колец и остальных деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения, частичные разряды меж дисками либо проводниками из-за загрязнения масла, недостатки болтовых соединении, скользящих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника, недостатки контактов избирателя РПН, недостатки межлистовой изоляции сердечника, последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающим» потенциалом.
Но, имеются быстроразвивающиеся недостатки, которые недозволено предупредить при помощи ГХА масла. К таковым недостаткам относятся, а именно, одномоментно развивающиеся перекрытия с общими серьёзными последствиями, перекрытия, развивающиеся в течение весьма недлинного времени — от секунд до минут (недостатки контакта токоведущих частей, замыкания витковой изоляции опосля динамических действий КЗ, повреждения стержня во вводе).
При помощи ГХА выявляются также недостатки, не приводящие конкретно к повреждениям, но интерпретируемые как проблемы, к примеру, попадание ацетилена из бака РПН в главный бак.
Практика энергокомпаний США (Соединённые Штаты Америки — газов в масле в 1-ый год эксплуатации. К примеру, этан обычно появляется при сниженных сечениях проводников, недостающем сечении контактных соединений. Этилен — появляется при ослабленных зажимах и соединениях, либо циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Острые углы и заусенцы на проводе, резкие извивы провода вызывают выделение водорода (из-за короны), Ацетилен возникает при наличии «плавающей» земли либо при повреждениях изоляции. Маловероятно, чтоб возникал метан, возникающий, сначала, при перегревах. Его наличие в масле быть может следствием перегрузок, низкого уровня масла, изъянов радиаторов и вентиляторов системы остывания. Наличие метана почаще остальных является следствием ошибок эксплутационного персонала.
Разные способы интерпретации ГХА приводят к различным выводам. Было установлено, что ни один способ не подходящ для всепригодного внедрения. Потому были рассмотрены более распространённые способы интерпретации результатов ГХА масла. методика МЭК 599 . Введена в действие в 1978г и употребляет дела концентраций газов: . Интерпретация проводится в случае, если концентрация газов выше определённого уровня и достаточна чувствительность аппаратуры для анализа. Как вспомогательный аспект употребляется отношение концентраций газов , показывающий наличие старения бумаги.
Методика подразумевает внедрение инфы о количестве образующегося газа, развитии недостатка во времени. В истинное время введена новенькая редакция МЭК 60599, использующая наименьшее число изъянов [4]. Для уточнения введены добавочно два дела концентраций газов: , оценивающее воздействие проникания газов из отсек РПН в бак, и , указывающее на перегрев масла. В приложении к новейшей редакции содержится уточнённая версия способа треугольника Дюваля и диаграммы Дорненбурга. Обычные концентрации газов рекомендуется определять по базе данных определенного юзера. Они рассчитываются как концентрация на кривой интегрального распределения, соответственная 90% анализов на исправно работающих трансформаторах. Приведенные обычные концентрации демонстрируют последние (наибольшие и малые) границы этих величин, принятые различными организациями.
методика IEEE ( по эталону ANSI / IEEE Std. С57.104 — 1991). С её помощью различаются три вида изъянов: тепловые, электронные малой интенсивности и электронные большенный интенсивности. Аналогично МЭК 60599 употребляются три дела концентраций газов ().Для оценки состояния употребляются предельные концентрации отдельных газов и в особенности горючих газов в целом, причём без сопоставления с прошлыми измерениями и без учёта истории эксплуатации трансформатора. Вид недостатка определяется по отношениям концентраций главных газов. Добавочно предлагается сопоставить результаты с получаемыми по способу Дорненбурга. Принципиальной частью методики является учёт конфигурации концентрации газов во времени.
Методика CEGB (дела по Роджерсу), применяемая энергокомпаниями Англии, базирована на зависимости соотношения ненасыщенных и насыщенных углеводородов в масле от его температуры. Также учитывается рост содержания водорода от роста температуры. При переходе концентрации газов за предельные значения подозревается наличие изъянов в трансформаторе. Для определения вида недостатка употребляются четыре дела газов: . Газы размещены по возрастанию температуры разложения изоляции. Зависимо от значения отношений газов им присваиваются кодовые числа, по которым ставится диагноз (медицинское заключение об имеющемся заболевании). методика Шлизингера, по которой дела газов комбинируются с уровнями концентрации. Композиция выражается кодовыми числами, используемыми для интерпретации результатов ГХА. Употребляется 5 отношений газов: . Зависимо от значений отношений им присваиваются кодовые числа. Дальше находятся кодовые числа по уровням концентрации , , суммы и суммы и СО. Для этих газов установлены уровни концентраций (от — до). Зависимо от концентрации по таблице присваивается кодовое число. Композиции кодовых чисел сведены в диагностическую таблицу. методика Дорненбурга, при которой употребляется построение зависимостей от и от в двойном логарифмическом масштабе (рис.1.1), отдельные зоны на графике соответствуют областям: тепловой деградации, дуговых и частичных разрядов.
28
Рис.1.1. Зоны разделения изъянов по Дорненбургу [ 4 ]: PD — частичные разряды; D1- разряды низкой энергии; D2 — разряды высочайшей энергии; Т1 — тепловые недостатки при Т < 300 ?C ; Т2 -термические недостатки при Т = 300 — 700 ?С ; Т3 — тепловые недостатки при Т > 700 ?C.
способ недостаточно чётко различает недостатки, но даёт возможность употреблять газы из газового реле. Предстоящее развитие методики включило внедрение отношений газов.
Способ номограмм, который является композицией использования отношений газов и оценки уровня концентрации газов.
Строится номограмма, состоящая из серии вертикальных логарифмических шкал, представляющих концентрации отдельных газов. Прямые полосы, проводимые меж примыкающими шкалами, соединяют точки, представляющие концентрации отдельных газов. Наклон этих линий является диагностическим аспектом для определения вида недостатка. Практикуется корректировка шкал в согласовании с историей эксплуатации данного трансформатора.
методика Дюваля. Применяется с 1989г и употребляет треугольную диаграмму (рис.1.2), на которой отображается процентное содержание трёх газов — метана, этилена и ацетилена (, , ). Любой угол треугольника соответствует 100% 1-го газа и 0 остальных. Треугольник снутри разделён на 6 областей, подходящим видам изъянов. методика наглядна и ординарна в применении.
28
Рис.1.2. Диаграмма «Треугольник Дюваля»
;
; ;
границы зон отдельных изъянов: ;
;
;
;
;
.
методика, принятая в Рф (РД 153 — 34.0 — 46.302 — 00) введена в действие в 2000г. и употребляет, как и методика МЭК 599, расчёт отношений концентраций газов . Для уточнения диагноза (краткое медицинское заключение об имеющемся заболевании (травме), отклонении в состоянии здоровья обследуемого или о причине смерти) употребляется также отношение газов . Определение нрава недостатка проводится в случае, если содержание в масле хотя бы 1-го из 7 анализируемых газов выше граничной концентрации, установленной опытным путём.
Различаются «главный» газ, концентрация которого по отношению к граничной, максимальна, «соответствующие» газы, концентрация которых находится в границах 0,1 — 1,0 граничной, и «несвойственные» газы, концентрация которых ниже 0,1 граничной.
По наименованию «основного» газа определяется девять видов изъянов, нрав изъянов определяется по обычным композициям «основного» и «соответствующих» газов.
Аспект скорости нарастания газов в масле при превышении концентрации газов за граничные значения является решающим для отключения трансформатора [5].
Применение способов интерпретации результатов ГХА масла в трансформаторах в разных странах разными фирмами значительно различается.
Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов, внедрение опыта различными организациями.
На основании анализа эффективности контроля состояния трансформаторов при помощи ГХА масла различными способами, рабочей группой СИГРЭ 15.01 предложена новенькая методика интерпретации результатов ГХА [6].
Новенькая методика РГ СИГРЭ 15.01 даёт для больших сетевых и блочных трансформаторов обычные концентрации главных газов.
В новейшей методике даны последующие главные дела газов:
№ 1 — (ацетилен / этан). Отношение № 1 считается главным для определения наличия электронных разрядов; его значение > 1,0 показывает на наличие недостатка;
№ 2 — (водород / метан ). По отношению № 2 определяют наличие частичных разрядов. Обычно его значение > 10. (МЭК 60599 употребляет отношение метан / водород);
№ 3 — (этилен / этан). Отношение № 3 представляет собой отношение ненасыщенных углеводородов к насыщенным и выявляет тепловые действия. Обычно его
№ 4 — (диоксид / оксид углерода). По отношению № 4 определяют степень деградации целлюлозы. Если его электронного нрава. Для доказательства отклонении в состоянии здоровья обследуемого или о причине смерти«>диагноза
(краткое медицинское заключение об имеющемся заболевании (травме), отклонении в состоянии здоровья обследуемого или о причине смерти) рекомендуется анализ содержания фуранов по МЭК6198.
№ 5 — (ацетилен / водород). Отношение № 5 употребляется для определения проникания газов в бак из отсека РПН. В таком случае отношение обычно ? 2 , а концентрация не наименее о.е. Потому что водород наименее растворим в трансформаторном масле, чем ацетилен, крайний резвее диффундирует из отсека РПН, и в бак диффундирует лишь маленькое количество водорода. В итоге в трансформаторном масле количество ацетилена становится больше, чем водорода.
Процедура интерпретации:
по результатам ГХА масла определяются концентрации и дела главных газов;
если все концентрации ниже обычных, итог обозначается К1. Если хотя бы одна концентрация превысила пределы обычных значений, присваивается код К2 ;
если все главные дела ниже обозначенных для их пределов (для СО и — не выходят за границы), итог обозначается кодом R1;
если какое — нибудь из отношений превосходит обозначенные пределы (для СО и — выходит за границы), итог обозначается кодом R.
Композиции результата:
К1 и R1 — никаких мер не принимается, трансформатор, скорее всего, не имеет изъянов;
К2 и R1 — трансформатор, скорее всего, имеет недостаток, нужны доп анализы;
К1 и R2 — может быть наличие развивающихся изъянов, нужны доп анализы;
К2 и R2 — может быть наличие наиболее 1-го вида недостатка, нужны последующие обследования.
На рис.1.3, а — в показаны распределения газов в функции класса напряжения и нрава перегрузки, построенные по одной из баз данных рабочей группы СИГРЭ 15.01.
28
Рис.1.3 Распределение трансформаторов по концентрации газов в функции напряжения и нрава перегрузки: а) водорода ; б) суммы углеводородов ; в) углекислого газа ; 1, 2 — сетевые и блочные трансформаторы соответственно 380 кВ; 3, 4 — сетевые и блочные трансформаторы соответственно 380 кВ; 5 — сетевые трансформаторы 110 кВ.
Как демонстрируют эти диаграммы (рис.1.3.), нет значимой различия в концентрациях водорода при различных классах напряжения и уровнях перегрузки. Для распределения суммы углеводородов такие зависимости есть. На распределение влияет класс напряжения; концентрация существенно выше для блочных трансформаторов, которые обычно работают в режиме базовой перегрузки, тогда как загрузка сетевых трансформаторов существенно ниже.
Новенькая методика различается этапностью подхода к оценке состояния трансформатора, не противоречит советам МЭК60599, а только развивает их в комфортной для практики форме.
Развитие методики интерпретации ГХА масла длится. В крайнее время различными организациями для анализа результатов ГХА масла трансформаторов предложено употреблять математический аппарат нечёткой логики.
Разрабатываются компьютерные программки и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.
В Украине одним из главных способов диагностики силовых трансформаторов является контроль углеводородных газов, растворённых в масле [7,8]. Причём для обеспечения простоты и нужной глубины диагностирования целенаправлено надзирать содержание в масле ацетилена и этилена. Ацетилен возникает при более небезопасных недостатках, сопровождающихся появлением электронной дуги. Нагрев контактов, локальные повреждения магнитопровода вызывают возникновение этилена. наличие других газов (без понижения надёжности) довольно определять при повторяющихся анализах в хроматографических лабораториях.
1.3 Измерение и локализация частичных разрядов
По определению, принятому в ГОСТ 20074-83, частичным разрядом (ЧР) именуется электронный разряд, который шунтирует только часть изоляции меж электродами, находящимися под различными потенциалами. Он может происходить как на поверхности раздела сред, так и снутри изоляции. Наружными проявлениями процесса частичных разрядов в изоляции являются импульсы напряжения на трансформаторе и вызванный ими ток переходного процесса в цепи . Результаты измерений ЧР на рабочем напряжении в трансформаторах, выполненных по ГОСТ 20074 — 83 вместе с измерением остальных черт изоляции (tg?, влагосодержание масла и твёрдой изоляции, газосодержание масла) в процессе использования , приведены в табл. 1.1 [9].
Таблица 1.1 Оценка состояния изоляции силовых трансформаторов по чертам ЧР
№
состояние изоляции
1
Обычное состояние
2
Дефектная изоляция (образование газовых пузырьков, увеличение влажности
3
Требуется повторяющийся либо непрерывный контроль
4
Пробой масляного канала (образование «белоснежных следов» на поверхности картона. Нужно
выявление и устранение недостатка)
Пробой масляного канала (образование науглероженных
побегов, ползущий разряд. нужно выявление и устранение недостатка)
В подверженной разрушению изоляции высочайшего напряжения ЧР появляются в пустотах и расслоениях изоляции. Эти пробои наводят в обмотке высокочастотные импульсы малой амплитуды. Величина и число этих импульсов зависит от степени разрушения изоляции. Потому, если растут число и величина напряжения импульсов ЧР, то это значит повышение скорости разрушения изоляции. Обнаружение изъянов изоляции определяется не чувствительностью аппаратуры, а хорошим соотношением сигнал / шум.
Импульс тока ЧР создаёт импульс давления в окружающей среде, который быть может зарегистрирован подходящим устройством. На этом принципе основаны акустические способы обнаружения ЧР. Но основная область внедрения этих способов — определение места появления ЧР в трансформаторе.
Для повторяющегося мониторинга ЧР на трансформаторе СН энергоблока быть может предложена схема (рис.1,4) с анализатором диапазона.
Одним из многообещающих способов диагностирования является способ, основанный на анализе электромагнитного излучения электронных установок [9].
28
Рис.1.4 Размещение датчиков ЧР в трансформаторах собственных нужд электростанций без вывода их из работы
28
Рис.1.5 Распределённый датчик измерения температуры, основанный на регистрации рамановского оборотного рассеяния способом OTDR
1.4 Определение температуры более нагретой точки обмотки
трансформатора
Классические косвенные способы определения температуры обмотки трансформатора (по температуре верхних слоев масла трансформатора, измеряемой при помощи термометров, или термометрического сигнализатора с электроконтактным манометром, или дистанционного указателя температуры сопротивления, устанавливаемых в кармашках (гильзах) крышки бака) владеют существенными недочетами и не определяют настоящей температуры в обмотке трансформатора.
Термографическое обследование трансформатора почти во всем является вспомогательным средством оценки его термического состояния и исправности в работе связанных с ним систем и узлов.
Для измерения температуры обмотки силового трансформатора во время работы самые большие способности открывает применение волоконно-оптических датчиков. Необходимыми преимуществами этих датчиков являются:
? низкая чувствительность к действиям электромагнитных помех и электромагнитных импульсов ;
? высочайшая пропускная способность, заключающаяся в способности разработке чистоволо-конной сети датчиков, имеющей доп достоинства перед иными сетями;
? малые размеры и вес.
Оптическая рефлектометрия временной области (OTDR) отлично зарекомендовала себя в измерительных системах как способ для обнаружения обусловленных нагревом локальных конфигураций утрат либо коэффициента рассеяния непрерывного измерительного волокна. Измерение температуры обмотки при длине оптоволокна наиболее 1 км обеспечивает способ на базе регистрации рамановского оборотного рассеяния (рис.1.5). Основное преимущество способа — возможность использования обыденных с примесью германия телекоммуникационных градиентных волокон.
1.5 Выводы
1. Выявление изъянов в исходной стадии их развития делается при помощи непрерывного контроля состояния трансформатора. Для непрерывного контроля состояния ответственных трансформаторов в мировой практике почаще всего употребляют: газохроматографический анализ (ГХА) растворённых в масле газов, измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры более нагретой точки обмотки трансформатора.
2. Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла силовых трансформаторов делает затруднительной сравнительную оценку состояния трансформаторов, внедрение опыта различными организациями.
Развитие методики интерпретации ГХА масла длится.
Разрабатываются компьютерные программки и экспертные системы для интерпретации результатов ГХА.
3. Предложен датчик ЧР и схема его размещения для ТСН электростанций без вывода из работы.
4. Для определения ТНТ обмотки трансформатора предложен распределённый датчик измерения температуры, основанный на регистрации рамановского оборотного рассеяния способом OTDR.
2. Автоматические системы контроля
2.1 Общие требования
Большей эффективностью в предупреждении аварий трансформаторов владеют системы непрерывного контроля, использующие комплекс датчиков, реагирующих на очень вероятное число видов развивающихся при работе изъянов.
Результаты измерений контролируемых характеристик в системе показываются в комфортном для использования виде и сохраняются для способности сопоставления и выявления тенденций конфигурации по времени. Не считая того, в систему вводятся данные о прошлых критериях эксплуатации. Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки отклонении в состоянии здоровья обследуемого либо о причине погибели»> (краткое медицинское заключение об имеющемся заболевании (травме), отклонении в состоянии здоровья обследуемого или о причине смерти) , но учёт прошедших режимов и ранее измеренных значений разрешают полнее оценить общее состояние трансформатора, предсказывать процесс его ухудшения.
Огромное количество характеристик, которые нужно обрабатывать в таковых системах, сложные логические связи, подлежащие выявлению, необходимость резвого анализа и оперативного принятия решения требуют высочайшей степени автоматизации систем контроля (АСК).
АСК используются уже длительное время. Существует много работающих систем с частичным охватом контролируемых характеристик, т.е. с резко ограниченным числом видов выявляемых изъянов.
Общими для систем непрерывного контроля является цель — выявление на ранешней стадии развития небезопасных для трансформатора изъянов конкретно во время работы. Также общим является наличие общей системы обработки, анализа и отображения в комфортном для эксплуатационного персонала характеристик состояния трансформатора.
В отличие от прошлых лет, системы непрерывного контроля предлагаются для мощностей трансформаторов, начиная уже с 10 МВА.
2.2 Контроль с экспертными системами
Предстоящим развитием АСК трансформаторов является внедрение экспертных систем для постановки и выдачи советов персоналу. Примером может служить диагностическая информационная система для трансформаторов Insite (США (Соединённые Штаты Америки — конфигурации в работе трансформатора и дающая советы по уходу за ним.
Измеряются характеристики режима работы, tg ? и ёмкость вводов, токи по фазам, напряжения и токи электродвигателей насосов, РПН и вентиляторов, влагосодержание масла, температура его верхних и нижних слоёв, концентрация растворённых в масле газов.
Система Insite включает 6 основных частей: датчики, блок обработки данных, линию связи, , математическое обеспечение анализа при помощи экспертной системы, математическое обеспечение интерфейса с юзером. Передача данных от блока обработки данных к серверу делается временами либо в вариантах нарушения режимов. Обоесторонняя связь этого блока с сервером в системе Insite осуществляется при помощи местной сети связи либо телефонной сети. Система контролирует состояние выключателей, трансформаторов, их вводов, трансформаторов тока. При сбоях в работе персоналу посылается тревожный сигнал.
Институтом электроэнергетики ЕPRI (США (Соединённые Штаты Америки — системы подразумевает создание базы данных по РПН и вводам.
На Украине разработкой АСК состояния трансформатора под перегрузкой занимались организации «Варта», «Киевэнергодиагностика», «Донбассэнерготехнология», ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) «Запорожтрансформатор», Киевский политехнический институт и [7,8,9].
В АСК работы трансформаторов быть может применен серийно выпускаемый ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) «Киевприбор» информационно-диагностический комплекс «Регина», осуществляющий обработку и регистрацию сигналов, построение графиков конфигурации характеристик, анализ состояния оборудования. Регистратор имеет последующие технические свойства:
* количество аналоговых входов ;
* количество дискретных входов 224, 448, 672; частота дискретизации кГц;
* продолжительность регистрации 1-го действия и количество регистрируемых событий не ограничена;
* длительность регистрации доаварийного режима, как правило, 200 мс;
* режим регистрации дискретных сигналов — непрерывный;
* номинальное
* номинальное
* спектры регистрации аналоговых сигналов: по переменному току — от 0,1 до 40 ; по переменному напряжению от 0,001 В до 1000 В; по неизменному току — от -20 мА до +20 мА, от -150А до +150А; по неизменному напряжению — от -10 В до +10 В, от -400В до +400В;
* потребляемая мощность не наиболее 50 ВА.
2.3 Всеохватывающие автоматические системы
Первой системой контроля состояния силовых трансформаторов, созданной для выявления очень вероятного числа изъянов на ранешней стадии их развития, является разработанная в США (Соединённые Штаты Америки — времени контролируются более принципиальные характеристики, отражающие состояние трансформатора. В базу положены связи этих характеристик с выявляемыми с помощью их недостатками (табл.2.1).
Таблица 2.1. Связь характеристик с выявляемыми недостатками
Управляемые характеристики
Вид недостатка
Влага в масле
4 и 8
Газы в масле
1 — 7
Частичные разряда
1, 2, 5, 6, 7
температура
1, 3, 4
Вибрация
1, 3
масла
4, 6, 7
Перегревы
1, 3, 4
Примечание. Приняты последующие обозначения видов и проявлений изъянов: 1 — недостаток в обмотке; 2 — недостаток изоляции; 3 — недостаток сердечника; 4 — жаркие точки; 5 — дугообразование; 6 — пузырьки газа; 7 — грязюка в масле; 8 — утечки в системе.
Не считая датчиков, контролирующих эти характеристики, система употребляет измерительные трансформаторы тока и напряжения для контроля режима работы, датчики положения устройства РПН, включения и отключения вентиляторов и насосов, сведения о геомагнитных возмущениях (рис.2.1).
28
Рис.2.1 Структурная схема работы системы TRAS
Математические модели поведения отдельных узлов трансформатора содержат неизменные и переменные коэффициенты, при помощи которых может прогнозироваться черта трансформатора при определённых критериях эксплуатации. Некие коэффициенты модели являются адаптивными, они меняются зависимо от рабочего режима трансформатора. Так, к примеру, на входе таковой модели быть может ток перегрузки, а на выходе — утраты . В этом случае могут вводиться доп зависимости сопротивления R от наружной температуры, положения переключателя отпаек т.п.
Для всякого датчика системы модель рассчитывает ожидаемые результаты измерений, и через определённый просвет времени они сравниваются с фактическими данными. Если разница представляет статистически значимую величину, это свидетельствует о ухудшении состояния данного узла. Применение адаптивных моделей резко увеличивает чувствительность к аномалиям за счёт наименьшей зависимости от критерий режима работы трансформатора. На рис. 2.2. поясняется работа математической модели в системе TRAS.
Рис. 2.2 Структурная схема модуля с математической моделью
В системе TRAS, а именно, использованы термическая модель поведения изоляции (определение более нагретой точки), модель процесса выделений газов из масла и модель установления равновесия воды меж маслом, воздухом и твёрдой изоляцией.
Аспектами выявления изъянов могут являться пороговые значения измеренных величин, отличие их от значений, предсказуемых соответственной моделью, тенденции конфигурации значений во времени, дела значений. Выявление изъянов сопровождается выдачей тревожных сигналов.
В системе TRAS делается короткосрочный и длительный анализы данных измерений. Короткосрочный анализ употребляет поминутные измерения, прогноз делается адаптивной моделью. Применение адаптивной модели дозволяет приспособить систему к хоть какому определенному трансформатору.
Длительный анализ тенденций конфигурации черт включает проверку неизменных, входящих в уравнение модели. Таковым образом, модель впору приспосабливается по сиим неизменным. Слежение за неизменными уравнений моделей даёт возможность выявления их маленьких конфигураций под действием наружных по отношению к трансформатору критерий (см. рис.2.2). Тенденции к изменениям появляются уже в исходной стадии развития изъянов в трансформаторе, при их выявлении можно провести корректирующие мероприятия до этого, чем наступит повреждение. К примеру, при помощи модели поведения воды в масле рост увлажнения быть может прекращён наружными действиями до этого, чем будет нужно дорогостоящая обработка масла.
В системе TRAS использованы некие виды чувствительных датчиков.
Акустические датчики частичных разрядов представляют собой стекловолоконные стержни, которые являются чувствительными приёмниками акустических сигналов. При установке в масле они выявляют ультразвуковые сигналы от разрядов в изоляции, преобразуя их в электронные при помощи контактирующих с ними пьезоэлектрических преобразователей. Такие стержни- приёмники очень чувствительны и к разрядам, возникающим при статической электризации масла. Датчики могут быть установлены на трансформаторе при реконструкции, через крышку бака либо лючки. При невозможности установки стержней- приёмников на баке трансформатора, устанавливают чувствительные микрофоны, защищённые от наружных действий. Наружные датчики могут быть установлены и при наличии внутренних. Не считая того, имеется ещё один наружные датчик, реагирующий на звуки дождика, града и остальные посторонние звуки. Особая тестирующая система временами инспектирует функционирование всех частей системы акустических датчиков.
Датчик воды в масле, специально разработанный для системы TRAS, безпрерывно описывает относительную влажность масла. Его показания сверяются с моделью равновесия воды в системе изоляции. Выявляются конфигурации увлажнённости масла в работе, которые могут понизить его электронную крепкость, вызвать выделение пузырьков газа из твёрдой изоляции, привести к ускоренному старению бумаги.
Датчик газов, растворённых в масле, является в главном сенсором водорода, но он также мало чувствителен к газам , выделяющимся снутри трансформатора. Соответственная модель описывает вероятные конфигурации концентрации газов в масле.
Датчики температуры расположены в верхних и нижних слоях масла в баке трансформатора, также в окружающем воздухе. Для вычисления температур нагревов верхних слоёв масла и самых жарких точек в трансформаторе употребляется модель термического состояния, рекомендованная IEEE. Сопоставление с расчётными значениями температуры для измеренных значений рабочего тока трансформатора дозволяет выявить проблемы в системе остывания.
На базе показаний датчиков температуры делается температурная компенсация всех остальных датчиков и моделей.
Датчики воды, газов и температуры масла инсталлируются в шунтирующей охладители ветки циркуляции масла. Краны и лючки на крышке бака трансформатора употребляются для установки датчиков частичных разрядов и температуры верхних слоёв масла. Кабели от датчиков выведены в маленький ящик на трансформаторе, где находятся интерфейсы и устройство обработки данных.
Опыт эксплуатации системы TRAS. 1-ые опыты проводились в 1989г. на трансформаторе 248 / 8000 В мощностью 50 кВА. В истинное время — работа на трансформаторах мощностью 125- 500 МВА. Длится работа по совершенствованию системы TRAS: применение наиболее чувствительных датчиков для контроля устройств РПН и вводов, улучшение алгоритмов обработки сигналов (в особенности частичных разрядов), внедрение способа искусственных нейронных сетей для интерпретации тревожных сигналов, расширения моделей действий, происходящих в трансформаторе (миграция воды, образование пузырьков, статическая электризация потоком масла), Ведутся разработки по усовершенствованию датчиков непрерывного контроля газа, оптических датчиков температуры более нагретых точек.
2.4 Система контроля компании Siemens
В базе системы непрерывного контроля состояния трансформатора, разработанной компанией Siemens [10], лежит обширное применение обычных вычислительных средств, позволяющих обрабатывать измеряемые датчиками сигналы, провести их анализ, выполнить комфортное для персонала отображение и выдать предупреждение о небезопасных режимах. Модульный принцип с лёгкой подменой отдельных модулей и внедрение обычных интерфейсов обеспечивают огромную упругость системы. Система включает набор датчиков, блок обработки (аналого-цифровые преобразователи) и компьютерную часть (рис.2.3).
Рис. 2.3. Модульная структура системы непрерывного контроля силового трансформатора компании Siemens: Д1 — Д3 -датчики напряжения; Д4 -Д8 -датчики тока; Д9 датчик положения отпаек РПН; Д10 — Д19 — датчики температуры в различных точках; Д20 — Д23 — датчики газов, растворённых в масле; Д24 — датчик влажности масла; Д25 — Д32 — датчики включения насосов и вентиляторов; Д33 — Д36 — датчики скорости потока воздуха; Д37 — Д40 — датчики скорости потока масла; Д41 — Д42 — датчики уровня масла в расширителе и в баке устройства РПН; Д43 — Д45 — датчики давления масла во вводах ВН.
Датчики имеют систему самопроверки.
В базе математического обеспечения системы контроля — операционная система Microsoft Windows (95 либо NT). программка обеспечивает управление системой, обработку и работы программки — обработка данных. Каждую минутку проводится весь комплекс измерений и рассчитываются физические данные, в том числе коэффициент старения, полная длительность работы трансформатора и т. п. Все измеренные характеристики показываются на дисплее и по мере необходимости распечатываются.
2-ая ступень — выявление перехода за допустимый предел 1-го либо нескольких характеристик. Для всякого из физических характеристик быть может установлен собственный предел. Если нужно, задействуется тревожная сигнализация. По прошествии всякого часа запускается команда на сжатие данных. Результаты 60 поминутных измерений сжимаются в один пакет данных, характеризующих этот час. Последовательность действий показана на рис. 2.4.
Расположено на /
Рис.2.4. Последовательность действий при сжатии запоминании данных в системе компании Siemens
Почасовые данные, также одноминутные за 30 суток архивируются на жёстком диске. По прошествии 30 суток одноминутные данные стираются. архив минутных данных помогает , к примеру, рассматривать данные особых испытаний во время включения — отключения трансформатора.
Благодаря сжатию и сокращению данных нужный объём памяти на один трансформатор в год снижен до 3 Мб. Так, к примеру, фиксируется лишь наибольшее в течение часа работы системы протоколируются все сведения о конфигурациях режима работы трансформатора и появлении изъянов, о начале и конце работы системы непрерывного контроля. Передача инфы на удалённые терминалы реализуется при помощи модема. Изображение на дисплее ведущего компа безпрерывно передаётся на компы пульта управления диспетчерского пт. Это дозволяет их персоналу рассматривать данные контроля. Пример передаваемого на пульт управления сообщения приведен на рис.2.5.
Расположено на /
Действенным способом определения в трансформаторе изъянов на ранешней стадии их развития является анализ газов, растворённых в масле. Непрерывный контроль содержания растворённых в масле газов в системе Siemens проводится при помощи датчика Hydran, сделанного компанией Syprotec. Этот датчик чувствителен не только лишь к водороду, он приметно реагирует на оксид углерода (18% чувствительности) и этилен (8% чувствительности) Точность измерений составляет 10% полной шкалы либо о.е. по водороду. Если датчик Hydran указывает увеличение концентрации водорода либо консистенции газов в масле, можно взять пробу масла из контролируемого трансформатора, провести в лаборатории полный анализ по всем соответствующим для изъянов газам, уточнить диагноз (медицинское заключение об имеющемся заболевании) и получить уверенную базу для принятия последующих мер.
Добавочно в масле определяется содержание воды, позволяющее оценить увлажнённость твёрдой изоляции. Для измерения воды в масле употребляется полупроводниковый датчик, который, также как и датчик газа в масле, устанавливается на трубопроводе, ведущем от трансформатора к охладителю, что дозволяет выполнить контроль масла, протекающего через обмотку. Совремённые датчики способны найти влагосодержание масла порядка нескольких частей на миллион.
Чтоб найти остаточный ресурс либо срок службы, нужны сведения о перегрузках и термических действиях в трансформаторе. Перегрузка трансформатора определяется при помощи измерений токов и напряжений. Измерение напряжений проводится на измерительных обкладках вводов. При помощи измерений напряжения можно также оценить длительность работы трансформатора: если напряжение к трансформатору не приложено, прекращается отсчёт времени часов работы.
Токи измеряются во всех трёх фазах обмотки ВН и по одной фазе на СН и НН. В композиции с устройством РПН это дозволяет высчитать нагрузку трансформатора.
Основой для оценки остаточного ресурса является анализ процесса старения бумажно-масляной изоляции, определяемого термическими действиями, сначала, большими рабочими температурами Для контроля этих действий измеряется температура масла при помощи термосопротивлений РТ 100.
температура верхних слоёв масла отлично определяется по температуре в верхней части охладителя, измеряемой в трубе, ведущей к радиаторам, в отличие от измерений температуры на крышке бака, которые в бoльшей степени зависят от погодных критерий. По температуре верхних слоёв масла при помощи методики, предписанной эталонами, рассчитывается температура более нагретых точек и оценивается старение изоляции трансформатора.
Измерение температуры в нижней части охладителя и внешняя температура дают информацию о корректности работы охладителя. Эти измерения, также фиксация времени включения и отключения насосов и вентиляторов, определяющая длительность их работы, и разрешают проводить профилактику по состоянию этих частей трансформатора.
Измерение скорости масла и потока воздуха через охладители, также значения перегрузки и положение устройств РПН разрешают надзирать эффективность системы остывания. Это поможет, к примеру, выявлять засорения радиаторов.
Уровень масла в расширителе и баке устройства РПН, также давление масла во вводах разрешают надзирать состояние этих узлов.
Опыт эксплуатации системы. 1-ая система непрерывного контроля силовых трансформаторов компании Siemens была установлена в 1997г на блочном трансформаторе 200МВА, работающем на сеть 220 кВ на сетевом трансформаторе 300 МВА в сети 400 кВ.
Результаты работы системы на трансформаторе 200 МВА при перегрузке около 140МВА (приблизительно 70% времени) за полгода. Температуры масла на входе и выходе охладителя, температура охлаждающей воды и расчётная температура более нагретой точки колебались в границах 3 — 6 ?С. Разница температур в верхней и нижней частях охладителя составляла 2?С. Наибольшее расчётное работы.
Показания датчика Hydran в границах точности соответствуют результатам полного лабораторного анализа газов в масле — «здоровом» состоянии трансформатора. За 2500ч работы по свидетельствам датчика Hydran концентрация консистенции газов выросла с 22 до 120 о.е., в течение последующих 1000ч оставалась фактически постоянной. В течение этого времени анализы проявили приметный рост концентрации оксида углерода (до 386 о.е), что полностью обычно. Концентрация водорода и суммы углеводородов была ниже 10 о.е.
Влажность воздуха в расширителе имела повсевременно низкое
Для оценки перегрузки на переключатель устройства РПН употребляются данные о токах перегрузки и числе переключений устройства РПН на различные положения отпаек обмотки. Определяется суммарная перегрузка на переключатель. За 5 мес. работы системы скопленная сумма коммутируемых токов составила 294,3 кА на фазу. Более нередко переключения происходят при рабочих токах около 300А. Для контроля устройства РПН использовалась система ТМ 100, измеряющая момент на валу переключателя и температуру в отсеке РПН, Определялся Износ контактов.
При установке системы контроля на трансформатор требуются доп фланцы для датчиков газа и воды в масле, также для измерения скорости масла. Эти фланцы привариваются к трубопроводам, ведущим от бака трансформатора к охладителям.
нужно отметить, что огромное внимание при контроле состояния трансформаторов уделялось и способам выявления изъянов при обследовании трансформаторов в отключённом состоянии. Не считая обычных измерений электронных черт, использовались анализ переходных функций трансформатора при помощи импульсной и частотной черт и измерения частичных разрядов при завышенном напряжении. Результаты работы системы признаны удовлетворительными [11].
2.5 Предлагаемый комплекс способов
Как понятно, выявление изъянов в исходной стадии их развития делается при помощи непрерывного контроля состояния трансформатора. В особенности отлично применение этого контроля для трансформаторов, отработавших наиболее 10 лет. Обычно, при непрерывном контроле выявляется лишь факт появления недостатка. Определение места и угрозы недостатка делается обследованием трансформатора в отключённом состоянии. К этому выводу приводит также несовершенство (в Украине — их отсутствие [8]) датчиков непрерывного контроля растворённых в масле газов. Комплекс мероприятий по оценке состояния трансформатора включает непрерывный и повторяющийся контроль исследовательских характеристик и подробные обследования в отключённом состоянии. Для непрерывного контроля, на наш взор, более отлично применение системы, аналогичной TRAS.
Обычно (пока нет единой методики) в состав сведений о трансформаторе в отключённом состоянии трансформатора входят (кроме сведений о эксплуатации трансформатора) данные повторяющихся профилактических испытаний. Особенное внимание уделяется оценке увлажнения и загрязнения изоляции по зависимости от температуры, потому что предусмотренные Нормами тесты без учёта температуры неэффективны.
К многообещающим видам испытаний на работающем трансформаторе следует отнести:
— расширенный анализ масла (не считая обычных газохроматографических воды, фуранов и механических примесей — определение числа омыления, мутности, коэффициента поверхностного натяжения и др.);
— опыт прогрева трансформатора с отбором проб масла;
— определение характеристик частичных разрядов кажущегося заряда, частоты повторения и энергии (см. также табл.1.1. и рис. 1.4);
— анализ виброакустического диапазона;
— обследование при помощи тепловизора;
— анализ частотных черт для диагностирования состояния обмоток силовых трансформаторов (опосля КЗ ) [12]. Тепловизионный контроль [13] находит всё наиболее обширное распространение в нашей стране и за рубежом. Внедрение устройств инфракрасной техники (ИКТ) в энергетику является одним из главных направлений развития высокоэффективной системы технической диагностики, которая обеспечивает возможность контроля термического состояния электрооборудования и электроустановок без вывода их из работы, выявления изъянов на ранешней стадии их развития.
трансформатор недостаток автоматический контроль
Рис. 2.6. Система ИК (то есть тепловое, инфракрасное, на основе инфракрасного излучения) — диагностики электрооборудования
Принцип организации системы инфракрасной (ИК (то есть тепловое, инфракрасное, на основе инфракрасного излучения)) диагностики в общем виде представлен на рис. 2.6 и содержит в себе комплекс взаимосвязанных циклов, определяющих последовательность проведения операций и их информативность.
Регламент проведения ИК (то есть тепловое, инфракрасное, на основе инфракрасного излучения)— диагностики (1) содержит в себе периодичность и размер измерений контролируемого объекта либо совокупы объектов.
Операция по проведению ИК (то есть тепловое, инфракрасное, на основе инфракрасного излучения)-диагностики (2) обязана производиться устройствами ИКТ, обеспечивающими достаточную эффективность в определении недостатка на работающем оборудовании.
Выявление недостатка (3) обязано осуществляться по способности на ранешней стадии развития, для чего же устройство ИКТ должен владеть достаточной чувствительностью даже при действии ряда неблагоприятных причин, способных наблюдаться в эксплуатации (воздействие отрицательных температур, запыленности, электромагнитных полей и т.п.).
]]>