ПНСТ 661-2022 Контроль состояния и диагностика машин. Трансформаторы силовые

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Контроль состояния и диагностика машин

ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ

(ISO 18095:2018, Condition monitoring and diagnostics of power transformers, MOD)

Издание официальное

Москва Российский институт стандартизации 2022

Предисловие

• 1 ПОДГОТОВЛЕН Закрытым акционерным обществом «Научно-исследовательский центр контроля и диагностики технических систем» (ЗАО «НИЦ КД») на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4

• 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 183 «Вибрация, удар и контроль технического состояния»

• 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 октября 2022 г. № 80-пнст

• 4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 18095:2018 «Контроль состояния и диагностика силовых трансформаторов» (ISO 18095:2018 «Condition monitoring and diagnostics of power transformers», MOD) путем внесения технических отклонений, объяснение которых приведено во введении. При этом модификация выделена в тексте курсивом.

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5—2012 (пункт 3.5).

Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в дополнительном приложении ДА

• 5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТР 1.16—2011 (разделы 5 и 6).

Федеральный орган исполнительной власти в сфере стандартизации собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: 603079 Нижний Новгород, Московское шоссе, д. 213а, офис 805, e-mail: igor.szajniak@nickd.ru и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д. 10, стр. 2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты» и также будет размещена на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

© ISO, 2018

© Оформление. ФГБУ «РСТ», 2022

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Термины и определения

• 4 Обозначения и сокращения

• 5 Выбор метода контроля состояния

• 6 Типы силовых трансформаторов

• 7 Анализ видов отказов силовых трансформаторов

• 8 Методы контроля

• 9 Характеристики основных методов контроля

• 10 Организация программы контроля

Приложение А (справочное) Факторы, влияющие на срок службы бумажной изоляции, роль анализа трансформаторного масла и растворенных газов

Приложение В (справочное) Пример формата представления данных при составлении программы контроля состояния

Приложение С (справочное) Анализ признаков видов отказов (FMSA)

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте

Библиография

Введение

В настоящем стандарте рассматриваются вопросы организации контроля состояния и диагностирования силовых трансформаторов по параметрам, характеризующим их условия работы, таким как качество масла и наличие в нем загрязнений, качество диэлектрика, температура, мощность, электрическое напряжение и сила тока.

Настоящий стандарт может быть использован менеджерами по управлению активами предприятий, составителями спецификации оборудования, владельцами предприятий, операторами машин, а также специалистами в области надежности и технического обслуживания. В нем рассмотрена возможность выбора параметров и методов контроля, позволяющего реализовать техническое обслуживание трансформаторов по параметрам их состояния, выявлять неисправности и оценивать степень их развития, определять возможности по их дальнейшему использованию.

Настоящий стандарт следует общему подходу к организации программ контроля состояния машин, установленному ИСО 17359.

По сравнению с примененным международным стандартом ИСО 18095:2018 в настоящий стандарт внесены следующие изменения:

• - в раздел 1 из элемента «Введение» перенесено и дано в примечании положение о целевых пользователях стандарта;

• - в разделе 2 международные стандарты заменены соответствующими национальными стандартами;

• - в структурном элементе «Библиография» к международным стандартам, для которых существуют гармонизированные национальные (межгосударственные) стандарты, даны соответствующие примечания;

• - в таблице 1 указана возможность применения регулятора под напряжением (РПН) в конструкции элегазового трансформатора;

• - в таблице 3:

• а) исключена связь неисправности вида «электрический разряд» в контролируемой характеристикой «слышимый шум» ввиду низкой чувствительности соответствующего метода контроля к указанной неисправности;

• б) добавлен способ контроля состояния РПН-переключателя методом внешнего осмотра;

• в) добавлена связь шума и вибрации с состоянием системы охлаждения (неисправностью одного из вентиляторов);

• - в пункте 9.3.1 приведены расширенные рекомендации в соответствии со ссылочным международным стандартом МЭК 60422:2013;

• - в пункте 9.10.2 исключено описание прямого метода измерений тангенса угла диэлектрических потерь и коэффициента мощности, поскольку для них общеупотребительными являются также косвенные методы.

Дополнительно внесенные фразы набраны курсивом.

ПНСТ 661—2022 (ИСО 18095:2018)

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Контроль состояния и диагностика машин

ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ

Condition monitoring and diagnostics of machines. Power transformers

Дата введения с 2022—12—01 до 2025—12—01

• 1 Область применения

Настоящий стандарт содержит руководство по применению методов контроля состояния в программах контроля состояния силовых трансформаторов. Указанные программы применяют совместно с программами по техническому обслуживанию для реализации общего подхода к обеспечению готовности оборудования, описанного в [1].

Настоящий стандарт распространяется на однофазные трансформаторы переменного тока мощностью свыше 1 кВА и трехфазные трансформаторы переменного тока мощностью свыше 5 кВА.

Примечание — Настоящий стандарт рассчитан на применение, в первую очередь, предприятиями и производственными участками с относительно небольшим количеством трансформаторов максимальной мощностью около 50 МВА, а также специализированными организациями, ведущими работы по контролю состояния и диагностированию такого оборудования. Объем и нормы испытаний силовых трансформаторов на объектах электросетевого хозяйства и электрических станций устанавливаются в соответствии с законодательством об электроэнергетике и требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок.

Требования к организации контроля состояния и диагностирования силовых трансформаторов общего или специального назначения для применения в отдельных отраслях экономики могут быть установлены в соответствующих документах по стандартизации.

• 2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 16110 Трансформаторы силовые. Термины и определения

ГОСТ Р ИСО 13372 Контроль состояния и диагностика машин. Термины и определения

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

Издание официальное

• 3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р ИСО 13372 и ГОСТ 16110, а также следующий термин с соответствующим определением.

• 3.1 магнитострикция (magnetostriction): Свойство ферромагнитных материалов изменять свою форму или размеры при намагничивании.

• 4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:

• X— коэффициент мощности;

С1 — основная емкость ввода, определяемая как емкость между центральным проводником и измерительным выводом ввода;

DGA — анализ растворенных газов;

DFR — частотная характеристика диэлектрика;

ПБВ — переключение без возбуждения;

БПФ — быстрое преобразование Фурье;

FRA — анализ частотных характеристик;

IEEE — Институт инженеров электротехники и электроники;

НН — сторона низшего напряжения трансформатора;

РПН — регулирование под нагрузкой;

БМИ — конструкция ввода трансформатора с использованием твердой бумажно-масляной изоляции (БМИ-изоляции) (ср. RBP, RIP и RIN);

ЧР — частичный разряд;

PDC — токи поляризации и деполяризации;

RBP — конструкция ввода трансформатора с использованием твердой изоляции из бумаги, склеенной эпоксидным компаундом (RBP-изоляции);

RIP — конструкция ввода трансформатора с использованием твердой изоляции из бумаги, пропитанной специальным компаундом (RIP-изоляции);

RIN — конструкция ввода трансформатора с использованием твердой изоляции из нетканого синтетического материала, пропитанного специальным компаундом (RIN-изоляции);

RVM — метод восстанавливающегося напряжения; tan 8 — тангенс угла диэлектрических потерь.

• 5 Выбор метода контроля состояния

  • 5.1 Программы контроля состояния трансформаторов

Основы создания программ контроля состояния и технического обслуживания по состоянию установлены в [1]. В настоящем стандарте более подробно рассматриваются примеры и рекомендации в отношении методов контроля применительно к силовым трансформаторам.

• 5.2 Узлы, виды отказов и методы их обнаружения

Главной задачей контроля является получение информации о состоянии оборудования, позволяющей предупредить его возможные отказы и организовать соответствующее обслуживание в наиболее подходящее для этого время. Задачей же технического обслуживания является предупреждение или минимизация негативных последствий отказов. В связи с этим ключевым элементом технического обслуживания по состоянию является понимание видов возможных отказов и их влияния на оборудование, а также способов раннего обнаружения зарождающихся неисправностей до наступления функционального отказа. Разные виды отказа влияют на разные элементы оборудования и могут быть обнаружены с применением методов, наиболее чувствительных к данному виду отказа. Выбор метода и наиболее подходящего режима контроля состояния оборудования зависит от контролируемого элемента оборудования и видов его отказа. Наглядное представление об этом дает рисунок 1, на котором синим цветом отмечены области применения разных методов контроля состояния.

Э⁴

1 — виды отказа; 2 — элементы трансформатора; 3 — метод контроля; 4 — область применения Рисунок 1 — Матрица применимости методов контроля состояния для разных элементов трансформатора и видов отказов

В разделах 6—10 рассматриваются типы силовых трансформаторов общего назначения, их элементы, соответствующие этим элементам виды отказов и методы обнаружения соответствующих неисправностей.

• 6 Типы силовых трансформаторов

  • 6.1 Масляные трансформаторы

В большинстве крупных трансформаторов в целях охлаждения и электрической изоляции используют трансформаторное масло или схожие по физическим свойствам диэлектрические жидкости.

Такие трансформаторы могут иметь разные наименования в зависимости от размеров и назначения, например:

• - выходной повышающий трансформатор (обычно мощностью от 100 до 1000 МВА), используемый для передачи электрической энергии от генераторной станции в высоковольтную линию электропередач;

• - линейный трансформатор (обычно мощностью от 30 до 400 МВА);

• - распределительный трансформатор (обычно мощностью от 2,5 до 70 МВА);

• - мачтовый трансформатор (обычно мощностью от 10 кВА до 3 МВА);

• - местный питающий трансформатор (обычно мощностью от 1 до 50 МВА).

Устройство масляного трансформатора с указанием элементов, рассматриваемых в 7.1 и таблице 2, схематично изображено на рисунке 2.

1 — расширитель; 2 — радиатор и вентилятор; 3 — вводы высокого напряжения; 4 — бак; 5 — магнитопровод с обмотками Рисунок 2 — Масляный трансформатор и его основные элементы

• 6.2 Сухие трансформаторы

Сухие трансформаторы используют в ситуациях, когда главными требованиями являются пожаробезопасность и экологичность оборудования. Отсутствие в трансформаторе диэлектрической жидкости, такой как трансформаторное масло, снижает его способность к возгоранию. Их используют также при необходимости избежать загрязнений окружающей среды маслами и другими жидкостями.

Сухие трансформаторы применяют в промышленности (нефтегазовой, металлургической, горнорудной и т. п.), строительстве (включая крупные объекты, такие как больницы, аэропорты, стадионы), в береговых и морских сооружениях (ветроэнергетические установки, суда, морские платформы и пр.) и многих других случаях.

Современные сухие трансформаторы обеспечивают мощность до 63 МВА и выходное напряжение до 72,5 кВ.

Изоляция сухих трансформаторов обычно обеспечивается применением твердых диэлектрических материалов или сочетанием твердой и воздушной изоляции. Для изоляции обмоток используют специальные лаки. Такие особенности конструкции приводят к тому, что виды отказов сухих трансформаторов иные, чем трансформаторов масляных, в частности из-за отсутствия бумажной изоляции и масла, склонных к ухудшению своих свойств в процессе эксплуатации. Типичный сухой трансформатор показан на рисунке 3.

Copyright by ABB

Примечание — Фотография публикуется с разрешения ABB Inc.

Рисунок 3 — Внешний вид типичного сухого трансформатора

Как видно из таблицы 1, число элементов в сухом трансформаторе меньше, чем в масляном. Это важно с точки зрения возможных видов отказов, применяемым методам контроля и организации технического обслуживания.

Сухой трансформатор может иметь устройство регулирования напряжений под нагрузкой с нежидкостной изоляцией. Пример такого трансформатора напряжением 69 кВ и мощностью 25 МВА и показан на рисунке 4.

• 6.3 Газонаполненные трансформаторы

В случаях, когда ключевым является требование низкой воспламеняемости трансформатора, применяют конструкции, в которых изоляция и охлаждение трансформатора осуществляется с помощью гексафторида серы (элегаза). Газонаполненные трансформаторы являются альтернативой сухим трансформаторам при необходимости обеспечения пожаробезопасности и низкого риска загрязнения окружающей среды.

Существуют элегазовые трансформаторы напряжением до 275 кВ (с перспективой доведения этого значения до 500 кВ) и мощностью до 300 МВА. Такие трансформаторы дороже масляных, но их повышенная стоимость оправдана за счет снижения риска возгорания (отсутствия необходимости содержать средства пожаротушения), практичности применения и малого влияния на окружающую среду.

Примечание — Фотография публикуется с разрешения ABB Inc.

Рисунок 4 — Пример сухого трансформатора с устройством регулирования напряжения под нагрузкой напряжением 69 кВ и мощностью 25 МВА

• 7 Анализ видов отказов силовых трансформаторов

  • 7.1 Элементы трансформатора

Целью контроля состояния является обнаружение зарождающихся неисправностей на их ранней стадии, чтобы принять соответствующие меры до наступления отказа, т.е. обеспечить возможность технического обслуживания по состоянию. Поскольку каждый отказ связан с конкретным элементом трансформатора, в настоящем стандарте описание видов отказа и методов контроля дано в отношении соответствующих им элементов. Рассматриваемые элементы трансформаторов разных типов приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Элементы трансформаторов основных типов

Обозначения: J — элемент есть всегда; (^) — элемент может быть;--элемент обычно отсутствует

• 7.2 Категории видов отказов
  
  7.2.1 Общие положения

  Неисправности силовых трансформаторов обычно группируют по следующим категориям: а) деградация диэлектрического материала;

• b) нарушения температурного режима;

• с) механические факторы;

• d) внешние причины.

• 7.2.2 Деградация диэлектрического материала

Деградация изолирующего материала, размещенного между проводящими элементами и заземленными частями трансформатора (стержни и ярмо магнитопровода, другие металлические элементы внутри трансформатора) приводит к ослаблению посадки его элементов, чрезмерному нагреву и загазованности масла (для масляных трансформаторов). По мере деградации материала ухудшается способность трансформатора выдерживать подаваемое напряжение и резко падает способность противостоять скачкам напряжения. С дальнейшим ухудшением свойств материала изоляция перестает выполнять свои функции при обычных нормальных условиях работы трансформатора, что может привести к его внезапному и полному отказу.

• 7.2.3 Нарушения температурного режима

Чтобы поддерживать температуру трансформатора в допустимых границах, необходимо правильное функционирование всех элементов системы охлаждения (радиаторов, вентиляторов, насосов, теплообменников, охладителей воды и масла). Чрезмерный нагрев трансформатора вызывает ускоренную деградацию изолирующего материала и неравномерное температурное расширение элементов трансформатора. Высокая температура масла может ухудшить его диэлектрические свойства и вызвать проблемы, связанные с его тепловым расширением. Неисправности ряда элементов внутри трансформатора (соединений, вводов, обмоток и т.д.) могут вызвать локальные нагревы, вызывающие вторичные повреждения даже в том случае, когда средняя температура трансформатора остается в допустимых пределах.

• 7.2.4 Механические факторы

Основной задачей конструкции трансформатора с точки зрения его механической надежности является способность противостоять большим токам, вызываемым сквозными внешними короткими замыканиями. Общими факторами, влияющими на механическую целость сборки обмоток и магнитопровода, являются плотность посадки сердечника и степень деградации изолирующего материала. Ослабление плотности посадки с большой вероятностью приведет к повреждению обмотки под действием сил, вызванных токами короткого замыкания. Целлюлозное волокно, являющееся основным элементом бумажной изоляции в большинстве масляных трансформаторов, по мере его деградации теряет механическую прочность, становится неспособным выдерживать силы, вызванные короткими замыканиями. Среди других механических факторов можно отметить повышение шума и вибрации трансформатора.

• 7.2.5 Внешние факторы

Следствием ухудшения состояния бака (кожуха) трансформатора, элементов шкафа управления, электропроводки, изоляции, уплотнительных прокладок, клапанов, датчиков и т.п. могут быть утечки масла в трансформаторе, внешние электрические разряды, неправильная работа систем управления, мониторинга и защиты оборудования.

• 7.3 Виды отказов

В таблице 2 приведены виды отказов, связанных с разными элементами трансформатора.

Сильная связь неисправности с конкретным элементом трансформатора в таблице 2 обозначена знаком «•», более слабая — знаком «о». Указанные в таблице связи могут иметь двусторонний характер — с одной стороны, дефекты элемента трансформатора могут вызывать индикацию неисправности, с другой — обнаруженная неисправность может влиять на состояние элемента трансформатора.

Более подробная информация о связях между элементами оборудования и неисправностях, выявляемых в ходе анализа признаков видов отказов (FMSA), приведена в приложении С.

• 7.4 Факторы, влияющие на скорость развития неисправности
  
  7.4.1 Общие положения

  В число факторов, влияющих на скорость развития неисправностей трансформатора, входят:

• а) повышения входного напряжения;

• Ь) климатические и другие факторы внешней среды;

• с) тип конструкции трансформатора;

• d) качество технического обслуживания;

• е) наличие устройств защиты.

• 7.4.2 Скачки питающего напряжения

Уровень и характер входного напряжения трансформатора в значительной степени влияют на срок его службы. Дефекты, вызываемые скачками напряжения, сквозными короткими замыканиями и т. п., накапливаются во времени. Необнаруженные своевременно дефекты приводят к ускоренной деградации отдельных элементов трансформатора, что в конечном счете приводит к отказу.

Таблица 2 — Типичные виды отказов основных элементов силового трансформатора

• 7.4.3 Условия внешней среды

Условия среды, в которой находится трансформатор, могут повлиять на скорость изменения характеристик его элементов. Среди этих условий температура окружающего воздуха и высота над уровнем моря. Ветер, дождь, солнечный свет также могут повлиять на рабочую температуру трансформатора. На общем сроке службы трансформатора может сказаться его эксплуатация в агрессивных и коррозионных средах, воздействие внешней вибрации и т.п.

• 7.4.4 Тип конструкции

От типа конструкции и технологии изготовления трансформатора зависит его возможность противостоять воздействию разных негативных факторов. Если трансформатор эксплуатируют в условиях, подчеркивающих слабые места его конструкции, то его техническое состояние может ухудшаться быстрее ожидаемого.

• 7.4.5 Качество технического обслуживания

Некоторые аспекты технического обслуживания трансформаторов могут быть особенно важны с точки зрения изменения технического состояния и общего срока службы. Для масляных трансформаторов таким важным аспектом является качество используемой изолирующей жидкости. Присутствие в масле влаги и загрязнителей ускорит старение целлюлозных волокон изоляции, особенно если трансформатор работает при высоких температурах.

• 7.4.6 Наличие устройств защиты и индикаторов

Трансформаторы оснащают устройствами защиты и индикаторами, позволяющими контролировать значения одного или нескольких параметров. Их примерами могут служить:

• а) газовое реле (например, реле Бухгольца);

• Ь) индикатор повышенной температуры масла;

• с) индикатор повышенной температуры обмотки;

• d) индикатор низкого уровня масла;

• е) индикатор подачи питания системы охлаждения;

• f) индикатор подачи питания переключателя ответвлений;

д) струйное реле переключателя РПН;

h) индикатор неисправности системы дыхания.

Так, реле Бухгольца позволяет защитить масляный трансформатор от повышенного давления не-растворенных газов внутри бака.

• 8 Методы контроля

Состояние силового трансформатора оценивают с применением большого числа разных контролируемых характеристик, каждая из которых чувствительна к соответствующему виду отказа, как показано в таблице 3, и которые рассмотрены в разделе 9.

• 9 Характеристики основных методов контроля

  • 9.1 Контроль напряжений и токов
    
    9.1.1 Причины изменений контролируемых характеристик

    Конструкция каждого силового трансформатора рассчитана на определенную нагрузку (ток и напряжение). Требования к расчету характеристик трансформатора, включая определение номинальной мощности, расчетных температур для определения потерь трансформатора, росту температуры и некоторым испытаниям диэлектрического материала приведены в [2].

Эти характеристики должны быть определены для разных общих (таких как температура окружающего воздуха) и специальных (таких как агрессивные и коррозионные среды, ограничения на поступление свежего воздуха, работа параллельно с другими трансформаторами) условий применения.

Среди указываемых характеристик трансформатора, как правило: общая мощность трансформатора, скорость остывания, нагрузка на фазу, входное и выходное напряжения, положения переключателя ответвлений при разных значениях напряжения, возможности ручной защиты от перегрузки, повышенного напряжения, перенапряжений или изменения частоты тока.

Если трансформатор работает вне области установленных значений характеристик, ухудшение его технического состояния может происходить быстрее, например:

• а) сильные и повторяющиеся переходные перенапряжения способны вызвать деформацию или ослабление прессовки сердечника, превысить электрическую прочность изоляции, способствуя быстрому росту повреждений и повышению вероятности вторичных отказов;

• Ь) умеренные перенапряжения могут привести к нагреву изоляции, уменьшающему срок ее службы.

  Таблица 3 — Примеры связей неисправностей с контролируемыми параметрами (методами контроля)

  Категория вида отказа

  Неисправность

  Контролируемые параметры (методы контроля)

  Напряжения и токи (9.1)

  Осмотр (9.2)

  Качество масла (9.3)

  Температура (9.4)

  ЧР (9.5)

  DGA (9.6)

  Слышимый шум (9.7)

  Ультразвук(9.8)

  Вибрация (9.9)

  X/tan 5 (9.10)

  Сопротивление (9.11)

  DFR/ PDC/RVM (9.12)

  FRA (9.13)

  Ток намагничивания (9.14)

  Импеданс КЗ (9.15)

  Емкость ввода (9.16)

  Другие

  Можно измерить под напряжением?

  (z)

  Деградация диэлектрического материала

  Деградация изоляции

  •

  •

  •

  •

  •

  о

  •

  •

  •

  •

  •

  Попадание влаги

  •

  •

  •

  •

  •

  Неисправен переключатель РПН

  •

  о

  •

  •

  о

  •

  о

  •

  о

  •

  •

  •

  Неисправен переключатель ПБВ

  •

  •

  •

  о

  •

  о

  •

  о

  •

  •

  •

  Ухудшение качества масла

  •

  •

  •

  •

  •

  Электрическая дуга/разряд

  •

  •

  •

  •

  •

  •

  Дефект соединений

  •

  •

  о

  о

  •

  •

  •

  •

  Нарушения температурного режима

  Проблемы системы охлаждения

  о

  •

  •

  •

  о

  о

  о

  . а)

  Низкий уровень масла

  •

  о

  о

  о

  о

  о

  Нарушение циркуляции масла

  •

  о

  •

  о

  Механи-ческие факторы

  Смещение обмотки

  •

  •

  •

  •

  Ослабление посадки обмотки

  •

  •

  •

  •

  Ослабление посадки сердечника

  •

  •

  •

  о

  Утечка масла

  •

  Внешние повреждения

  •

  Внешние причины

  Сквозное короткое замыкание

  •

  •

  Ухудшение качества питания

  о

  ^а) Причиной перегрева может быть засор патрубка радиатора (проблемный радиатор легко определяется тактильно — в отличие от других он будет холодным).

  Применяемые символы — как в таблицах 1 и 2.

  
  

  ПНСТ 661—2022

  
  

• 9.1.2 Метод контроля

Регулярная запись в журнал значений напряжений и токов на сторонах высшего, низшего и среднего (при наличии) напряжений трансформатора позволяет отслеживать нагрузку трансформатора в условиях его работы и сопоставлять с допустимыми значениями для выявления перегрузок. Наблюдение трендов данных, которые могут указывать на произошедшие изменения внутри трансформатора или в условиях его работы, позволяет провести быструю проверку для выявления их причины. Регистрация данных может осуществляться с помощью SCADA-системы или с применением других средств вычислительной техники, обеспечивающих удобное графическое представление информации. Соответствующие данные могут быть получены также от некоторых устройств защиты и мониторинга.

• 9.1.3 Выявляемые неисправности

Долговременные изменения напряжений и токов могут быть вызваны изменением спроса со стороны потребителей энергии или быть обусловлены проблемами регулирования напряжения. Значительные изменения соотношения между входными и выходными токами и напряжениями могут свидетельствовать о внутренних повреждениях обмоток или магнитопровода, а также о повреждениях переключателя ответвлений.

• 9.2 Визуальный контроль
  
  9.2.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Визуальный контроль трансформатора позволяет обнаружить, в первую очередь, наличие внешней коррозии. Повреждение лакокрасочного покрытия трансформатора или его элементов (например, радиатора) может привести к развитию коррозии внутри металла и появлению в нем отверстий, через которые будет вытекать трансформаторное масло. Понижение уровня масла, в свою очередь, вызовет ухудшение работы системы охлаждения с возможным появлением мест перегрева в верхней части трансформатора, ухудшением ее изоляции и последующим пробоем. Утечка масла возможна также в местах соединений, и ее также можно обнаружить визуальным обследованием. Во время визуального контроля проверяют наличие внешних повреждений физического характера и общее загрязнение элементов трансформатора, что может привести, например, к уменьшению зазоров между проводящими элементами и электрического сопротивления изоляции между ними, понижению эффективности теплообмена радиатора или уменьшению потока воздуха от вентилятора. Визуальный контроль должен помочь также обнаружить возможные повреждения внешних устройств защиты и ограждений, препятствующих доступу людей и животных к месту повышенной опасности.

  • 9.2.2 Метод контроля

Обычный визуальный контроль с применением органов чувств человека позволяет обнаруживать следы коррозии и утечки масла. Такой контроль должен носить регулярный характер и проводиться силами собственной сервисной службы предприятия. Он может быть дополнен другими простыми средствами контроля, например, с применением инфракрасной или ультрафиолетовой камеры, ультразвукового дефектоскопа. Обычно такое специальное оборудование используют не при каждом визуальном обследовании.

• 9.2.3 Объекты контроля

Типичными объектами визуального обследования являются:

• а) состояние лакокрасочных покрытий и наличие на них следов коррозии;

• Ь) следы утечек масла (в соединениях трубопроводов, радиаторах, вводах и других местах);

• с) наличие внешних повреждений физического характера;

• d) общая загрязненность трансформатора и его элементов;

• е) следы электрических разрядов на вводах;

• f) состояние внешних ограждений и устройств защиты;

• д) состояние системы охлаждения;

• h) состояние основания и гравийной засыпки;

• i) состояние устройств управления;

• j) уровень масла;

• к) состояние системы дыхания;

• I) число переключений переключателя РПН.

• 9.3 Контроль качества масла
  
  9.3.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  В настоящем пункте, также как и в 9.6, под маслом понимается трансформаторная жидкость, которой чаще всего является минеральное масло, но ею может быть также силиконовое масло, синтетические или натуральные эфирные масла.

С течением времени в масле накапливаются загрязнители, которыми обычно бывают частицы бумажной изоляции, и кислотные соединения, связанные с разложением целлюлозы из бумажной изоляции или с разложением самого масла. Важным загрязнителем является также влага, попадающая в масло из атмосферного воздуха через систему дыхания или через места утечек в соединениях вводов или других элементов с баком. Влага из масла попадает на бумажную изоляцию, вызывая ухудшение ее свойств (более подробно изменение свойств бумажной изоляции под действием влаги, повышенных температур, кислот, соединений серы и др. веществ рассматривается в приложении А).

На качество масла оказывают негативное влияние также внутренние электрические разряды, которые вызывают локальные перегревы масла, что приводит к потере его диэлектрических свойств. Такие явления сопровождаются образованием газов, которые растворяются в масле. Оценка состояния трансформатора по растворенным газам рассматривается в 9.6.

Ухудшение качества масла, с одной стороны, свидетельствует о наличии проблем в трансформаторе, и в то же время само является причиной появления неисправностей, главным образом связанными с локальными перегревами и ускоренным разрушением бумажной изоляции. Наличие в масле соединений серы приводит к коррозии медных проводов обмотки, что, в свою очередь, вызывает осаждение сульфида меди на бумажной изоляции, повышающее ее электро- и теплопроводящие свойства и в конечном итоге приводящее к локальным нагревам и коротким замыканиям.

Существует ряд стандартных методов анализа масла, которые могут быть применены и для трансформаторных масел (см. [3]), и анализ с применением таких методов входит в типовой набор услуг соответствующих химических лабораторий. В [3] приведены рекомендации в отношении проведения испытаний, их периодичности и оценки получаемых результатов. Испытания охватывают определение таких характеристик масла, как диэлектрическая прочность, содержание влаги, механических частиц и кислот, цвет, межфазное (поверхностное) натяжение, уровни коррозионной серы и полихлорированных бифенилов (ПБФ), как показано в таблице 4. Таблица 4 дополнена также ссылками на методы определения характеристик, установленные национальными стандартами.

Испытания разделены на три группы. В первую группу входят стандартные тесты, проводимые на регулярной основе, во вторую — тесты, которые проводят в зависимости от качества масла и его возраста, в третью — специальные тесты, проводимые при необходимости. Рекомендованная [3] периодичность стандартных тестов составляет от 1 до 2 лет для высоковольтных трансформаторов (400 кВ и более), от 1 до 3 (4) лет для трансформаторов с номинальным напряжением от 170 до 400 кВ (от 72,5 до 170 кВ) и от 2 до 6 лет для низковольтных трансформаторов (менее 72,5 кВ). Подробности методов испытаний приведены в стандартах, указанных в последнем столбце таблицы 4.

Таблица 4 — Испытания минеральных масел по [3]

Окончание таблицы 4

Более подробная информация об использовании анализа масла в целях контроля состояния приведена в [23].

Свойства трансформаторного масла могут быть восстановлены. Для этого его откачивают с помощью вспомогательного оборудования, удаляют из него влагу, растворенные газы, загрязняющие частицы (волокна целлюлозы), коррозионную серу и кислоты. Процесс регенерации занимает обычно несколько дней. Влагу, растворенные газы и частицы извлекают с помощью фильтров, абсорбирующих сред и очистки вакуумом. Коррозионную серу и кислоты удаляют с помощью Фуллеровой земли.

• 9.3.2 Метод контроля

Для проведения анализа берут образец масла и передают его в специализированную химическую лабораторию. В отчете лаборатории каждой определяемой характеристике должна быть дана оценка (хорошо, удовлетворительно, плохо) и приведены рекомендации в отношении дальнейших действий. Испытания проводят в соответствии со стандартами, указанными в таблице 4.

Стандартные методы испытаний способны обнаруживать загрязнения самого малого уровня, поэтому особенную важность приобретает тщательность отбора пробы, чтобы не внести в масло дополнительных загрязнителей в процессе самого отбора (например, через влагу и загрязнения посуды для отбора). В связи с этим отбор проб должен осуществлять квалифицированный персонал. Требования к процедурам отбора проб изолирующих жидкостей приведены в [24]. При отсутствии необходимой квалификации может оказаться целесообразным обратиться в специализированную организацию, которая выполнит весь процесс полностью — от отбора проб до проведения анализа и интерпретации его результатов.

• 9.3.3 Выявляемые неисправности

Анализ масла способствует выявлению неисправностей разных элементов трансформатора, которые находятся в контакте с маслом во время его работы, как показано ниже.

Примечание — Приведенные ниже значения определяемых характеристик, взятые из [3], относятся к трансформаторам низкого и среднего напряжения (не более 72,5 кВ).

• а) Снижение электрической прочности масла (напряжения пробоя) указывает на наличие проблем (основных причин), которыми могут быть наличие в масле влаги и/или загрязняющих частиц, окисление масла, наличие в масле кислот, каждая из которых может привести к развитию неисправности.

В [3] предложена следующая шкала оценок результатов измерений электрической прочности масла:

• - более 40 кВ — хорошо;

• - от 30 до 40 кВ — удовлетворительно;

• - менее 30 кВ — плохо.

• b) Высокое содержание влаги может свидетельствовать о нарушении целости бака (наличии негерметичных соединений) или неправильной работе воздухоосушителя (например, насыщении влагой силикагеля), но кроме того может быть связано с продуктами разложения масла и изоляции (вода может быть одним из таких продуктов). Наличие в масле влаги означает ее присутствие также в бумажной изоляции, что способствует ее ускоренному разрушению. Влага в масле непосредственно снижает диэлектрическую прочность масла, что может привести к неисправностям электрического характера, а также увеличивает диэлектрические потери, что приводит к повышенному нагреву, который сам будет причиной появления многих неисправностей. В качестве общего правила можно принять, что удвоение содержания влаги в масле наполовину снижает срок службы изоляции трансформатора.

В [3] предложена следующая шкала оценок содержания влаги в масле:

• - менее 30 мг/кг — хорошо;

• - от 30 до 40 мг/кг — удовлетворительно;

• - более 40 мг/кг — плохо.

• с) Высокое содержание частиц (наличие осадка в масле) указывает на разрушение бумажной изоляции, которое, в свою очередь, может быть вызвано рядом факторов, включая наличие в масле влаги (особенно в сочетании с местными перегревами или электрическими разрядами). Другой причиной высокого содержания частиц может быть внутренняя коррозия бака или элементов трансформатора внутри бака, что также указывает на наличие влаги.

Шкала оценок содержания частиц в масле приведена в [3], приложение В.

• d) Наличие кислоты в масле является признаком разложения бумажной изоляции, например под воздействием влаги, ускоренного воздействием высоких температур (локальных перегревов), а также разложением и окислением масла под действием электрических разрядов. В свою очередь, содержащаяся в масле кислота ускоряет разрушение бумажной изоляции и вызывает коррозию металлических частей трансформатора. Дополнительным результатом окисления масла является образование осадка (шлама), препятствующего циркуляции масла, т.е. правильному охлаждению внутри бака, что еще более ускоряет разрушение изоляции.

В [3] предложена следующая шкала оценок кислотного числа, выраженная через количество гидроксида калия (КОН), в мг, использованного при титровании исследуемого образца заданной массы, г, т.е. в мг КОН/г:

• - менее 0,15 — хорошо;

• - от 0,15 до 0,30 — удовлетворительно;

• - более 0,30 — плохо.

• е) Цветность и плохой внешний вид масла свидетельствуют о его окислении и наличии других загрязнений, что рассмотрено выше в перечислениях с) и d).

Согласно [3] цветность и внешний вид масла оценивают следующим образом:

• - чистое масло без видимых примесей — хорошо;

• - масло темное и мутное — плохо.

• f) Измерения поверхностного натяжения на границе фаз (масла и воды) используют для оценки наличия в масле полярных соединений, служащих признаком его старения. Определяемая характеристика является интегральной для всех загрязнений, включая влагу, поэтому в части оценки возможных неисправностей соответствующих элементов трансформатора для нее справедливо все, указанное в перечислениях Ь) и d). Как правило, между результатами оценки поверхностного натяжения и кислотного числа наблюдается высокая корреляция.

д) Проведение анализа на содержание коррозийной серы связано с тем, что для некоторых масел под действием определенных температур может наблюдаться осаждение сульфида меди на изоляцию проводов трансформатора, что уменьшает диэлектрическую прочность изоляции и неизбежно ведет к ее пробоям. Указанный анализ позволяет выявить склонность данного масла к образованию сульфида меди и при необходимости ввести в масло пассиваторы.

h) Проведение анализа на содержание дибензинсульфида в принципе не связано с контролем состояния трансформатора, но признано, что это вещество оказывает вредное воздействие на человека и окружающую среду. При обнаружении в масле дибензилсульфида в концентрации, превышающей 50 мг/кг, масло рекомендуется заменить.

• 9.4 Контроль температуры и термография
  
  9.4.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Повышенная температура внутри трансформатора приводит к ускоренному старению его элементов, особенно изоляции на основе бумаги и картона, а также к ускоренному старению и окислению масла. Известно оценочное суждение, что повышение температуры на 10 °C свыше проектной может сократить срок службы изоляции вдвое, поэтому поддержание температуры на достаточно низком уровне является важной задачей. Повышенная температура ускоряет также процессы коррозии. Локальные нагревы в трансформаторе могут привести к разрушению изоляции и разложению масла с образованием в нем газов. К таким нагревам могут привести, например, плохое качество электрических контактов и соединений. В предельных случаях локальные нагревы могут вызвать электрические разряды и следы от них на поверхностях диэлектриков.

На температуру трансформатора влияют процессы подвода (в основном, связанные с нагрузкой) и отвода (благодаря системе охлаждения) тепла. На работу системы охлаждения влияют температура окружающего воздуха, обдувание воздухом охлаждающих поверхностей и скорость движения масла. Изменение циркуляции масла, например из-за образовавшегося в нем осадка, может привести к недостаточному охлаждению отдельных участков трансформатора. К этому же результату может привести деформация элементов внутри трансформатора.

• 9.4.2 Метод контроля

Для измерений температуры могут быть использованы стационарно установленные внутри заполняющего бак масла датчики температуры. Сигналы с датчиков используются для управления вентиляторами и насосами системы охлаждения, а также для формирования оповещений о повышенной температуре.

У некоторых трансформаторов стационарно установленные датчики позволяют также получать информацию о локальных нагревах. Установка таких датчиков в местах возможных локальных нагревов для управления нагрузкой или системой охлаждения может быть предусмотрена конструкцией трансформатора. В ряде конструкций для этой цели применяют волоконно-оптические датчики температуры. Новые технологии волоконной оптики позволяют измерять значения температуры вдоль всей длины волокна датчика. Такие датчики устанавливают в обмотке во время изготовления или ремонта трансформатора в случаях, когда оптимальная точка размещения датчика заранее неизвестна. Поскольку температурные датчики встраивают в систему изоляции, работающую в условиях высоких электрических напряжений, необходимо принимать специальные меры, чтобы избежать воздействия на датчик больших сил электрической и механической природы.

При отсутствии системы измерения температур с применением сложных современных технологий полезную информацию о кажущихся температурах поверхностей можно получать с применением инфракрасной камеры. Она позволяет легко находить места повышенного нагрева поверхности трансформатора и выявить проблемы в работе системы охлаждения. Недостатком является то, что с ее помощью нельзя обнаружить места локального нагрева внутри трансформатора, в частности в его обмотке.

Применение методов термографии в целях контроля состояния более подробно рассмотрено в [25].

• 9.4.3 Выявляемые неисправности

Элементом трансформатора, наиболее критичным в отношении повышенных температур, является изоляция. Как масло, так и бумажная изоляция теряют свои свойства под действием высоких температур. При очень высоких температурах возможно появление температурных напряжений и деформации обмотки и сердечника, что, в свою очередь, может быть причиной появления неисправностей других элементов, включая бумажную изоляцию. Высокие температуры могут быть следствием либо больших электрических напряжений, либо неправильной работы системы охлаждения.

• 9.5 Контроль частичных разрядов
  
  9.5.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  В процессе работы трансформатора его элементы подвергается воздействию электрических и тепловых напряжений. Эти два вида напряжений приводят к деградации изолирующего материала. Признаком, указывающим на раннюю стадию деградации, является частичный разряд. Таким образом, частичный разряд с одной стороны представляет собой физическое явление, многократное повторение которого приводит к деградации изоляции вплоть до ее разрушения, а с другой — характерным признаком, по которому судят о начальной стадии этого разрушения.

Частичный разряд представляет собой локальную потерю прочности изоляции (твердой или жидкой) под действием высокого электрического напряжения, которая не приводит к образованию токопроводящего моста между изолированными проводниками. В отличие от коронного разряда, который характеризуется относительно устойчивым свечением в воздухе, частичный разряд внутри изоляции невидим.

Частичный разряд может наблюдаться при любом агрегатном состоянии изоляции — жидком, твердом или газообразном. Часто он начинается с заполненных газом пустот в твердой изоляции или с пузырьков газа в трансформаторном масле. При повторениях частичных разрядов в твердых средах их след удлиняется, что ведет к пробою изоляции.

• 9.5.2 Метод контроля

  • 9.5.2.1 Общие положения

Импульсы частичного разряда сопровождаются образованием электромагнитных и акустических волн, локальным нагревом и химическими реакциями в месте его зарождения. Для обнаружения частичных разрядов и их локализации используют, как правило, один из следующих методов:

• а) ультразвуковой/акустический метод. Метод основан на обнаружении звуковых волн, создаваемых частичным разрядом. Метод может быть использован только в условиях работающего трансформатора (см. описание метода в 9.8);

• Ь) метод детектирования электромагнитных полей (радиопомех). Метод основан на обнаружении радиоволн, создаваемых частичным разрядом. Он также применим только в условиях работающего трансформатора (см. 9.5.2.3);

• с) метод детектирования сигналов сверхвысоких частот (СВЧ). В методе используют датчики, пропускаемые внутрь бака через клапаны или смотровые отверстия. Такие датчики могут обнаруживать следы частичных разрядов сверхвысоких частот в разных местах внутри бака. Затем источники частичных разрядов могут быть разделены с помощью дополнительных датчиков.

• d) метод прямых электрических измерений. Метод обеспечивает непосредственное измерение токов частичных разрядов и может быть использован как для работающего, так и неработающего трансформатора;

• е) DGA. Анализ растворенных газов может быть использован как косвенный метод обнаружения случаев частичных разрядов. Метод DGA рассматривается в 9.6.

• 9.5.2.2 Ультразвуковой/акустический метод

Электрические разряды, включая частичные разряды, так же как и перемещения элементов из-за неплотности механических соединений производят ультразвуковые колебания, свидетельствующие о зарождающихся неисправностях. Спектр ультразвукового сигнала может быть перенесен в область слышимых частот, и разным источникам ультразвука могут быть сопоставлены свои слышимые образы. Дуговой разряд производит многочисленные случайные кратковременные импульсы, в то время как коронный разряд на слух воспринимается как высокочастотный свист (шипение). Разрушительный коронный разряд сопровождается резкими всплесками энергии, благодаря чему на свистящий звук накладываются характерные трески (хлопки). Если обследуемый элемент находится на некотором расстоянии от детектора, то для сбора акустической энергии применяют параболический рефлектор. С его помощью можно также определить направление на источник ультразвука.

По ультразвуковому сигналу можно также обнаружить частичные разряды внутри элементов трансформатора, таких как изолированные токовые шины. Такой сигнал представляет собой сочетание «свиста» и «треска». Обычным инструментом для обнаружения частичных разрядов является контактный щуп, что может ограничить возможности использования метода при работающем трансформаторе.

Применение ультразвукового метода в целях контроля состояния более подробно рассмотрено в Д>67.

• 9.5.2.3 Детектирование радиопомех и сигналов СВЧ

Высокочастотные импульсы тока, связанные с частичным разрядом, производят электромагнитные волны в широком диапазоне частот, включая диапазоны радиопомех (от 50 кГц до 1 МГц) и СВЧ (от 300 до 3000 МГц), интерферирующие с другими радиоволнами на этих частотах. Помехи такого сорта можно наблюдать при просмотре телепрограмм или прослушивании радиопрограмм вблизи источника искрового разряда. Искажения радиосигнала могут быть использованы как основа детектирования. Детекторное устройство осуществляет прием радиоволн в диапазоне частот анализа и отображает спектр сигнала. Изменения в спектре с течением времени или по сравнению со спектром нормально работающего трансформатора той же модели указывают на наличие частичных разрядов. Сигнал в высокочастотном диапазоне затухает очень быстро по мере удаления от источника — это позволя-16

ет посредством измерений в нескольких точках вокруг трансформатора приблизительно определить место источника сигнала. Обычное испытание включает в себя измерения в 6—12 заданных точках по периметру трансформатора с выявлением точки, где уровень сигнала максимален или наиболее сильно изменяется со временем. Полезную информацию дает также форма спектра. Так, появление пика или горба в районе некоторой частоты может указать на наиболее вероятный источник. По набору таких спектров можно судить о корреляции высокочастотного сигнала с другими факторами, такими как общая нагрузка трансформатора или температура. Для разных неисправностей характерны разные особенности изменения спектра сигнала.

В дополнение к методам детектирования сигнала снаружи от трансформатора могут быть использованы специальные СВЧ антенны, вводимые внутрь бака трансформатора (через клапан или другое отверстие), что позволит осуществлять непрерывный или периодический контроль частотных разрядов внутри трансформатора.

• 9.5.2.4 Прямые электрические измерения

Прямые измерения являются стандартной процедурой контроля частичных разрядов в процессе приемочных испытаний трансформаторов согласно [27] или [2]. В качестве измерительного элемента может быть использовано, например, емкостное устройство или пояс Роговского. Частичный разряд проявляет себя как очень короткие импульсы тока, вызванные прохождением заряда через несплош-ности в изоляции. Число таких выбросов и электрический заряд, соответствующий каждому выбросу, указывают на степень развития дефекта, а по месту приложения напряжения, за которым следуют выбросы, можно судить о природе дефекта. Измерения могут быть проведены при постоянно установленных датчиках или при отключенном трансформаторе с подачей тестового напряжения.

Испытания данного вида рассматриваются в [27].

• 9.5.3 Выявляемые неисправности

Контроль частичных разрядов позволяет обнаружить деградацию изоляции для всех изолирующих сред: твердой, жидкой и газообразной. Он может быть также использован для трансформаторов с заливкой компаундом, в которых дефекты изоляции проявляются в виде маленьких пустот, которые растут со временем, приводя к повреждению изоляции. Контроль частичных разрядов позволяет выявлять неисправности, связанные с ухудшением свойств изоляции, на ранних стадиях их развития, хотя метод прямых электрических измерений непригоден для идентификации пробоев изоляции.

• 9.6 Анализ растворенных газов (DGA)
  
  9.6.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Тепловые и электрические напряжения в масляном трансформаторе приводят к деградации изолирующего материала, связанной с появлением газообразных продуктов разложения масла. Разным неисправностям соответствуют свои продукты разложения из-за разной энергии, рассеиваемой в изоляции, что, в свою очередь, ведет к разным температурам, при которых происходит разложение.

  • 9.6.2 Метод контроля

DGA применяют для определения содержания растворенных газов в образцах масла, взятых из масляного трансформатора. Наличие неисправностей в трансформаторе оценивают по скорости образования газов, их общей концентрации, составе газовой смеси и относительной концентрации элементов смеси.

Скорость газообразования можно контролировать при работающем трансформаторе. Уровень водорода в масле часто можно определить с помощью автоматических систем контроля. Образцы масла отбирают, чтобы провести более детальный анализ в лаборатории, хотя некоторые современные системы онлайн анализа позволяют определять содержание до восьми газов одновременно. Стандарты на методы онлайн измерений для разных газов приведены в библиографии, а базовым руководством по DGA и интерпретации результатов анализа является [28].

Указанные стандарты распространяются на определение 13 газов: диоксида углерода (СО₂), ацетилена (С₂Н₂), этилена (С₂Н₄), этана (С₂Н₆), водорода (Н₂), кислорода (О₂), азота (N₂), метана (СН₄), оксида углерода (СО), метилацетилена [С₃Н₄ (Y)], пропадиена (С₃Н₄), пропилена (С₃Н₆) и пропана (С₃Н₈).

Поскольку образование разных газов происходит при разных температурах, наличие в масле определенных газов и соотношение их концентраций позволяет судить об имеющих место неисправностях. Методы интерпретации результатов анализа приведены в [28].

Скорость образования разных газов также зависит от температуры. Так, водород начинает появляться при локальных нагревах с температурой 150 °C и скорость его образования растет с температурой вплоть до образования дугового разряда при температурах 800 °C и выше, в то время как метан начинает образовываться при локальных нагревах с температурой 150 °C, но скорость его образования уменьшается при температурах свыше 300 °C. Ацетилен же начинает образовываться только при температурах свыше 500 °C и особенно быстро при температурах свыше 700 °C, поэтому его наличие является признаком дугового разряда в трансформаторе.

В [28] указанные особенности газообразования использованы для классификации неисправностей по двум категориям и трем уровням:

• а) электрические разряды: частичный разряд, разряд низкой энергии, разряд высокой энергии;

• Ь) повышенная температура: менее 300 °C, от 300 °C до 700 °C, свыше 700 °C.

Общее описание методов интерпретации результатов анализа газов по руководству [28], включая метод треугольника Дюваля для отображения концентраций трех газов (метана, этилена и ацетилена), приведено в приложении А.

• 9.6.3 Выявляемые неисправности

С помощью DGA выявляют неисправности, связанные с локальным перегревом, дуговым и коронным разрядами.

Контролируемыми элементами трансформатора являются трансформаторное масло, изоляция проводов и т. д.

• 9.7 Контроль акустического шума
  
  9.7.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Переменные электрические и магнитные поля в трансформаторе вызывают силовые воздействия на проводники с током и сердечник, заставляя их вибрировать с частотой, равной удвоенной частоте сети. Кроме того, вследствие эффекта магнитострикции сердечник трансформатора незначительно изменяет свою форму с каждым циклом намагничивания и размагничивания. Эта вибрация ощущается на слух в виде характерного гудения.

У хорошо спроектированного и изготовленного трансформатора подвижность элементов сведена к минимуму, но в результате механических ослаблений вибрация элементов растет, а шум становится громче. Когда между элементами возникают соударения, шум возрастает очень резко.

Поскольку вибрационная сила связана с магнитными полями взаимодействия сердечника, первичной и вторичной обмоток трансформатора, эта сила, а следовательно и шум, возрастают с увеличением силы тока, т.е. с повышением нагрузки трансформатора. Возможно, что на ранних стадиях ослаблений заметный шум будет наблюдаться только при высоких нагрузках.

• 9.7.2 Метод контроля

Для субъективной оценки шума трансформатора не требуется специальной квалификации, поэтому оценку шума на слух следует включать в программу регулярного осмотра оборудования. Однако неисправности, при которых уровень шума нарастает постепенно, на слух выявить трудно. В этом случае полезно применение шумомера. При измерениях шума следует регистрировать нагрузку трансформатора, что позволит избежать неверных заключений о возможной неисправности в ситуациях, когда рост шума обусловлен только повышением нагрузки.

В некоторых случаях, например при наличии ограничений на шум, излучаемый оборудованием, измерения шума могут стать обязательными. Методы проведения испытаний на шум рассматриваются в [2].

• 9.7.3 Выявляемые неисправности

Метод используется для контроля ослаблений соединений и посадок внутренних и внешних элементов трансформатора.

• 9.8 Контроль ультразвука
  
  9.8.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Электрические, механические и температурные напряжения в элементах трансформатора вызывают образование ультразвука, что может быть использовано для выявления неисправностей на ранних стадиях их развития.

Электрические разряды, включая частичные разряды, так же как и движения элементов из-за неплотности механических соединений производят ультразвук, свидетельствующий о зарождающихся неисправностях. По характеру ультразвука можно судить о его источнике. Дуговой разряд производит многочисленные случайные острые импульсы, в то время как коронный разряд — звук в виде постоянного высокочастотного жужжания. Разрушительный коронный разряд сопровождается резкими всплесками энергии, благодаря чему «жужжание» накладывается на «хлопки». Если обследуемый элемент находится на некотором расстоянии от детектора, то для сбора акустической энергии применяют параболический рефлектор. Такие устройства как UE UWC (ультразвуковой концентратор) или UE LRM (модуль увеличения радиуса действия) позволяют увеличить расстояние анализа более чем вдвое по сравнению со стандартными средствами.

По ультразвуковому сигналу можно также обнаружить частичные разряды внутри элементов трансформатора, таких как изолированные токовые шины. Такой сигнал представляет собой сочетание хлопков и жужжаний. Обычным инструментом для обнаружения частичных разрядов является контактный щуп (стетоскоп).

• 9.8.2 Метод контроля

Измерения ультразвука — пассивный метод контроля, позволяющий судить об изменениях в состоянии оборудования вследствие электрических, механических и тепловых напряжений по изменениям акустического сигнала. Уровень сигнала и характерные особенности его изменения указывают на степень развития неисправности. Ультразвуковой сигнал воспринимают с помощью контактных или бесконтактных датчиков. В ряде случаев процесс, изменяющий состояния элемента трансформатора, непосредственно служит источником ультразвука, в других — модулирует ультразвуковой сигнал характерным низкочастотным сигналом. Анализ частотного спектра ультразвука позволяет найти причину изменений.

Более подробно ультразвуковой контроль состояния рассмотрен в [26].

• 9.8.3 Выявляемые неисправности

По сигналу ультразвука можно обнаруживать и локализовать частичные разряды, связанные с внутренними повреждениями в трансформаторе, а также другие электрические разряды и их следы на его внешних элементах. Он позволяет диагностировать неисправности, связанные с состоянием переключателя ответвлений, ослаблением посадки обмотки и расслоением пластин сердечника. У крупных масляных трансформаторов по сигналу ультразвука можно выявить неисправности элементов системы охлаждения, таких как подшипники вентилятора, или процессы кавитации в циркуляционном насосе.

• 9.9 Контроль вибрации
  
  9.9.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Переменные магнитные поля в трансформаторе вызывают силовые взаимодействия между частями обмоток, между обмотками, между обмотками и сердечником. Намагничивание сердечника вызывает изменение его размеров вследствие магнитострикции. Все эти явления вызывают движение элементов внутри трансформатора на частотах, связанных с частотой питания, — обычно на удвоенной частоте, поскольку максимумы силы имеют место как на положительном, так и на отрицательном полупериоде сетевого напряжения. Возможности этого движения зависят от жесткости элементов и плотности их посадки. Любые ослабления посадки и уменьшение жесткости ведет к росту относительных перемещений, которые можно наблюдать с помощью системы вибрационного контроля. Явления, связанные с возбуждением вибрации, очень похожи на те, что приводят к образованию шума.

  • 9.9.2 Метод контроля

Преобразователи вибрации, в качестве которых чаще всего используют пьезоэлектрические акселерометры, устанавливают в соответствующих точках трансформатора, которые выбирают в зависимости от контролируемой неисправности. Чтобы обеспечить наибольшую эффективность измерений преобразователи желательно устанавливать внутри трансформатора в процессе его изготовления, поскольку вибрация бака трансформатора не несет достаточно информации о происходящих внутри явлениях. Так, перспективным может быть контроль вибрации обмоток трансформатора посредством бесконтактных измерений лазерным доплеровским виброметром.

• 9.9.3 Выявляемые неисправности

Высокий уровень вибрации может указывать на ослабления механических соединений (усилий прессовки обмотки, прессовки сердечника и др.), особенно если они находятся в контакте с корпусом трансформатора. Анализ вибрации позволяет также обнаружить неисправности РПН-переключателя.

Вибрационный контроль рассматривается как надежный диагностический инструмент, с помощью которого поддерживается механическая целость трансформаторных обмоток. Пьезоэлектрические акселерометры устанавливают на боковых поверхностях бака и его крышке. Сигналы с акселерометров передают на устройство записи данных для последующей обработки и диагностирования. Аналогичным образом осуществляется контроль состояния РПН-переключателя. Вместе с тем анализ вибрации осложняет множественность возможных источников (электромагнитные силы, механические взаимодействия, переключения нагрузки и пр.) и мест их расположения.

• 9.10 Измерения коэффициента мощности, тангенса угла диэлектрических потерь и емкости

  • 9.10.1 Причины изменений контролируемых характеристик

По мере старения трансформатора происходит рост диэлектрических потерь в изоляции. Причиной этого могут быть:

• а) загрязнения (влага, уголь, посторонние примеси);

• Ь) физические процессы (перегрев, коронный разряд).

В случае появления таких загрязнителей как влага и посторонние примеси под сомнением оказывается герметичность бака. Как в жидкости, так и в изоляции обмоток могут появляться продукты сгорания (уголь) вследствие высоких температур, связанных, например, с повышением сопротивления в электрических контактах. В процессе эксплуатации трансформатора процессы деградации изоляции обмоток усиливаются, приводя их к еще большему обугливанию и создавая условия для образования коронных разрядов внутри бака в областях высокой объемной ионизации.

По мере увеличения времени эксплуатации трансформатора возрастает также риск деформации обмоток, которая приводит к изменению общей емкости трансформатора, что можно обнаружить по изменению емкостей изоляции.

• 9.10.2 Метод контроля

Тангенс угла диэлектрических потерь tan 8 (или коэффициент мощности X) и емкость обмоток измеряют при отключенном трансформаторе, хотя для изоляции высоковольтного входа ее характеристики, например основная емкость ввода С1, могут быть измерены под напряжением. Как правило, указанные характеристики измеряют одновременно.

При отключенном трансформаторе испытания выполняют посредством приложения к изоляции тестового напряжения (обычно 10 кВ) с последующим измерением активного и реактивного токов (токов потерь и смещения). Результаты измерений tan <5 и /. сравнивают с теми, что были получены во время предшествующих аналогичных измерений, с типичными значениями для данных трансформаторов или с заданными предельными значениями. Результаты измерений, выполненных в разное время, удобно представлять на графике зависимости от времени, чтобы наблюдать тренд характеристик.

Измерительную цепь по возможности формируют таким образом, чтобы в нее входила только испытуемая система изоляции, поскольку в противном случае правильная интерпретация результатов испытаний будет затруднена. Испытания проводят с измерительными цепями, как включающими, так и не включающими в себя участок заземления. Для увеличения числа испытуемых участков изоляции используют вспомогательные ответвления обмоток трансформатора.

Для получения достоверных результатов измерений X и tan 8 измерительная аппаратура должна быть надежно заземлена в той же точке, что и трансформатор. Наружная поверхность вводов трансформатора должна быть сухой и чистой.

Величины X и tan 8 непосредственно связаны между собой. Первая из них является косинусом угла ф между током потерь и общим током, а вторая — тангенсом угла 8 между током потерь и током смещения (см. рисунок 5). Если значения этих величин не превышают 0,1, то разница между ними будет очень мала. С практической точки зрения X и tan 8 можно всегда считать одинаковыми, поскольку превышение ими значения 0,1 свидетельствует об очень плохом качестве изоляции. Как правило, эти значения существенно ниже 0,01, и преобразования одной величины в другую не требуется.

А — вектор активного тока или тока потерь (в фазе с приложенным напряжением);

В — вектор реактивного тока или тока смещения (под углом 90° к приложенному напряжению);

С — вектор общего тока через диэлектрик (под углом <р к приложенному напряжению); D — вектор приложенного напряжения

Примечание! — Коэффициент мощности X = cos (<р) = А/С.

Примечание2 — Тангенс угла диэлектрических потерь tan 3 = А/В.

Примечание 3 — Для 8 < 0,1 значения В и С очень близки между собой, и X = tan 8. Расхождение между этими величинами не превышает 1,6 % при 8 < 0,1, 0,4 % при 8 < 5° и 0,06 % при X < 2°.

Рисунок 5 — Пояснение понятий коэффициента мощности X и тангенса угла диэлектрических потерь tan 8

Емкость обмотки определяется геометрией обмотки, которая обычно не изменяется в течение срока службы трансформатора, однако она также зависит от температуры, качества масляной и бумажной изоляции. Обычно изменения емкости, связанные с этими факторами, невелики и не превышают неопределенностей, связанных с применяемым измерительным оборудованием. Однако их можно использовать для сопоставления с результатами предшествующих измерений в ходе эксплуатации или с результатами измерений во время приемочных испытаний трансформатора.

• 9.10.3 Выявляемые неисправности

По измерениям тангенса угла диэлектрических потерь можно судить о наличии неисправностей разной природы — механических, тепловых, связанных с загрязнениями и деградацией материала. Чаще всего этот способ контроля используют для выявления повышенного содержания влаги. При повышенном содержании влаги возрастает уровень активных потерь в изоляции, чему соответствует увеличение tan 8. Возросшее значение tan 8 сопровождается увеличением температуры изоляции, т. е. к ее последующей деградации и связанным с этим неисправностям. Вследствие этого в течение всего срока службы трансформатора важно поддерживать значение tan 8 на достаточно низком уровне.

Изменение емкости обмотки обычно свидетельствует об изменении ее геометрии, но может быть связано также с ухудшением качества масляной или бумажной изоляции. Однако последние два фактора лучше контролировать по значению тангенса угла диэлектрических потерь.

• 9.11 Измерения сопротивлений постоянному току
  
  9.11.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Сопротивление участка обмотки может отличаться от номинального по ряду причин, среди которых отклонение от технологии при изготовлении, медленные изменения со временем, повреждения при транспортировании, установке, приемке и эксплуатации. Электрическая цепь между двумя точками измерения сопротивления обмотки может включать в себя провод обмотки, трансформаторный ввод, то-копровод проходного изолятора и провод ответвления. Ухудшение контакта между любыми элементами цепи может быть обнаружено по результатам измерения сопротивления. К изменению сопротивления цепи ведут также внутренние короткие замыкания обмоток или между витками одной обмотки.

Попадание в трансформатор влаги или замыкание фазы обмотки на землю ведет к изменению сопротивления изоляции фазного провода. При большом содержании влаги сопротивление изоляции обмотки может снижаться. Если же имеет место короткое замыкание на землю, то сопротивление изоляции фазного провода спадает до значений, близких к нулю.

• 9.11.2 Метод контроля

Измерения сопротивлений проводят при отключенном трансформаторе с изолированными выводами. Измерения проводят для сопротивлений двух видов:

• а) сопротивления фазного провода, включающей провода, их соединения и контакты с отводами. Такие измерения выполняют специализированными приборами. Низкое значение сопротивления указывает на хорошее качество соединений и контактов. Измерения следует выполнять при установившихся показаниях прибора. Обычно измерения проводят на всех фазных обмотках для сопоставления полученных результатов. Если известны результаты аналогичных измерений изготовителем, то сравнивают с ними, чтобы выявить возможные изменения;

• Ь) сопротивление изоляции. Измеряют сопротивление изоляции между обмоткой и землей и между фазными обмотками. Низкое значение сопротивления указывает на наличие неисправности. Однако следует иметь в виду, что сопротивление изоляции постоянному току обладает невысокой чувствительностью к влияющим факторам, поэтому существенные изменения сопротивления возможны только при высокой степени деградации изоляционного материала.

• 9.11.3 Выявляемые неисправности

По сопротивлению обмотки постоянному току можно обнаружить ослабление соединений проводников (например, вследствие вибрации), ухудшение состояния контактов, обрыв жил провода или межвитковые замыкания.

Испытания на сопротивление изоляции обмоток позволяют выявить повышенное содержании влаги в изоляции и дефекты изготовления, а также замыкание обмотки низкого напряжения с сердечником.

• 9.12 Анализ частотной характеристики диэлектрика (DFR), токов поляризации и деполяризации (PDC), метод восстанавливающего напряжения (RVM)

  • 9.12.1 Причины изменений контролируемых характеристик

DFR, PDC и RVM — три тесно связанных между собой метода контроля, задачей которых является обнаружение влаги в изоляции обмотки трансформатора. Избыточная влага, наряду со свободным кислородом и высокими температурами, является основной причиной деградации изоляции, ведущей к отказам. Влага влияет на свойства бумажной изоляции, и указанные методы нацелены на выявление изменений этих свойств по электрическим характеристикам трансформатора. Все три метода контроля применяют при отключенном трансформаторе. Эффективность их применения зависит от квалификации персонала, проводящего испытания и анализирующего полученные результаты, и поддержания контролируемых условий испытаний.

• 9.12.2 Методы контроля

DFR, PDC и RVM являются разновидностями метода анализа частотных характеристик (FRA), рассматриваемого в 9.13. В каждом из методов анализируют изменения приложенного напряжения или тока в зависимости от времени или частоты. Отклик на приложенное возбуждение зависит от ряда параметров, среди которых содержание влаги в изоляции. Все методы применимы только в отношении масляных трансформаторов с бумажной изоляцией обмотки. Ниже приведено краткое описание каждого из методов.

• а) DFR-метод выполняют посредством подачи на вход трансформатора низкого напряжения с частотой, медленно изменяющейся в диапазоне от 0 до 1 кГц, с одновременным измерением и графическим отображением коэффициента мощности и емкости. Полученные кривые сравнивают с известными зависимостями для разных уровней влаги в изоляции обмотки. Помимо уровня влаги влияющими характеристиками являются также геометрические параметры трансформатора и соотношение твердой и жидкой изоляции в трансформаторе.

• Ь) PDC-метод предполагает приложение к обмотке сначала поляризующего диэлектрик, а затем деполяризующего постоянного напряжения 100 В. Для получения усредненного результата испытания повторяют несколько раз (обычно от 5 до 10 повторений). Затем сравнивают графики токов поляризации и деполяризации, протекающих по обмотке в разных направлениях.

• с) RVM-метод включает в себя серию испытаний, каждое из которых заключается в длительном приложении к обмотке постоянного напряжения с последующим замыканием обмотки и быстрым разрядом диэлектрика, после чего измеряют остаточное напряжение на клеммах обмотки, генерированное самим диэлектриком. Составляют график зависимости изменения остаточного напряжения от времени и определяют постоянную времени переходного процесса, которая зависит от степени увлажненности диэлектрика. Общее время испытаний достигает 10000 с.

• 9.12.3 Выявляемые неисправности

Методы DFR, PDC и RVM предназначены для определения уровня влаги в бумажной изоляции обмоток трансформатора. Повышенный уровень влаги ведет к ускоренному старению изоляции и ухудшению ее диэлектрических свойств, что способно привести к отказу трансформатора. Испытания данного вида не проводят в отношении сухих и газонаполненных трансформаторов.

• 9.13 Анализ частотных характеристик (FRA)
  
  9.13.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Метод FRA чувствителен к изменению ряда характеристик, связанных с механическими и электрическими свойствами трансформатора. Его основной целью является обнаружение механических деформаций основных обмоток трансформатора, которые приводят к изменению взаимных расположений между витками обмотки, между обмотками, между обмотками и сердечником, баком и опорными конструкциями. Результатом изменения геометрии элементов внутри трансформатора является изменение частотной характеристики для отдельной обмотки. При анализе этих изменений трансформатор представляют в виде многозвенной цепи, состоящей из элементов сопротивлений, емкостей и индуктивностей, каждый из которых зависит от геометрического положения обмотки относительно других частей трансформатора. Неисправности, приводящие к изменению импеданса цепи, отражаются на кривой FRA.

  • 9.13.2 Метод контроля

Метод применяют при отключенном трансформаторе со свободными концами испытуемой обмотки. Элементы электрической схемы трансформатора могут быть определены по измерениям для выбранного участка цепи, результаты которых представляют в виде кривой частотной характеристики. FRA-метод может быть реализован в одной из следующих двух модификаций.

• а) Метод с плавным изменением частоты. В этом методе подаваемое напряжение плавно изменяют по частоте, измеряя при этом напряжение на выходе. Соотношение между входным и выходным напряжением представляют в графическом виде.

Перед проведением испытаний важно убедиться в том, что сердечник полностью размагничен, поскольку остаточная намагниченность сердечника может исказить результаты испытаний. В связи с этим данное испытание не проводят непосредственно после измерений сопротивления обмотки постоянному току и сопротивления изоляции обмотки, поскольку такие измерения приводят к намагниченности сердечника.

• Ь) Импульсный метод. Метод заключается в приложении к обмотке импульса среднего или высокого напряжения с измерением напряжения на выходе. Для последующего анализа в частотной области к временным сигналам напряжений применяют БПФ-преобразование.

• 9.13.3 Выявляемые неисправности

Метод FRA позволяет обнаружить и локализовать деформации элементов внутри трансформатора, которые могут быть вызваны следующими причинами:

• а) сильными токами (например, при коротких замыканиях);

• Ь) сквозными короткими замыканиями;

• с) повреждениями при транспортировке;

• d) ослаблением соединений;

• е) ухудшением или повреждением контакта в месте ответвления.

Указанные причины могут привести к деформации обмотки в радиальном и осевом направлениях, деформацию и повреждение покрытия сердечника, перемещению обмотки, замыканию витков обмотки, ухудшению состояния контактов, разрыву витков обмотки, ослаблению посадки обмотки и смещению экранирующей обмотки трансформатора.

По измерениям передаточной функции трансформатора можно выявить деформацию обмоток при условии, что эта же характеристика для неповрежденной обмотки известна. Деформация или изменение геометрических параметров, связанных с данной обмоткой, приводят к изменению емкостей электрической цепи, т.е. к изменению передаточной функции трансформатора. На практике импульсное возбуждение прикладывают к одной стороне трансформатора, и преобразованию Фурье подвергают сигналы с обоих концов трансформатора. Передаточная функция представляет собой отношение преобразований Фурье. Если передаточная функция для трансформатора в исправном состоянии неизвестна, то для сравнения берут передаточные функции трансформаторов той же конструкции или сравнивают между собой передаточные функции для разных фаз трансформатора.

Недостатком метода является необходимость отключения трансформатора на время испытаний и большая неопределенность в оценке неисправности, связанная с большим числом влияющих факторов.

• 9.14 Измерения тока намагничивания
  
  9.14.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Ток, протекающий при подаче тестового напряжения 10 кВ от независимого источника на обмотку трансформатора, чувствителен к повреждениям межвитковой изоляции, а также к аномальным токам, возникающим при неправильной работе переключателя ответвлений. К пробою межвитковой изоляции может привести ее загрязнения и деградация.

В случае повреждения РПН-переключателя возбуждаемый ток изменится при неправильном переключении ответвлений или в случае плохого контакта в переключателе.

• 9.14.2 Метод контроля

Ток намагничивания обычно измеряют с применением тех же стандартных средств, что использовались при определении коэффициента мощности и тангенса угла диэлектрических потерь. Испытания проводят при отключенном трансформаторе. Измерения проводят в возбуждаемой обмотке, все остальные обмотки разомкнуты.

Протекающий ток чувствителен к повреждениям межобмоточной изоляции и аномальным токам, возникающим при неправильной работе переключателя ответвлений.

Примечание — Данный вид контроля выполняют также при пониженном тестовом напряжении 400 В.

При проведении испытаний положение ПБВ-переключателя обычно оставляют неизменным, но работу РПН-переключателя проверяют во всем диапазоне его возможных положений. По завершении испытаний сравнивают результаты, полученные для разных обмоток, а также данные, полученные при разных положениях РПВ-переключателя. Анализ работы РПН-переключателя основан на том, что каждое переключение сопровождается появлением циркулирующего (уравнительного) тока в цепи переключателя, и по частотной характеристике изменяющегося тока в возбуждаемой обмотке можно судить о состоянии переключателя.

• 9.14.3 Выявляемые неисправности

Испытания с возбуждением тока в одной из обмоток могут быть использованы для обнаружения отклонений в условиях работы трехфазного или однофазного трансформатора. При анализе результатов сопоставляют токи для каждой из трех фаз или сравнивают ток в обмотке с полученным на аналогичном однофазном трансформаторе или с предшествующими данными. Кроме того, неисправности могут быть выявлены также по изменениям тока при разных положениях переключателя ответвлений.

Для правильной интерпретации результатов анализа необходимо понимание того, как РПН-переключатель влияет на ток в фазной обмотке.

Анализ тока намагничивания особенно эффективен при поиске пробоев или деградации материала межвитковой изоляции. Кроме того, его применяют для обнаружения поврежденного или неисправного переключателя ответвлений, а также состояния магнитной цепи трансформатора.

• 9.15 Контроль импеданса короткого замыкания
  
  9.15.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  В идеальном трансформаторе магнитный поток сосредоточен внутри сердечника и обмоток. В реальности же часть магнитного потока, так называемый «поток утечки», проходит через диэлектрик в зазоре между сердечником и обмотками. Деформация обмотки внутри трансформатора приводит к изменению ее положения относительно сердечника и других обмоток, а следовательно и к изменению потока рассеяния. Магнитная проницаемость материала в зазоре (минерального или синтетического трансформаторного масла, воздуха) много меньше, чем в сердечнике, поэтому поток рассеяния много меньше потока через сердечник. Однако поток рассеяния очень чувствителен к «геометрии» токопроводящих и магнитопроводящих элементов внутри трансформатора (изменению зазора между ними), поэтому по его изменению можно судить об изменении взаимного положения этих элементов.

  • 9.15.2 Метод контроля

Измерения реактивной составляющей импеданса короткого замыкания (реактивного сопротивления) проводят при отключенном трансформаторе (см. [2]). Существуют две модификации метода:

• а) определение реактивного сопротивления для одной фазы;

• Ь) определение эквивалентного реактивного сопротивления для трех фаз.

Испытания проводят с применением стандартного оборудования, обеспечивающего протекание переменного тока через первичную обмотку с одновременным измерением результирующего реактивного сопротивления для одной или трех фаз. При определении реактивного сопротивления для одной фазы полученный результат сравнивают с тем, что имел место при приемочных испытаниях. В случае трехфазных измерений сравнивают между собой результаты измерений, выполненных в разные моменты времени.

• 9.15.3 Выявляемые неисправности

Основные обмотки трансформатора могут подвергаться воздействию сил механической природы, например, во время транспортирования или при протекании больших токов. Результатом действия этих сил являются механические деформации (смещения) обмоток, т.е. изменение их геометрии. Это, в свою очередь, приводит к другим неисправностям, таким как локальные повышения температуры, деградация и повреждения изоляции обмоток, повышенные вибрация и шум.

Существует традиционный метод обнаружения изменений геометрии обмоток по вносимым изменениям в радиальную составляющую потока утечки с помощью встроенной в трансформатор измерительной катушки. Однако у такого решения есть недостатки, аналогичные тем, что были рассмотрены в отношении встроенных датчиков температуры.

• 9.16 Измерения емкости ввода
  
  9.16.1 Причины изменений контролируемых характеристик

  Емкость ввода С1 изменяется по мере ухудшения свойств изоляции высоковольтного проводника ввода силового трансформатора, что в конечном счете может привести к отказу трансформатора вследствие короткого замыкания на землю.

  • 9.16.2 Метод контроля

Согласно современным исследованиям самую раннюю индикацию зарождающихся повреждений, способных привести к отказу трансформатора, дает контроль тангенса угла диэлектрических потерь (коэффициента мощности). Что касается высоковольтного ввода трансформатора, его состояние может быть оценено также по измерениям тангенса угла диэлектрических потерь и емкости ввода. Измерения могут быть выполнены либо на отключенном, либо на работающем трансформаторе, если на нем постоянно установлен соответствующий датчик.

При испытаниях на отключенном трансформаторе измерения проводят в сухую погоду при умеренной температуре и низкой влажности окружающего воздуха. Однако испытания на отключенном трансформаторе предоставляют меньше диагностической информации в отношении зарождающихся неисправностей. Кроме того, на результаты измерений на отключенном трансформаторе могут повлиять некоторые дополнительные факторы, такие как флуктуации напряжения, загрязнения вводов, попадание влаги, уровень масла, повреждение фарфорового изолятора, температура и влажность воздуха.

Онлайн измерения проводят в непрерывном режиме, для чего могут быть использованы рекомендации IEEE [29]. Контроль осуществляют благодаря измерительному конденсатору, который устанавливают на измерительном выводе ввода, как показано на рисунке 6.

Рисунок 6 — Пример установки емкостного датчика

Конструкция ввода может быть представлена в виде совокупности последовательно и параллельно соединенных емкостей С_о, как показано на рисунке 7. При развитии неисправности некоторые из этих емкостей превращаются в активные сопротивления (на рисунке 7 этот участок отмечен красным цветом). Ток утечки от высоковольтного проводника на землю очень мал, однако если в измерительную цепь включить емкость измерительного конденсатора С2, то с ее помощью можно измерить падение напряжения, связанное с превращением емкостей С_о в сопротивления.

Полученные в результате измерений значения коэффициента мощности и тангенса угла диэлектрических потерь сохраняют в системе контроля состояния. Современные средства контроля предусматривают средства подавления шума, способного исказить получаемые характеристики.

• 9.16.3 Выявляемые неисправности

По результатам измерений X и tan 8 обнаруживают изменение свойств изоляции высоковольтных вводов, что позволяет избежать отказов вводов, ведущих к разрушению трансформатора.

О старении вводов судят по результатам периодических измерений С1 (см. раздел 4), X и tan 8.

Номинальное значение tan 8 зависит от типа изоляции ввода (для новых вводов с RIP- и БМИ-изоляцией его значение обычно не превышает 0,007, а для вводов с RBP-изоляцией — 0,015). Непрерывная регистрация tan 8 позволяет наблюдать за процессом старения изоляции со временем.

1 — высоковольтный проводник; 2 — измерительный вывод

Рисунок 7 — Эквивалентная электрическая цепь высоковольтного ввода

• 9.17 Новые технологии контроля
  
  9.17.1 Оценка усилия прессовки обмотки

  9.17.1.1 Причина изменения контролируемых характеристик

На обмотки силовых трансформаторов действуют силы, вызванные взаимодействием тока в обмотке и магнитного поля в сердечнике. Действие этих сил компенсируется элементами прессовки обмотки. С течением времени из-за старения элементов трансформатора и под действием вибрации, сопровождающей работу трансформатора, усилия прессовки обмоток ослабевают.

Большие токи, например вызванные сквозным коротким замыканием, приводят к созданию больших механических сил, которые элементы прессовки полностью компенсировать не могут. Это приводит к деформации обмотки, что, в свою очередь, может привести к коротким замыканиям внутри обмотки.

• 9.17.1.2 Метод контроля

Данный относительно новый метод контроля разрабатывается и применяется отдельными изготовителями силовых трансформаторов. Для оценки усилий прессовки на бак трансформатора подают механический импульс. Вызванная этим импульсом вибрация распространяется по конструкции бака и возбуждает вибрацию обмоток на собственных частотах, которые зависят, среди прочего, от массы обмотки и от жесткости ее крепления.

Благодаря остаточной намагниченности сердечника в обмотке будет наведено электрическое напряжение с частотой, равной частоте ее вибрации. Анализ сигнала напряжения в частотной области может выявить пики на характерных частотах. Сравнивая полученный спектр с результатами предшествующих аналогичных измерений, можно выявить изменения характерных частотных составляющих (фазы, амплитуды).

• 9.17.1.3 Выявляемые неисправности

Данный метод контроля позволяет оценить состояние элементов прессовки обмоток и вследствие этого уменьшить риск серьезной деформации или повреждения обмотки, которые могут быть вызваны, например, сквозными короткими замыканиями трансформатора.

• 9.17.2 Онлайн анализ соотношений напряжений и токов

  • 9.17.2.1 Причина изменения контролируемых характеристик

По мере развития в трансформаторе неисправностей начинают изменяться соотношения между входными и выходными напряжениями и токами, что является следствием перемещений обмоток, изменений характеристик изоляции и т. п. Это можно контролировать по изменению передаточной функции между входной и выходной сторонами трансформатора.

• 9.17.2.2 Метод контроля

Данный метод контроля, защищенный соответствующими патентами, пока не нашел широкого практического применения. Принцип его действия основан на существовании математической модели, описывающий связь входа и выхода трансформатора. С помощью измерительного оборудования, которое обычно применяют в целях контроля состояния трансформаторов, в режиме онлайн осуществляется измерение токов и напряжений. Результатом является вычисление передаточной функции между входом и выходом, а также отклонение этой передаточной функции от той, что получена на основе математического моделирования. Указанное отклонение соответствует нелинейному поведению элементов трансформатора, которое обычно указывает на неисправности, связанные с ослаблением плотности намотки.

Для выявления неисправности используют как абсолютное, так и относительное отклонение. Анализ в частотной области позволяет определить элементы трансформатора, с наибольшей вероятностью ответственных за развивающуюся неисправность.

• 9.17.2.3 Выявляемые неисправности

Выявленные изменения в характеристиках трансформатора могут быть связаны с изменениями сопротивления обмоток, емкости между входными и выходными обмотками, диэлектрической проницаемости и геометрии элементов трансформатора, включая ослабление намотки обмоток.

• 10 Организация программы контроля

• 10.1 Выбор методов контроля и их сочетаний

Общий подход к реализации пользователем программы контроля и диагностирования для широкого вида машин и оборудования, включая выбор контролируемых параметров и методов их измерений на основе процедур FMSA и FMECA, достаточно полно описан в [1]. В разделе 9 перечислены основные методы, которые могут быть использованы в целях контроля технического состояния силовых трансформаторов. Для организации программы контроля состояния, позволяющей реализовать техническое обслуживание по состоянию, необходимо из общего перечня выбрать методы, которые будут использованы в программе, и определить периодичность контроля для каждого из этих методов.

Методы для программы контроля рекомендуется выбирать таким образом, чтобы иметь возможность обнаружения основных видов отказов для наиболее важных элементов обслуживаемого трансформатора, для чего могут быть использованы данные таблиц 1—3. Обычно программу контроля состояния составляют с учетом особенностей обследуемого трансформатора, что позволяет выбрать оптимальное сочетание методов контроля с учетом критичности оборудования и его элементов (см. [1]).

Преимущество следует отдавать методам онлайн контроля, которые не требуют вывода трансформатора из работы для проведения необходимых измерений. Методы с отключением трансформатора (офлайн методы) используют дополнительно там, где в этом возникает необходимость.

Решения по выбору методов контроля должны быть зарегистрированы и положены в основу дальнейших работ по организации программы контроля состояния. Рекомендуемый формат описания выбранных методов приведен в приложении В.

• 10.2 Определение периодичности контроля для каждого метода

Общей задачей контроля состояния оборудования является предотвращение неожиданных отказов и обеспечение возможности рационального планирования работ по техническому обслуживанию оборудования. Чтобы не пропустить развитие опасной неисправности и чтобы дать достаточное время для организации обслуживания, связанного с этой неисправностью, соответствующие межконтрольные интервалы не должны быть слишком велики. Момент времени обнаружения зарождающейся неисправности принято обозначать как Р, а момент времени отказа, связанного с этой неисправностью, — как F. Период между этими моментами времени называют P-F-интервалом. Рекомендуется, чтобы межконтрольный интервал, установленный в программе контроля состояния, не превышал половины P-F-интервала. Если же принять во внимание зашумленность сигналов, используемых для формирования контролируемых параметров, то рекомендуется на периоде времени, равном P-F-интервалу, проводить от трех до пяти испытаний. Таким образом, определение периодичности для отказа каждого вида требует предварительной оценки P-F-интервала. Как правило, для силовых трансформаторов характерен долгий срок службы, часто превышающий 40 лет, и относительно медленная скорость развития неисправностей. Поэтому обычно межконтрольные интервалы измеряют месяцами, а не днями.

Приложение А (справочное)

Факторы, влияющие на срок службы бумажной изоляции, роль анализа трансформаторного масла и растворенных газов

А.1 Бумажная изоляция

В большинстве масляных трансформаторов обмотку, обычно изготовляемую из медных проводов или лент, изолируют обертыванием специальной крафт-бумагой, очень прочной и имеющей в своем составе большой процент целлюлозы. Крафт-картон, аналогичный по составу крафт-бумаге, используют в качестве изоляционного материала для отделения обмоток друг от друга и одновременно в качестве поддерживающей конструкции обмоток. Бумажно-картонную изоляцию погружают в трансформаторное масло, циркуляция которого обеспечивает охлаждение трансформатора. Кроме того, масло также является изолирующим материалом.

Только что изготовленная бумага обладает высокой механической и электрической прочностью, т.е. способна выдерживать высокие электрические напряжения до пробоя. Однако со временем ее механические и электрические свойства ухудшаются. Потеря механических свойств важна с точки зрения ухудшения способности противостоять электромагнитным силам, пытающимся изменить форму проводников и заставить их вибрировать друг относительно друга. Ухудшение электрических свойств приводит к потере способности сопротивляться пробоям, которые превращают изолирующий материал в проводник тока. Дальнейшая потеря бумагой своих свойств приводит к отслаиванию изоляции и коротким замыканиям внутри трансформатора.

А.2 Химический состав бумаги и ее физические свойства

По своей химической структуре входящая в состав бумаги целлюлоза является полисахаридом, т.е. содержит длинные цепочки молекул глюкозы, соединенных друг с другом. У новой бумаги такие цепочки могут включать в себя до 1200 молекул и имеют высокую прочность на разрыв. По мере старения целлюлозы происходят разрывы цепочек, их средняя длина уменьшается вместе с уменьшением механической прочности вплоть до момента, когда степень полимеризации достигает 150, что соответствует очень низкой механической прочности.

Зависимость между прочностью на разрыв и степенью полимеризации нелинейна — чем меньше степень полимеризации, тем быстрее падение прочности. Особенно быстро это падение происходит при степени полимеризации менее 400. Достижение степенью полимеризации значения 250 рассматривается как индикатор очень малого остаточного ресурса трансформатора, требующего полной замены катушек обмотки.

Скорость деградации бумаги зависит от ряда факторов, среди которых особенно важными являются повышенные температуры и присутствие влаги. Процесс разложения бумаги представляет собой самокаталитическую реакцию, скорость которой растет по мере повышения содержания воды и органических кислот, которые сами являются продуктами этой реакции. Таким образом, процесс ухудшения прочностных свойств изоляции все более ускоряется, что требует его своевременного обнаружения для предотвращения негативных последствий.

А.З Продукты разложения

Процесс разложения бумаги ведет к образованию ряда продуктов распада. В свою очередь, электрические разряды в масле приводят к образованию таких газов, как диоксид углерода (СО₂), ацетилен (С₂Н₂), этилен (С₂Н₄), этан (С₂Н₆), водород (Н₂), кислород (О₂), азот (N₂), метан (СН₄), оксид углерода (СО), метилацетилен [С₃Н₄ (Y)], пропадиен (С₃Н₄), пропилен (С₃Н₆) и пропан (С₃Н₈).

То, что развитие неисправности в трансформаторе сопровождается образованием газов, послужило основой для создания устройств релейной защиты, приводимых в действие при повышении содержания газа в масле и часто называемыми реле Бухгольца. Механизм таких реле чувствителен как к медленному, но постоянному росту содержания газов, так и к их быстрому росту. Срабатывание реле вызывает отключение трансформатора. В настоящее время известны более сложные и чувствительные устройства, способные анализировать состав образующихся газов и на этой основе определять наиболее вероятную причину неисправности (см. А.5).

Разложение целлюлозы в присутствии воды происходит через процесс гидролиза целлюлозы, что приводит к появлению в трансформаторном масле кислот. Последующее окисление продуктов разложения приводит к образованию глюкозы и пентозы и далее к образованию фурановых производных, из которых наиболее устойчивым является фурфурол. Уровень содержания фурановых производных может быть использован как индикатор состояния бумаги.

Таким образом, наличие и содержание кислот в масле могут быть использованы как контролируемые показатели, а их количественная оценка может быть осуществлена по массе гидроксида калия, необходимо для нейтрализации кислот в процессе титрования отобранного образца масла (см. /77).

А.4 Влияние влаги

Вода попадает в трансформатор при его сборке, особенно если ее использовали для испытаний бака на герметичность, из атмосферного воздуха или через негерметичные соединения на крышке бака (например, у высоковольтных вводов). Вначале вода смешивается с маслом. Растворимость воды в масле невелика, однако даже малое содержание воды в масле уменьшает его диэлектрическую прочность, что повышает риск появления электрических разрядов внутри трансформатора. Последние, в свою очередь, ведут к локальным нагревам, ускоряющим процессы деградации масла и бумажной изоляции.

Вода из масла попадает на бумажную изоляцию, свойства которой сильно зависят от наличия влаги. Чем больше воды будет в масле, тем больше будет ее содержание в бумаге, хотя однозначной зависимости здесь нет. Содержание влаги в бумаге по содержанию воды в масле может быть рассчитано только при весьма строгих ограничениях (см. /37).

Поскольку часть воды из масла поглощается бумагой, определение содержания воды в масле не позволяет оценить общее ее содержание в трансформаторе. Это важно учитывать при проведении восстановительных работ по удалению влаги из трансформатора и расчета необходимого для этого времени, поскольку общее количество удаленной воды может быть больше, чем рассчитанное на основе содержания влаги в масле.

Помимо того, что вода ухудшает свойства как масла, так и бумажной изоляции, она также способствует развитию коррозии. В связи с этим определение содержания влаги в масле является важной процедурой контроля состояния, осуществляемой с применением стандартного метода титрования по Карлу Фишеру (см. [6]), который обеспечивает точность результата в пределах 1 %.

А.5 Образование газов как диагностический признак

Для разных газов характерна разная скорость образования в зависимости от температуры. Так, например, образование водорода начинается при локальном нагреве 150 °C, и скорость его образования растет с температурой вплоть до образования дугового разряда при температурах 800 °C и выше, в то время как метан начинает образовываться при локальных нагревах 150 °C, но скорость его образования уменьшается при температурах свыше 300 °C. Ацетилен же начинает образовываться только при температурах свыше 500 °C и особенно быстро при температурах свыше 700 °C, поэтому его наличие является признаком дугового разряда в трансформаторе. Само по себе наличие растворенных в масле газов не всегда означает наличие неисправности. В частности, при переключениях РПН-переключателя, находящегося в камере, сообщающейся с основным масляным баком, также происходит образование газов.

В трансформаторах современной конструкции место расположения РПН-переключателя отделено от масляного бака, поэтому газы, образуемые в этих областях, не смешиваются друг с другом. Подтвердить это можно испытанием по [30].

Тем не менее существует возможность попадания в бак небольшого количества газа от стороннего источника, каким является ПБВ-переключатель, поскольку механизм переключения располагается внутри бака.

В связи с тем, что разным температурам соответствуют разные неисправности, отношения содержания разных газов могут служить хорошими индикаторами неисправностей, и на этом основываются разные методики контроля. Так, согласно «методу ключевых газов» по [31]:

• а) температурные повреждения бумажной изоляции характеризуются, в первую очередь, наличием оксида углерода;

• Ь) частичные разряды в масле характеризуются образованием газовой смеси, состоящей из 85 % водорода и 15 % метана;

• с) дуговые разряды в масле приводят к образованию газовой смеси, которая включает в себя 60 % водорода, 30 % ацетилена и незначительные количества метана, этана и этилена;

• d) температурные повреждения масла характеризуются образованием газовой смеси, состоящей из 65 % этилена, 20 % этана, 15 % метана и незначительного количества водорода.

В [28] особенности газообразования использованы для классификации неисправностей по двум категориям и трем уровням:

• а) электрические разряды: частичный разряд, разряд низкой энергии, разряд высокой энергии;

• Ь) повышенная температура: менее 300 °C, от 300 °C до 700 °C, свыше 700 °C.

В [28] предложено составлять трехмерный график, на котором каждой оси соответствовало бы отношение разных газов:

• - ось х: отношение содержания этилена и этана;

• - ось у: отношение содержания метана и водорода;

• - ось z: отношение содержания ацетилена и этилена.

На этом трехмерном графике выделены зоны, соответствующие разным неисправностям.

Еще один подход состоит в построении треугольной диаграммы, на которой каждой из трех осей отложены относительные концентрации трех газов: метана, этилена и ацетилена. Области внутри треугольника соответствуют наиболее вероятным причинам образования данной газовой смеси, в числе которых рассматриваются электрические разряды и температурные повреждения, каждые распределенные по трем категориям. Такой график носит название треугольника Дюваля, его пример приведен на рисунке А.1.

Т1 — область температурных повреждений при температуре менее 300 °C; Т2 — область температурных повреждений при температуре от 300 °C до 700 °C; ТЗ — область температурных повреждений при температуре свыше 700 °C; PD — область частичных разрядов; D1 — область разрядов низкой энергии; D2 — область разрядов высокой энергии; TD — область сочетания тепловых повреждений и электрических разрядов

Рисунок А.1 — Пример треугольника Дюваля

Приложение В (справочное)

Пример формата представления данных при составлении программы контроля состояния

В настоящем приложении приведен пример шаблона, который может быть использован для представления результатов анализа применимости разных методов в целях контроля состояния конкретного трансформатора и периодичности контроля согласно разделу 10 и [1]. Приведенные в шаблоне данные о периодичности контроля и примечания для каждого метода носят иллюстративный характер, и их не следует рассматривать в качестве рекомендаций. В каждом конкретном случае в шаблоне должны быть отражены результаты соответствующего анализа.

Окончание таблицы

Приложение С (справочное)

Анализ признаков видов отказов (FMSA)

С.1 Общие положения

Для формирования системы контроля состояния, в максимальной степени отвечающей потребностям потребителя, необходимы понимание возможных видов отказов оборудования, знание признаков неисправностей, позволяющих получить информацию о потенциальном отказе до его наступления, и доступность инструментальных средств, включая соответствующие преобразователи (датчики). Анализ видов отказов сочетает в себе понимание механизма развития неисправности и того, как это развитие отражается на физических характеристиках контролируемого объекта, которые могут быть использованы для обнаружения этой неисправности. При проведении анализа в любой его части (определение критичности отказа, выбор соответствующих преобразователей или влияние данного отказа на последующие отказы) важно каждому отказу сопоставлять элементы оборудования, с ним связанные.

Опыт и знания изготовителей трансформаторов позволяют им на стадии проектирования и производства выполнить анализ видов и последствий отказов (FMEA), однако результаты такого анализа, если даже он был проведен, потребителю обычно не известны. Кроме того, за время службы трансформатор может подвергаться одной или нескольким разборкам, сопровождающимся изменением его конструкции и характеристик, что потребует корректировки FMEA. В связи с этим от потребителя требуется способность самостоятельно реализовать этапы процедуры FMEA, позволяющие выделить взаимосвязи между основными элементами трансформатора и соответствующими видами отказов без обращения к детальному анализу конструкции трансформатора и принципов его работы.

В настоящем приложении дается общий подход к описанию конструкции трансформаторов в виде групп основных узлов, имеющих определенное функциональное назначение и поэтому называемых далее «функциональными элементами». Отдельные элементы и системы, совместно составляющие функциональный элемент, выполняют свои функции для обеспечения нормальной работы трансформатора, и в этом их важность с точки зрения общего технического состояния трансформатора.

Настоящее приложение содержит примерный перечень таких функциональных элементов, что может помочь потребителю в формировании стратегий контроля состояния. Каждый функциональный элемент рассматривается с точки зрения способности выполнять свои функции и противостоять развитию неисправностей и отказам. Хотя этот перечень применим при анализе стратегии контроля состояния практически всех трансформаторов, каждый владелец трансформатора может дополнить его, в том числе, включив отдельные составляющие функциональных элементов, с учетом собственного опыта и условий применения трансформатора.

В любом случае функциональные элементы должны характеризоваться общностью физической конструкции или выполняемых функций, им должны быть поставлены в соответствие виды отказов вместе с признаками неисправностей, которые могут быть обнаружены с применением методов и средств непрерывного или периодического контроля.

С.2 Функциональные элементы

Приведенный ниже анализ функциональных элементов следует рассматривать в качестве общего руководства. Каждый идентифицированный функциональный элемент должен быть рассмотрен с позиции его общего вклада в техническое состояние трансформатора. Для каждого функционального элемента должны быть определены соответствующие ему виды отказа и контролируемые параметры, а также преобразователи, используемые для получения контролируемых параметров. Полученная в результате такого анализа информация будет служить основой формирования стратегии контроля состояния.

Каждый функциональный элемент состоит из ряда отдельных элементов. В зависимости от типа и конструкции трансформатора набор этих элементов может быть разным, но объединение отдельных элементов в рамках функционального элемента позволяет выполнить процедуры FMEA и FMSA для конкретного трансформатора.

С.З Изоляция обмоток

Конструкция трансформатора может включать в себя первичную, вторичную и другие обмотки. Каждая из обмоток осуществляет соответствующее преобразование напряжения. Обмотка состоит из проводящей катушки и диэлектрической изоляции. Отказ обмотки обычно связан с пропаданием межфазного напряжения или напряжения фазы относительно земли, что приводит к общему отказу трансформатора.

• а) Главная изоляция. Обеспечивает изоляцию катушки обмотки от заземленных частей трансформатора и от других обмоток.

• Ь) Межвитковая изоляция. Обеспечивает изоляцию соседних витков катушки друг от друга.

• с) Изолирующий материал. Представляет собой жидкость или газ, заполняющий все свободное пространство внутри и снаружи катушки, а также вокруг ярма магнитопровода. В качестве изолирующего материала используют минеральное, синтетическое или силиконовое масло, элегаз и пр.

• в) Межобмоточный экран. Устанавливается между обмотками и соединяется с землей (применяется на некоторых трансформаторах).

С.4 ПБВ-переключатель

ПБВ-переключатель позволяет выполнить ручную регулировку коэффициента трансформации при отключенном трансформаторе. Механизм ПБВ-переключателя осуществляет ступенчатое переключение между ответвлениями обмотки трансформатора.

Ручные переключения ответвлений часто применяют на маломощных трансформаторах при необходимости. При изменении условий работы трансформатора ПБВ-переключатель позволяет в небольших пределах выполнить коррекцию выходного напряжения.

• а) Механизм переключения. Позволяет соединять между собой контакты разных ответвлений обмотки посредством контактного элемента (избирателя). Если трансформатор находится под напряжением, то в момент разрыва цепи между избирателя и неподвижным контактом ответвления возникает дуговой разряд, который может привести к серьезным повреждениям как самого переключателя, так и трансформатора в целом. В связи с этим переключение контактов ПБВ-переключателя осуществляют только в отключенном состоянии трансформатора, когда электрические напряжения на его обмотках отсутствуют.

Механизм переключения может быть барабанного или реечного типа. Привод переключателя обычно находится снаружи бака. Для предотвращения самопроизвольного переключения механизм снабжен фиксатором положения. У некоторых ПБВ-переключателей внешний приводной механизм отсутствует, и конфигурирование соединений между ответвлениями обмотки осуществляется вручную.

• Ь) Контакты. Неподвижные контакты ответвлений обмотки обеспечивают соединение разных участков обмотки в одну электрическую цепь в зависимости от требуемого напряжения на ее концах. Обычно конфигурация контактов выполнена таким образом, чтобы обеспечить выбор между пятью значениями напряжения.

Необходимость отключать трансформатор при выборе требуемого соединения между ответвлениями приводит к тому, что ПБВ-переключатель используют относительно редко. Однако если положение переключателя долгое время остается неизменным, то это приводит к росту сопротивления контакта и, соответственно, росту температуры в месте контакта. В некоторых случаях (плохое качество или повреждение контакта) локальный перегрев может быть значительным, что вызовет дальнейший рост сопротивления контакта. Из-за указанной положительной обратной связи может произойти ускоренное разрушение контакта с отказом трансформатора. В связи с эти рекомендуется регулярно (например, раз в год) осуществлять переключение контактов. Однако следует иметь в виду, что если в предшествующее время такие профилактические переключения не выполнялись, то риск серьезных изменений в состоянии контактов уже может быть достаточно высок. Поэтому рекомендуется провести измерения сопротивления обмотки, на которой установлен переключатель, и сравнить полученный результат с результатами прошлых измерений. Значительное расхождение результатов может свидетельствовать об ухудшении состояния контакта. В таком случае от профилактических переключений следует отказаться из-за опасности вызвать механические повреждения контакта.

• с) Корпус. Служит в качестве опоры для механизма переключения и контактов. Может иметь электростатическое экранирование.

С.5 РПН-переключатель

РПН-переключатель позволяет регулировать выходное напряжение трансформатора под нагрузкой и представляет собой сложное электромеханическое устройство, обеспечивающее протекание тока через нужное ответвление обмотки трансформатора.

Типичными видами отказов РПН-переключателя являются механические повреждения приводного механизма, которые мешают перемещениям подвижных контактов. Другим видом повреждений является износ контактов. Критичность РПН-переключателей для нормальной работы трансформатора требует проведения для них профилактического обслуживания, особенно если им приходится работать в условиях частых переключений. Однако после проведения такого обслуживания всегда необходимо проверить правильность работы РПН-переключателя, поскольку некачественное техническое обслуживания явилось причиной отказов многих переключателей.

Конструкция РПН-переключателя обычно состоит из избирателя ответвлений с токосъемными контактами, контактора (дивертерного переключателя) в собственном отсеке бака трансформатора, токоограничивающего устройства внутри бака и внешнего механизма привода.

• а) Избиратель ответвлений. Обеспечивает соединение с выбранным ответвлением обмотки через токосъемный контакт. В трансформаторах с соединением обмоток по типу «звезда» нейтральная точка также соединена с избирателем ответвлений. Переход избирателя соединений от одного ответвления к другому осуществляется без разрыва электрической цепи трансформатора.

• Ь) Контактор. Соединен с избирателем ответвлений и разрывает цепь между ним и соответствующим токосъемным контактом, позволяя последнему перейти к следующему ответвлению обмотки без протекания по нему тока, после чего вновь соединяет токосъемный контакт с электрической цепью трансформатора. Контактор находится в специальном отсеке бака, откуда его легко извлечь для технического обслуживания.

• с) Токоограничивающее устройство. Применяется для ограничения тока через РПН-переключатель, когда токосъемные контакты избирателя ответвлений соединены с разными ответвлениями обмотки, и может быть двух видов: токоограничивающий резистор или токоограничивающий реактор.

• d) Передаточный механизм. Обеспечивает передачу механического воздействия на избиратель ответвлений и контакторы (для выполнения операции переключения ответвлений) от электродвигателя. Работа передаточного механизма осуществляется по сигналам системы управления переключениями.

С.6 Трансформаторные вводы

Трансформаторные вводы обеспечивают соединение концов трансформаторных обмоток с проводниками внешних электрических сетей, а также соединение земли с экранирующей обмоткой трансформатора.

Существует большое разнообразие конструкций вводов, отличающихся, в первую очередь, устройством внутренней изоляции. Кроме того, существуют вводы конденсаторного типа, устройство которых предусматривает наличие конденсаторных обкладок во внутренней изоляции для выравнивания электрического поля в изоляторе. Вводы без конденсаторных обкладок могут быть изготовлены из фарфора, заполнены элегазом или другим материалом с внешней твердой изоляцией.

Неисправности вводов являются одними из основных причин отказов трансформаторов, поэтому анализ этих неисправностей всегда необходим при создании стратегии контроля состояния.

Для вводов конденсаторного типа типичными неисправностями будут замыкания между конденсаторными обкладками, загрязнения, проникание влаги и термическая деструкция изоляции, связанная с увеличение тепловых потерь. Для вводов других конструкций характерными неисправностями будут механические дефекты, загрязнения и термическая деструкция изоляции.

• а) Контакты. Могут быть протяжного типа, у которого соединение обмотки с верхним контактным зажимом осуществляется через протянутый через центральную трубу кабель, либо непротяжного типа с проводящей центральной трубой, у которого ответвление трансформатора соединено с нижней контактной площадкой ввода. Поскольку токи, проходящие через токоведущую цепь ввода, очень велики (особенно на стороне низшего напряжения трансформатора), качество контактов в местах сопряжения токопроводящих элементов имеет первостепенное значение с точки зрения обеспечения долговременной эксплуатации ввода. Потери электрической мощности в местах контактов ведут к перегреву ответвлений обмотки и тепловой деструкции изоляции, что может стать причиной отказа.

• Ь) Конденсаторные обкладки. Отвечают за распределение напряжения от центральной трубы ввода до внешней заземленной обкладки. Неисправности могут быть связаны с перегревом обкладок из-за загрязнений, дефектов изготовления и тепловой деструкции изоляции.

• с) Внешняя изоляция (покрышка). Служит для защиты ввода от попадания внутрь влаги в разных погодных условиях, таких как дождь или снег, и предотвращения коротких замыканий высокого напряжения на землю. Покрышки имеют форму, позволяющую избежать образования мест, в которых бы скапливалась вода, и обеспечивающую значительное расстояние между заземленными частями и частями, находящимися под высоким напряжением, а также значительное расстояние по поверхности между соседними проводящими частями для предотвращения поверхностного пробоя. Покрышки обычно изготавливают из полимерных материалов, силиконовой резины или фарфора. Вместе с уплотнителями и стяжным узлом ввода является первым средством защиты от попадания внутрь загрязнений.

С.7 Система охлаждения

Охлаждение трансформатора обычно является сочетанием естественного (воздушного) и принудительного охлаждения. Система охлаждения включает в себя вентиляторы, циркуляционные насосы, радиаторы и охлаждающее вещество, обладающее диэлектрическими свойствами.

Обычно отказы системы охлаждения не являются непосредственными причинами отказа трансформатора, хотя коррозия теплообменников, развивающаяся в течение длительного времени, может стать причиной утечек масла, что способно вызвать серьезные последствия для трансформатора. Однако система охлаждения важна для обеспечения общей нормальной работы трансформатора, поскольку повышение температуры сверх установленных значений вызывает ускоренное старение изоляции, сокращая срок ее службы. В некоторых случаях потеря принудительного охлаждения без возможности снизить нагрузку трансформатора может привести к его быстрому отказу из-за чрезмерного перегрева.

• а) Охлаждающее вещество. Может быть газообразным (воздух, элегаз) или жидким (минеральные или синтетические масла) и отвечает за удаление избыточного тепла из области обмоток и магнитопровода. Скорость потока охлаждающего вещества и перепад температур в системе поддерживают таким образом, чтобы температура изоляции оставалась в установленных пределах. Обычно разность между средней температурой обмоток и температурой окружающего воздуха не должна превышать 65 °C.

• Ь) Насос(ы). Работает в постоянном или циклическом режиме и обеспечивает принудительное движение охлаждающего вещества с заданной скоростью между обмотками и теплообменником.

• с) Вентиляторы. Обеспечивают движение охлаждающего воздуха через радиаторы для поддержания установленной температуры внутри трансформатора. Техническое состояние вентиляторов обычно не контролируют, что может привести к их отказу. Как правило, отказ одного вентилятора не создает серьезных проблем в работе трансформатора, поскольку его функции берут на себя другие вентиляторы. Вентиляторы могут повреждаться животными или птицами (например, свившими гнездо на проволочной решетке вентилятора).

• d) Радиаторы. Выполняют функции теплообменника в маслонаполненных трансформаторах. Обычно эти элементы не критичны с точки зрения возможного отказа трансформатора за исключением их неисправностей, связанных с развивающейся коррозией. Обычно радиаторы изготавливают из листовой стали. Их поверхность, которая должна быть достаточно большой для обеспечения необходимой теплопередачи, не защищена от сторонних воздействий. В связи с этим радиаторы могут быть подвержены внешней коррозии, приводящей к появлению в материале радиаторов отверстий, через которые может вытекать масло и попадать внутрь влага и другие загрязнения. Кроме того, загрязняющие элементы (например, опавшие листья) могут собираться между панелями радиатора, уменьшая его теплоотдачу, следствием чего будет перегрев трансформатора. Поддержание радиаторов в надлежащем состоянии обеспечивается путем регулярных визуальных осмотров и своевременных обновлений лакокрасочного покрытия.

С.8 Магнитопровод

Магнитопровод обеспечивает реализацию основной функции трансформатора — преобразование входного напряжения в одно или несколько выходных — и обычно состоит из сердечника (активной части магнитопровода) и устройства стяжки и крепления.

• а) Сердечник. Представляет собой пакет пластин из трансформаторной стали с нанесенным на них изолирующим материалом. Сборку пакета осуществляют шихтованием, т. е. таким образом, чтобы смежные слои пластин перекрывали стыки между стержнями и ярмами сердечника. К повреждениям сердечника относятся: отслаивание изолирующего материала пластин, изменение положения сердечника, деформация сердечником надетой на него обмотки.

• Ь) Заземление сердечника. Обычно стальные пластины сердечника трансформатора заземляют, выводя провод к внешней клемме заземления. Другой способ заземления — через соединение сердечника с заземленным баком трансформатора. Обычно состояние такого заземления можно контролировать через смотровое отверстие после понижения уровня масла в баке.

С.9 Бак

Бак выполняет основную функцию по предотвращению попадания влаги и загрязнений внутрь трансформатора. При отсутствии герметичности попадающие в бак загрязнители способны привести к росту температуры изолирующего материала и ускоренному ухудшению его свойств. В конечном итоге это может вызвать замыкание между фазами обмотки или одной из фаз с землей.

Любые внешние части бака могут подвергаться долговременной коррозии, особенно при повышенной влажности и высокой температуре воздуха (что может быть связано как с климатическими условиями местности, так и с работой близко расположенных промышленных предприятий).

• а) Основной бак. При оценке состояния бака основное внимание следует уделять состоянию фланцев, диафрагм и уплотнителей.

• Ь) Расширитель. Используется в трансформаторах некоторых видов, чтобы обеспечить пространство для расширившейся под действием тепла изолирующей жидкости и поддержание небольшого избыточного давления в баке. Наличие расширителя позволяет ограничить область контакта масла с воздухом. Дополнительную защиту от попадания в масло загрязнений и влаги обеспечивают осушители воздуха и пленочные мембраны.

• С. 10 Проводник

Проводящие ток материалы используются в конструкции трансформаторных вводов, ответвлениях обмотки и других соединительных элементах. Из проводника изготовлены обмотки трансформатора. При анализе данного функционального элемента геометрическую форму проводника не рассматривают, поскольку она уже была учтена при анализе свойств обмотки, а обращают внимание непосредственно на его проводящие свойства.

• а) Основной проводник. Включает в себя катушки обмоток, их соединения с вводами и избирателями ответвлений, а также с ПБВ-переключателем (при его наличии). Обычно представляет собой жгут, свитый из многих изолированных проводов. Основные повреждения связаны с перегревами из-за плохих соединений и неплотного свивания проводов.

• Ь) Контакты и соединения. Основные контакты и соединения трудно рассматривать отдельно от основного проводника, даже если они относятся к другим функциональным элементам, таким как ПБВ- и РПН-переключатели. Плохое качество контактов и соединений ведет к потерям электрической мощности и перегревам.

Приложение ДА (справочное)

Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте

Таблица ДА.1

Библиография

• [1] ИСО 17359 Контроль состояния и диагностика машин. Общее руководство (Condition monitoring and diagnostics of machines — General guidelines)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р ИСО 17359—2015 «Контроль состояния и диагностика машин. Общее руководство».

• [2] МЭК 60076 (части 1 — 10), Трансформаторы силовые (Power transformers)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированные стандарты:

• - ГОСТ 30830—2002 «Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения»;

• - ГОСТ Р 55188—2012 «Трансформаторы силовые. Стойкость к коротким замыканиям»;

• - ГОСТ Р 56738—2015 «Трансформаторы силовые и реакторы. Требования и методы испытаний электрической прочности изоляции».

• [3] МЭК 60422:2013 Масла изоляционные нефтяные в электротехническом оборудовании. Руководство по технической эксплуатации (Mineral insulating oils in electrical equipment. Supervision and maintenance guide)

• [4] ИСО 2049:1996 Нефтепродукты. Определение цвета (шкала ASTM) [Petroleum products. Determination of colour (ASTM scale)]

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ ISO 2049—2015 «Нефтепродукты. Определение цвета (шкала ASTM)».

• [5] МЭК 60156 Жидкости изоляционные. Определение напряжения пробоя на промышленной частоте. Метод испытаний (Insulating liquids. Determination of the breakdown voltage at power frequency. Test method)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р МЭК 60156—2013 «Жидкости изоляционные. Определение напряжения пробоя на промышленной частоте».

• [6] МЭК 60814 Жидкости изоляционные. Бумага и прессованный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру (Insulating liquids. Oil-impregnated paper and pressboard. Determination of water by automatic coulometric Karl Fischer titration)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ IEC 60814—2014 «Жидкости изоляционные. Бумага и прессованный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру».

• [7] МЭК 62021 (все части) Определение кислотности изоляционных жидкостей (Insulating liquids determination of acidity)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р МЭК 62021-1—2013 «Жидкости изоляционные. Определение кислотности. Часть 1. Метод автоматического потенциометрического титрования».

• [8] МЭК 60247 Жидкости изоляционные. Измерение относительной диэлектрической проницаемости, тангенса угла диэлектрических потерь и сопротивления постоянному току [Insulating liquids. Measurement of relative permittivity, dielectric dissipation factor (tan 8) and D.C. resistivity]

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р МЭК 60247—2013 «Жидкости изоляционные. Определение относительной диэлектрической проницаемости, тангенса угла диэлектрических потерь (tg 8) и удельного сопротивления при постоянном токе».

• [9] МЭК 60666:2010 Обнаружение и определение установленных присадок в изоляционных нефтяных маслах (Detection and determination of specified additives in mineral insulating oils)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ IEC 60666—2014 «Масла изоляционные нефтяные. Обнаружение и определение установленных присадок».

• [10] ASTM D971, Standard Test Method Interfacial Tension of Oil Against Water by the Ring Method

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р 55413—2013 «Масла нефтяные изоляционные. Определение межфазного натяжения масло-вода методом кольца».

• [11] EN 14210, Surface active agents — Determination of interfacial tension of solutions of surface active agents by the stirrup or ring method

• [12] МЭК 60970 Жидкости изоляционные. Метод подсчета и определения размеров частиц (Insulating liquids. Methods for counting and sizing particles)

• [13] МЭК 61125 Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению (Unused hydrocarbon based insulating liquids. Test methods for evaluating the oxidation stability) Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ IEC 61125—2014 «Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению».

• [14] ИСО 2719 Определение температуры вспышки. Методы с применением прибора Пенски-Мартенса с закрытым тиглем (Determination of flash point. Pensky-Martens closed cup method)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ ISO 2719—2017 «Нефтепродукты и другие жидкости. Определение температуры вспышки. Методы с применением прибора Пенски-Мартенса с закрытым тиглем».

• [15] ИСО 3016 Нефтепродукты. Определение температур текучести и застывания (Petroleum products. Determination of pour point)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ 20287—91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания».

• [16] ИСО 3675 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Определение плотности в лабораторных условиях. Метод с использованием ареометра (Crude petroleum and liquid petroleum products. Laboratory determination of density. Hydrometer method

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ ISO 3675—2014 «Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра».

• [17] ИСО 3104 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости (Petroleum products. Transparent and opaque liquids. Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ 33—2016 «Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости».

• [18] МЭК 61619 Жидкости изоляционные. Загрязнение полихлорированными бифенилами. Определение методом газовой хроматографии на капиллярной колонке [Insulating liquids. Contamination by polychlorinated biphenyls (PCBs). Method of determination by capillary column gas chromatography]

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ IEC 61619—2014 «Жидкости изоляционные. Определение загрязнения полихлорированными бифенилами (РСВ) методом газовой хроматографии на капиллярной колонке».

• [19] МЭК 62535 Жидкости изоляционные. Метод обнаружения корродирующей серы в использованных и неиспользованных изоляционных маслах (Insulating liquids. Test method for detection of potentially corrosive sulphur in used and unused insulating oil)

• [20] ASTM D1275, Standard Test Method for Corrosive Sulfur in Electrical Insulating Liquids

• [21] DIN 51353, Testing of insulating oils; detection of corrosive sulfur; silber strip test

• [22] МЭК 62697-1 Методы количественного определения содержания корродирующих соединений серы в использованных и неиспользованных изоляционных маслах. Часть 1. Метод количественного определения дибензилдисульфида [Test methods for quantitative determination of corrosive sulfur compounds in unused and used insulating liquids — Part 1: Test method for quantitative determination of dibenzyldisulfide (DBDS)]

• [23] ИСО 14830 Контроль состояния и диагностика машин. Трибологический контроль состояния и диагностирования. Общее руководство (Condition monitoring and diagnostics of machines. Tribology-based monitoring and diagnostics of machines. General guidelines)

• [24] МЭК 60475:2011 Метод отбора проб изоляционных жидкостей (Method of sampling insulating liquids)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ IEC 60475—2014 «Жидкости изоляционные. Отбор проб».

• [25] ИСО 18434-1 Контроль состояния и диагностика машин. Термография. Часть 1. Общие методы (Condition monitoring and diagnostics of machines. Thermography. Part 1: General procedures)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р ИСО 18434-1—2013 «Контроль состояния и диагностика машин. Термография. Часть 1. Общие методы».

• [26] ISO 29821-1 Контроль состояния и диагностика машин. Ультразвуковой контроль. Часть 1. Общее руководство (Condition monitoring and diagnostics of machines. Ultrasound. Part 1: General guidelines)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р ИСО 29821-1—2015 «Контроль состояния и диагностика машин. Ультразвуковой контроль. Часть 1. Общее руководство».

• [27] МЭК 60270 Методы испытаний высоким напряжением. Измерения частичных разрядов (High-voltage test techniques. Partial discharge measurements)

Примечание — Рекомендуется применять гармонизированный стандарт ГОСТ Р 55191—2012 «Методы испытаний высоким напряжением. Измерения частичных разрядов».

• [28] МЭК 60599 Электрооборудование, заполненное нефтяным маслом, в условиях эксплуатации. Руководство по интерпретации результатов анализа растворенных и выделившихся газов (Mineral oil-impregnated electrical equipment in service. Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis)

• [29] IEEE C57.19.00-2004, IEEE Standard General Requirements and Test Procedure for Power Apparatus Bushings

• [30] МЭК 60214-1:2014 Переключатели ответвлений. Часть 1. Требования к характеристикам и методы испытаний (Tap-changers. Part 1: Performance requirements and test methods)

• [31] IEEE C57.104, IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil Immersed Transformers

УДК 621.314.222.6:53.087.4:006.354

Ключевые слова: трансформаторы силовые, элементы трансформаторов, контроль состояния, измерения, преобразователи

Редактор В.Н. Шмельков Технический редактор И.Е. Черепкова Корректор С.В. Смирнова Компьютерная верстка Е.А. Кондрашовой

Сдано в набор 17.10.2022. Подписано в печать 28.10.2022. Формат 60х84¹/₈. Гарнитура Ариал. Усл. печ. л. 5,12. Уч.-изд. л. 4,61.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении в ФГБУ «РСТ» , 117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.