Приборы мониторинга силовых трансформаторов

О необходимости мониторинга

Силовые трансформаторы являются важным и капиталоемким оборудованием энергетических систем. Существует большое количество типов силовых трансформаторов в зависимости от назначения и условий работы. Но не зависимо от конструкции и условий эксплуатации, «болезни» у них, как правило, общие. Повреждения или отклонения от нормального режима работы трансформатора могут быть вызваны различными причинами. В большинстве случаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длительного воздействия неблагоприятного фактора.

На сегодняшний день наиболее эффективным средством повышения надежности работы трансформаторного оборудования является внедрение методов и средств оперативной диагностики [1], [2], [3], [4].

Мониторинг параметров трансформаторного оборудования в реальном масштабе времени позволяет получить ряд возможностей:

• сменить технологию обслуживания (не периодически, а по данным измерения контролируемых параметров)
• управлять системой охлаждения;
• контролировать нагрузку и, как следствие, управлять ресурсом;
• оценивать предаварийные и аварийные состояния с выдачей команд и т.д.

Основная задача:

Задачей, которую ставят перед собой разработчики приборов мониторинга является создание совместно с разработчиками трансформаторного оборудования комплекта приборов контроля и управления не отягощенного избыточными функциями, в том числе сервисными и, как следствие, с оптимальными функциональными и стоимостными характеристиками (ПРИЛОЖЕНИЯ А и Б).

При создании блоков и приборов температурного мониторинга сухих трансформаторов основной задачей была реализация устройств, которые могли бы обеспечить первичную обработку снимаемой информации о температуре в непосредственной близости от места ее съема (от датчика) [5]. Такой подход (размещение прибора на кожухе трансформатора), как правило, дает возможность обеспечить надежность и достоверность обработки информации, исключить влияние помех (т.к. передача выходной информации осуществляется релейными командами и по помехозащищенным кодовым линиям связи). Когда приходится переносить средства обеспечения помехозащищенности на вход монитора, это иногда приводит к неожиданным последствиям.

Случай из практики

Верх-Исетский металлургический завод. Трансформатор производства «Росэнерготранс» был отключен прибором Т154 (производства Италии). При повторном включении оперативный персонал наблюдал быстрый рост показаний температуры по одному из каналов с последующим отключением трансформатора.

Исследование показало, что при прогреве трансформатора терялся контакт в промежуточном клемнике датчика температуры, а фильтр на входе прибора превращал ступенчатое изменение сопротивления датчика в плавное. Алгоритм контроля исправности датчиков срабатывал после срабатывания алгоритма тепловой защиты.

Однако размещение прибора на кожухе трансформатора накладывает дополнительные требования к конструкции и схемотехнике приборов, которые должны обеспечить работоспособность в тяжелых климатических условиях (особенно для трансформаторов, устанавливаемых на открытых площадках). Это и пылевлагозащищенный корпус, встроенный подогрев, сальниковые вводы, специальная элементная база с расширенным температурным диапазоном. Работоспособность при повышенной температуре окружающей среды, обусловленной рабочим нагревом трансформатора, обеспечивается накладным размещением прибора на кожухе трансформатора. Некоторые производители трансформаторов игнорируют этот вопрос и врезают приборы щитового исполнения в кожух трансформатора подвергая прибор дополнительному нагреву. У разработчиков электроники существует эмпирическая формула – превышение температуры над нормальной на 10 градусов сокращает ресурс вдвое. Хватит ли ресурса прибора поставленного в тяжелые температурные условия на срок службы трансформатора неизвестно.

Требованиям размещения на кожухе трансформатора отвечают разработанные нами блоки БКТ-2, БКТ-3. С 2000 г. их изготовлено и поставлено в составе трансформаторного оборудования более 3000 шт. Блоки БКТ-2, БКТ-3 успешно функционируют в различных климатических зонах России, ближнего и дальнего зарубежья.

Для трансформаторов средней и малой мощности, которые устанавливаются внутри производственных помещений с более «мягкими» климатическими условиями, нами разработан, прошел испытания и включен в «Госреестр средств измерений РФ» прибор температурного мониторинга сухих трансформаторов МТСТ34 (ПРИЛОЖЕНИЕ В). Практика безусловно доказывает эффективность температурных мониторов.

Пример из практики

Подстанция Новокуйбышевского НПЗ. Трансформатор производства «Росэнерготранс». Трансформатор был отключен прибором мониторинга БКТ-2. По прошествии примерно часа прибывший дежурный персонал отклонений температуры частей трансформатора от среднего значения не обнаружил. Был составлен акт о неправильной работе БКТ-2.

Нами была предложена программа наблюдения за БКТ и трансформатором. В результате был установлен дефект трансформатора «пожар в железе». Попытка бракования БКТ-2 явилось следствием того, что в схеме подключения монитора не был задействован сигнал «Предупреждение» и отключение трансформатора стало полной неожиданностью для диспетчерской службы.

При создании комплекта приборов мониторинга масляных трансформаторов исходили из оптимальности контролируемых параметров.

Хотелось исключить неоправданную избыточность, сделать приборы недорогими и доступными.

Первичная диагностика и мониторинг у трансформаторов, как и у человека, начинается с температуры.

Прибор ТМ-1 позволяет:

• контролировать температуру верхних слоев масла трансформатора;
• определять максимальные и минимальные значения температуры за контролируемый период (день, неделю месяц и год);
• выбрать систему охлаждения (Д, ДЦ, Ц или М);
• сигнализировать о возникновении нештатных ситуаций при превышении уставок по температуре;
• энергонезависимое хранение всех контролируемых параметров;
• выдавать всю перечисленную информацию по интерфейсу в систему АСУ ТП;

Вся полученная информация доступна оператору с панели прибора.

Для более мощных трансформаторов и для трансформаторов, работающих в режимах широкого изменения нагрузки, функции прибора ТМ-1 были расширены в приборе ТМТ-1 в части:

• контроля тока нагрузки;
• вычисления температуры в наиболее нагретой точке (ННТ) обмотки (при расчете температуры ННТ используются технические характеристики трансформаторного оборудования, в том числе и тепловые характеристики, измеренные во время заводских испытаний);
• вычисления остаточного ресурса трансформатора.

Продолжительный повышенный нагрев конструкций опасен для соприкасающейся с ней изоляции. Величина температуры ННТ является основным критерием допустимости перегрузки трансформатора. Постоянная времени нагрева обмотки составляет несколько минут, в отличии от температуры масла (постоянная времени нагрева масла исчисляется часами).

По рекомендациям МЭК 354 [6] температура ННТ ограничивается значением 140 °С.. Это соответствует началу ускоренного старения изоляции при повышенной температуре.

Непосредственное измерение температуры ННТ затруднительно и обычно применяется вычисление температуры ННТ по стандартизованной методике.[5]. Методика основана на законе термохимического износа Аррениуса и на упрощенном соотношении Монтсингера [7].

Превышение температуры ННТ над температурой верхних слоёв масла

DТ = Н× Gr×Кн ^y,

где Кн^y = I/Iн — коэффициент нагрузки обмотки.

Текущее значение температуры ННТ:

То = DТ×(1 — е^-t/×t) + Тм ,

где То — температура ННТ;

Тм — температура верхних слоёв масла;

t — текущее время,

Gr — градиент, установившееся превышение температуры обмотки над температурой верхних слоев масла. Задаётся из расчётной записки трансформатора в диапазоне от 0 до 50°С:

Н — коэффициент наиболее нагретой точки трансформатора (ННТ), диапазон — от 1 до 2. Стандартное значение — 1,3;

Y — степенной показатель нагрузки. Диапазон – от 1 до 2. Рекомендуемое значение — 1,6;

t — постоянная времени нагрева обмотки, диапазон от 5 до 10 минут. Рекомендуемое значение — 8 минут;

Iн — номинальный ток нагрузки обмотки — ток трансформатора тока. Диапазон – от 0 до 5А.

Относительная скорость износа изоляции:

V = 2^{(То — Тн)/6} ,

где Тн — номинальная температура изоляции, Тн = 98°С;

То — текущее значение температуры ННТ.

Относительное сокращение срока службы:

где V — скорость износа изоляции;

N — общее количество интервалов;

n — номер интервала времени.

Следует отметить, что в интервале температур от 98°С до 140°С скорость износа изоляции удваивается при каждом увеличении температуры на 6°С.

Вся информация о ресурсе и коэффициентах нагрузки трансформатора энергонезависимо хранится и по интерфейсу доступна системе АСУ ТП и оператору с панели прибора.

На сегодняшний день в эксплуатации находятся около 700 приборов ТМ-1 и около 80 приборов ТМТ-1. Партия из 38 трансформаторов с приборами ТМТ-1 в тропическом исполнении поставлена на Кубу.

В 2009 г. завершены автономные испытания, а в апреле 2010 г. — первый этап испытаний в составе объекта (трансформатора) нового прибора ТМТ-2.

В отличие от ТМТ-1 в нем дополнительно реализованы следующие функции:

• контроль заливки масла;
• контроль уровня масла;
• контроль утечки масла.

На устройство контроля уровня масла и утечки получено положительное решение 2008104262/09, дата приоритета 04.02.2008г.(патент № 2393567)

Уровень масла в расширителе зависит от температуры масла в баке трансформатора. В процессе работы трансформатора часть нагретого масла перемещается в расширитель, а при охлаждении трансформатора масло из расширителя возвращается в бак.

Рисунок 1

Уровень h масла в расширителе может быть определен по величине давления столба масла — p (см. рисунок 1)

h = р/(ρg), где

ρ — плотность масла;).

g — ускорение свободного падения, g = 9.8 м/сек;

p — давление, Па.

В приборе ТМТ-2 предусмотрен контроль за уровнем заливки масла в соответствии с исполнением трансформатора (смотри рисунок 2).

Уровень заливки выбирается исходя из соотношения:

• при максимальной температуре уровень масла не должен превышать максимального значения для данного климатического исполнения,
• при минимальной температуре минимального уровня для данного климатического исполнения.

Для реализации режима оператору в прибор следует ввести:

• диаметр расширителя;
• климатическое исполнение трансформатора.

Теперь оператор может приступить к заливке, а прибор к контролю уровня заливаемого масла с учетом введенных условий и реальной температуры заливаемого масла. При контроле сравнивается реальный уровень масла в расширителе с расчетным значением заданным исходя из приведенных выше соображений. Звуковой сигнал (сирена) предупредит оператора (заранее, при 95% уровня заливки) об окончании процесса заливки.

В процессе эксплуатации уровень масла контролируется не только на превышение или понижение предельных уровней масла в расширителях трансформатора и отсека РПН, но и ведется контроль утечки масла.

Расчет ожидаемого уровня масла при контролируемой температуре ведется исходя из приведенных ниже соотношений:

приращение площади боковой поверхности при текущей температуре ti:

 ∆Si=(Si — Sз)=М(βiti — βзtз).

М = (Sр — Sз)/ (βрtр — βзtз),

Текущее значение площади боковой поверхности

Si = Sз+ М(βiti — βзtз) 

tр — рабочая средняя температура масла в баке;

β — коэффициент объёмного расширения масла.

S = r²*( a- sina)/2,

здесь r – радиус круга;

а — угол между радиусами;

а/2 =arc cos ((r-h)/ r)[рад].

При отклонении на 10% от расчетного значения формируется предупредительный сигнал «УТЕЧКА МАСЛА». Таким образом, дежурный персонал заранее оповещается, а трансформатор уберегается от аварийных ситуаций. Таких функций нет в приборах аналогичного класса.

Рисунок 2

Кроме основного оборудования трансформатора, обеспечивающего преобразование энергии, есть еще подсистемы, оценка состояния которых возлагается на приборы, не относящиеся к приборам мониторинга. Тем не менее, они выполняют ряд контрольных функций. По этому поводу могут быть упомянуты привода устройств РПН и автоматические регуляторы ими управляющие — РКТ.01 и РКТ.02. Обязательной функцией этих автоматических регуляторов является контроль функционирования привода и сигнализация об отклонениях функционирования от нормы, а так же учет ресурса привода. Положение анцапфы РПН также является параметром, позволяющим оптимизировать за счет диспетчерского управления нагрузку трансформатора. Это приборы комплекта ДИП-1 и ДИП-2.

Таким образом, в настоящее время выпускается широкая гамма приборов, позволяющих отслеживать многие параметры трансформатора. Широкое внедрение систем непрерывного мониторинга позволит уменьшить потенциальную угрозу роста аварийности и оптимизировать эксплуатационные расходы. С техническими характеристиками приборов можно ознакомиться на сайте www.mironomika.ru и ПРИЛОЖЕНИИ Г-Ж.

Буслаев Александр Феликсович, технический руководитель НПЦ «Мирономика»,

Козлова Галина Алексеевна, ведущий специалист НПЦ «Мирономика»,

Крамаренко Владимир Николаевич, директор НПЦ «Мирономика»,

Шлентов Владимир Степанович, ведущий специалист руководитель группы ЗАО «Энергомаш (Екатеринбург) Уралэлектротяжмаш»

Список литературы

1. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов. Алексеев Б.А. htt://www.transform.ru/articles/html/06exploitation/a000042article.
2. Непрерывный контроль состояния трансформаторов. Электрооборудование электрических станций, подстанций и сетей. ОИР № 2, 2002г. Новости электроэнергетики мира.
3. Технологические принципы мониторинга силовых трансформаторов. Савельев В.А., Львов С.Ю., Львов Ю.Н. УДК 621.311.22.658.5.011.56.681.3.
4. Результаты внедрения системы непрерывного контроля силовых автотрансформаторов на подстанции «Ленинградская». Рассальский А.Н., к.т.н. проф., Конограй С.П., асп.,ГукА.А., Сахно А.А., Спица А.Г., асп Запорожский национальный технический университет. УДК.621.3.048.1 Вестник КДПУимени Михаила Остроградского. Выпуск 3/2009г.
5. Электротехнический рынок №6 (24) ноябрь-декабрь 2008г.
6. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. ГОСТ 14209-97 ( МЭК 354)
7. Нагрев и охлаждение трансформаторов З.Л. Киш. Москва «Энергия» 1980г.