Современные методы диагностики тяговых трансформаторов железных дорог и построение экспертной системы для обработки результатов тепловизионной диагностики

Содержание Введение

1. Методы диагностирования силовых трансформаторов тяговых подстанций

1.1 Основы технической диагностики

1.2 Диагностика изоляции силового трансформатора

1.3 Трансформаторное масло — инструмент оценки состояния трансформатора

1.3.1 Методы определения фурановых производных в трансформаторном масле

1.3.1.1 Метод определения 4-х фурановых производных методом газожидкостной хроматографии

1.3.1.2 Экспресс-методика визуального определения фурфурола в трансформаторных маслах

1.3.2 Определение фракционного состава механических примесей

контроль класса промышленной чистоты

1.3.3 Контроль влажности

1.3.4 Метод определения растворенного в масле ионола

1.3.5 Автоматизированная система измерения температурой зависимости тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторного масла

1.4 Основы измерения характеристик частичных разрядов в силовых трансформаторах

1.5 Диагностика механического состояния обмоток силовых трансформаторов методом частотного анализа

1.6 Вибрационное обследование и диагностика состояния силовых трансформаторов

1.6.1 Цель проведения вибрационной диагностики силовых трансформаторов

1.6.2 Определение параметров прессовки обмоток и магнитопровода по вибрации на поверхности бака трансформатора

1.6.3 Уточнение диагноза «распрессовка обмотки» проведением измерений вибрации при изменении температуры трансформатора

2. Термографические методы диагностирования тяговых подстанций

2.1 Основные определения

2.2 Методы тепловизионного диагностирования силовых трансформаторов тяговых подстанций

2.3 Факторы, влияющие на эффективность тепловизионного обследования

2.4 Методика ТВО электрооборудования

2.5 Тепловизионное обследование силовых трансформаторов

2.5.1 Определение местоположения дефектов в магнитопроводах трансформаторов

2.5.2 Определение внутренних дефектов обмоток

2.5.3 Определение работоспособности устройств системы охлаждения трансформатора

2.5.3.1 Маслонасосы

2.5.3.2 Дутьевые вентиляторы

2.5.3.3 Термосифонные фильтры

2.5.3.4 Переключающие устройства

2.5.3.5 Радиаторы

2.5.3.6 Датчик температуры

2.5.3.7 Поверхность бака трансформатора

2.5.3.8 Маслорасширители

2.5.3.8 Системы охлаждения трансформаторов

3. Результаты тепловизионных обследований (ТВО) тяговых подстанций ВСЖД

3.1 Анализ результатов тепловизионного контроля силовых Трансформаторов

4. Применение экспертных систем для обработки результатов диагностирования силовых трансформаторов

4.1 Основные понятия и определения

4.1.1 Назначения и основные свойства экспертных систем

4.1.2 Архитектура экспертных систем

4.1.3 Состав и взаимодействие участников построения и

эксплуатации экспертных систем

4.1.4 Преимущества использования экспертных систем

4.1.5 Основные режимы работы экспертных систем

4.1.6 Отличие экспертных систем от традиционных программ

4.1.7 Технология разработки экспертных систем

4.2 Представление знаний в экспертных системах

4.2.1 Логические исчисления

4.2.2 Фреймовая модель

4.2.3 Семантические сети

4.2.4 Представление знаний с использованием правил

4.3 Концепция экспертной системы для обработки результатовТВО трансформаторов

4.3.1 Интегрированная инструментальная среда exsys

4.3.2 Написание набора правил в инструментальной среде exsys

5. Расчёт стоимости программного продукта

6. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности проекта.

Эргономические и санитарно-гигиенические нормы при организации работы вычислительного центра

6.1 Необходимость разработки и соблюдения норм…

6.2 Общие положения и область применения…

6.3 Требования к ПЭВМ

6.4 Требования к помещениям для работы с ПЭВМ

6.5 Требования к микроклимату, содержанию аэроионов и вредных химических веществ в воздухе на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ

6.6 Требования к уровням шума и вибрации на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ

6.7 Требования к освещению на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ

6.8 Требования к уровням электромагнитных полей на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ

6.9 Требования к визуальным параметрам ВДТ, контролируемым на рабочих местах

6.10 Общие требования к организации рабочих мест пользователей ПЭВМ…

6.11 Требования к организации и оборудованию рабочих мест с ПЭВМ для взрослых пользователей

6.12 Требования к организации и оборудованию рабочих мест с ПЭВМ для обучающихся в общеобразовательных учреждениях начального и высшего профессионального образования

6.13 Требования к организации медицинского обслуживания пользователей ПЭВМ…

6.14 Требования к проведению государственного санитарно-эпидемиологического надзора и производственного контроля

6.15 Расчет искусственного освещения аудитории вычислительного центра Заключение Приложение, А Список литературы

Введение

Системы тягового электроснабжения (СТЭ) образуют значительное количество устройств, длительная эксплуатация которых без надлежащего диагностирования технического состояния может привести к выходу их из строя и значительному экономическому ущербу. Для реализации эффективного диагностирования устройств тягового электроснабжения необходимы методики контроля и современные технические средства.

В настоящее время в эксплуатацию помимо традиционных испытаний все более широкое применение находят такие современные методы, как высокоэффективная жидкостная и газовая хроматография, определение фракционного состава механических примесей и характера загрязнений при помощи автоматических счетчиков частиц и устройств мембранной фильтрации, инфракрасная спектроскопия, определение электрической проводимости трансформаторных масел.

При оценке состояния трансформаторов, прежде всего с длительным сроком службы, а также вызывающих «беспокойство», в связи с отрицательной динамикой изменения диагностических параметров целесообразно проводить комплексные диагностические обследования, привлекая для этого специализированные организации.

Решение задач диагностирования электрооборудования тяговых подстанций (ТП) может быть выполнено на основе тепловизионных обследований (ТВО). Современные инфракрасные камеры имеют значительное оптическое разрешение, широкий диапазон измеряемых температур, не требуют охлаждения термочувствительного элемента жидким азотом. Эти приборы позволяют автоматически отсчитывать температуру в центре визирного перекрытия, выстраивать профиль температуры в режиме реального времени, вести непрерывную запись изображения на гибкий магнитный носитель. Вместе с приборами поставляются программные продукты, обеспечивающие эффективную компьютерную обработку получаемых термограмм.

Тепловизионное диагностирование позволяет решать актуальные практические задачи, такие как:

1) массовое обследование огромного объема электрооборудования одной бригадой из трех человек с одной тепловизионной камерой;

2) выявление значительного количества аппаратов, находящихся в предаварийном состоянии (дефектные контактные соединения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, вентильные разрядники и ОПН);

3) выявление таких дефектов, которые не могут быть выявлены никакими другими методами, например, местный перегрев конструктивных элементов баков силовых трансформаторов, нагрев соединительных болтов в поддерживающих металлических конструкциях шинопроводов или перегрузки отдельных элементов вентильных разрядников 110 кВ и выше.

В системах тягового электроснабжения термография может применяться по всему циклу распределения и потребления электроэнергии: от тяговых подстанций до электрооборудования ЭПС. Термограмма быстро и четко укажет на возникшие неполадки задолго до того, как они превратятся в крупные эксплуатационные проблемы.

В настоящее время при проведении тепловизионного обследования ставят в основном задачи выявления участков локального теплового перегрева, обусловленного потенциальными дефектами, и при их обнаружении задачу считают выполненной. Это сужает рамки ТВО и не позволяет использовать инфракрасную технику в полной мере. Превратить ТВО в полноценный способ технического диагностирования можно на основе разработки математических методов и компьютерных технологий обработки результатов обследований.

Эффективность и информативность этого вида оценки состояния оборудования оказывается особенно высокой, если тепловизионный контроль включается в комплексный процесс диагностики СТ, проводимой на базе экспертной системы.

Экспертная система (ЭС) — это программное средство, использующее экспертные знания для обеспечения высокоэффективного решения неформализованных задач в узкой предметной области. Основу ЭС составляет база знаний (БЗ) о предметной области, которая накапливается в процессе построения и эксплуатации ЭС.

В процессе решения задачи ЭС запрашивает у пользователя факты, касающиеся конкретной ситуации (проблемы). Получив ответы, ЭС пытается вывести заключение (рекомендацию). Эта попытка выполняется механизмом вывода, решающим, какая стратегия эвристического поиска должна быть использована применительно к данной проблеме. Пользователь может запросить объяснение поведения ЭС и объяснение ее заключений. Качество вывода определяется методом, выбранным для представления знаний, объемом базы знаний и мощностью механизма вывода.

1. Методы диагностирования силовых трансформаторов тяговых подстанций

1.1 Основы технической диагностики Диагностика — область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов.

Диагностирование — определение технического состояния объекта.

Мониторинг — контроль объекта с заданной степенью регулярности.

Техническая диагностики — отрасль научно-технических знаний, сущность которой составляют теории, методы и средства обнаружения и поиска дефектов в объектах технической природы. Под дефектами следует понимать любое несоответствие свойств объекта заданным (требуемым или ожидаемым) свойствам. Установление каким-либо способом факта несоответствия называют обнаружением дефекта.

Основное назначение технической диагностики состоит в повышении эксплуатационной надежности объектов, а также в предотвращении брака при изготовлении, как самого объекта, так и составляющих его частей. Повышение надежности обеспечивается улучшением таких показателей, как коэффициент готовности, коэффициент технического использования, время восстановления работоспособного состояния, а также ресурс (срок службы) и наработка до отказа или наработка на отказ для резервированных объектов с восстановлением.

Если в текущий момент реальною времени использования объекта по назначению его параметры (признаки) находятся в требуемых пределах, то такой объект является правильно функционирующим.

Техническое состояние неправильно функционирующею, неисправного или неработоспособного объекта может быть детализировано путем обнаружения конкретных дефектов, нарушающих исправность, работоспособность или правильность функционирования, причем дефекты эти могут относиться как к объекту в целом, так и к его составным частям.

Обнаружение и поиск дефектов являются процессами определения технического состояния объекта и объединяются общим термином «диагностирование». По результатам диагностирования ставится диагноз. Задачами диагностирования являются проверка исправности, работоспособности и правильности функционирования объекта, а также поиск дефектов, нарушающих ни показатели. Строгая постановка таких задач предполагает, во-первых, прямое или косвенное задание класса возможных дефектов и, во-вторых, наличие формализованных методов построения алгоритмов диагностирования, реализация которых обеспечивает или обнаружение дефектов из заданного класса с требуемой полнотой, или поиск дефектов с требуемой глубиной.

Диагностирование технического состояния любого объекта осуществляется теми или иными средствами. Средства могут быть аппаратными или программными. Средства и объект диагностирования, взаимодействующие между собой, образуют систему диагностирования.

В системах тестового диагностирования на объект подаются специально организуемые тестовые воздействия. В системах функционального диагностирования, которые работают в процессе применения объекта по назначению, подача тестовых воздействий, как правило, исключается; на объект поступает только рабочее воздействие, предусмотренное его алгоритмом функционирования. В системах обоих видов средств диагностирования воспринимают и анализируют ответы объекта на входные (тестовые иди рабочие) воздействия и выдают результат диагностирования, т. е. ставят диагноз: объект исправен или неисправен, работоспособен или неработоспособен, функционирует правильно или неправильно, имеет какой-нибудь дефект или в объекте повреждена какая-то его составная часть и тому подобное.

Система диагностирования в процессе определения технического состояния объекта реализует некоторый алгоритм тестового или функционального диагностирования. Алгоритм диагностирования в общем случае состоит из определенной совокупности так называемых элементарных проверок и правил анализа их результатов. Результатом экспериментальной проверки являются конкретные значения ответных сигналов объекта в соответствующих контрольных точках. Окончательное заключение о техническом состоянии объекта (диагноз) делается в общем случае по совокупности полученных результатов экспериментальных проверок.

В технической диагностике можно выделить три типа задач определения технического состояния объектов:

1) к первому типу относятся задачи определения технического состояния, в котором находится объект в настоящее время; это задачи диагностирования;

2) ко второму типу относятся задачи предсказания технического состояния, в котором окажется объект в некоторый будущий момент времени; это задачи прогнозирования;

3) к третьему типу относятся задачи определения технического состояния, в котором находился объект в некоторый момент времени в прошлом; это задачи генеза.

Задачи первого типа формально можно отнести к технической диагностике, а второго типа — к технической прогностике (к техническому прогнозированию) Отрасль знания, занимающаяся решением задач третьего типа, называется технической генетикой.

Задачи технической генетики возникают при расследовании аварий, когда техническое состояние объекта в рассматриваемое время отличается от состояния, в котором он был в прошлом. Эти задачи решаются путем определения возможных или вероятных предысторий, ведущих в настоящее состояние объекта.

К задачам технической прогностики относятся задачи, связанные с определением срока службы объекта или с назначением периодичности профилактических испытаний и ремонтов. Эти задачи решаются путем определения возможных или вероятных эволюции состояния объекта, начинающихся в настоящий момент времени.

Решение задач прогнозирования очень важно для организации технического обслуживания оборудования по состоянию — (в место обслуживания по срокам или ресурсу). Непосредственное применение методов решения задач диагностирования к задачам прогнозирования невозможно из-за различия моделей, с которыми приходится работать. При диагностировании моделью обычно является описание объекта, в то время как при прогнозировании необходима модель процесса эволюции технических характеристик объекта во времени.

В результате диагностирования каждый раз определяется не более чем одна «точка» указанного процесса эволюции для текущего момента (интервала) времени. Вместе с тем хорошо организованное диагностическое обеспечение объекта с хранением всех предшествующих результатов дает полную и объективную информацию, представляющую собой предысторию развития (динамику) процесса изменения технических характеристик объекта в прошлом, что может быть использовано для систематической корреляции прогноза и повышения его достоверности.

Наличие или появление дефектов, что возможно на любой стадии жизни объектов, отрицательно сказывается на качестве и надежности.

В проблеме надежности можно выделить аспекты, определяемые принципами, методами и средствами обеспечения и поддержания тех или иных показателей надежности.

Совокупность принципов, методов и средств обнаружения (поиска) дефектов при их изготовлении или в эксплуатации называем организацией диагностического обеспечения, которое составляет основу диагностического аспекта надежности. В рамках диагностического аспекта решаются задачи определения технического состояния объекта (исправен, работоспособен) и поиска дефекта, как при производстве, так и в эксплуатации.

Неполнота обнаружения дефектов при проверке исправности (после изготовления или ремонта) или при проверке работоспособности (при профилактике) эквивалентна фактическому снижению показателей безотказности (в частности, вероятности безотказной работы), долговечности (ресурса) и сохраняемости объекта.

Главным показателем качества системы диагностирования являются гарантируемые полнота обнаружения и глубина поиска дефектов. К числу «вторичных» показателен качества систем диагностирования можно отнести затраты на аппаратуру, время, энергию, а также показатели надежности средств диагностирования, в том числе достоверность диагноза.

Виды диагностики электрооборудования

1) диагностика изоляции;

2) диагностика контактных соединений;

3) диагностика силовых трансформаторов и реакторов;

4) диагностика высоковольтных выключателей.

1.2 Диагностика изоляции силового трансформатора Изоляцию высоковольтного оборудования испытывают после изготовления и в эксплуатации. Основная задача приемо-сдаточных испытаний — определение соответствия изделия требованиям нормативно-технической документации. Испытания при капитальных и текущих ремонтах, а также в период между ремонтами проводятся с целью оценки состояния изоляции и выявления дефектов.

При испытаниях во время эксплуатации, проводимых с помощью передвижных установок, может быть получен ограниченный объем информации. Наиболее предпочтительны методы контроля оборудования под рабочим напряжениям без вывода его из эксплуатации, что обеспечивает повышение эффективности технического диагностирования. Контроль под напряжением можно автоматизировать, при этом применяют два варианта диагностирования раннюю диагностику и сигнализацию предельных состояний.

В эксплуатации происходит старение диэлектрика (постепенное ухудшение или полная потеря изоляционных свойств), которое вызывается процессами, связанными с химическими, тепловыми, механическими и электрическими воздействиями. Следует отмстить, что ни процессы действуют одновременно и могу быть взаимосвязанными.

К химическим процессам ухудшения изоляционных материалов относится окисление и реакции с агрессивными компонентами окружающей среды.

При нагреве вследствие внешних причин и диэлектрических потерь ухудшение свойств изоляции сопровождается распадом вещества, появлением хрупкости, снижением электрической прочности.

К основным явлениям старения относятся физические и химические изменения органических изоляционных материалов, вызванные частичными разрядами (ЧР).

Механические воздействия, вызывая нарушение целостности материала (разрывы, расслоения), также снижают электрическую прочность изоляционной конструкции.

Изоляционное масло является и теплоотводящей и изолирующей средой. При старении масло окисляется, что приводит к образованию органических кислот, растворимых в масле, и осадков. Увлажнение снижает электрическую прочность масла, термические воздействия приводят к крекингу.

Старение масла снижает надежность изоляционной конструкции, так как повышенная кислотность способствует старению твердой изоляции, а осаждение шлама увеличивает диэлектрические потери и ухудшает отвод тепла. Влага в масле, переходя в твердый диэлектрик, усиливает в нем процессы разрушения. Наличие в масле пузырьков газа способствует развитию ЧР.

В результате воздействия всех перечисленных факторов происходит изменение структуры диэлектриков, их свойств, появляются внутренние дефекты и продукты разложения.

Прямые методы определения интенсивности названных процессов, пригодные для эксплуатационных условий, отсутствуют. Применяются косвенные методы контроля, и для этого используются параметры изоляции, значении которых определяются процессами, происходящими и диэлектриках (поляризация, адсорбция, проводимость,). К таким параметрам относятся комплексная проводимость изоляции, диэлектрические потери, емкость, интенсивность ЧР. Для диагностирования используются также зависимости этих параметров от температуры, приложенного напряжения и времени.

В таблице 1 приведены воздействующие факторы и реакция изоляции на них. Для более полного диагностирования целесообразно использовать все возможные методы. Следует указать, что совпадение результатов, полученных разными методами, позволяет более уверенно идентифицировать дефект.

Браковочным критерием служит совокупность значений диагностических параметров и других признаков, достаточных для оценки состояния контролируемого объекта и классификации его дефектов. Конечной целью такой классификации является прогнозирование работоспособности оборудования.

За браковочный критерий принимается отклонение значений контролируемых параметров за установленные критерии. При этом необходимо учитывать, что одни и те же изменения параметра могут быть вызваны различными дефектами, при развитии которых опасность отказа объекта неодинакова.

Таблица 1 — Изменение характеристик изоляции в зависимости от воздействующих факторов

1.3 Трансформаторное масло — инструмент оценки состояния трансформатора Трансформаторное масло представляет собой смесь достаточно сложных органических соединений различных классов. В процессе эксплуатации под воздействием таких факторов, как электрические и магнитные поля, влажность и температура как внутри, так и вне высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, происходит разложение исходно содержащихся в трансформаторном масле органических соединений. Помимо того, в масло переходят продукты деструкции твердой изоляции и других конструкционных материалов.

Образующиеся продукты разложения в свою очередь могут вступать в новые взаимодействия друг с другом, следствием чего является появление более сложных соединений с относительно большей молекулярной массой. Кроме того, появляющиеся вторичные компоненты порой представляют значительную опасность, так как, вступая во взаимодействие с элементами конструкции оборудования, существенно ускоряют процесс его износа и даже являются причиной аварий. Этот процесс может происходить достаточно быстро и при отсутствии своевременного выявления приводит к выходу оборудования из строя.

Следовательно, своевременное обнаружение в трансформаторном масле тех или иных образующихся в процессе эксплуатации компонентов, несомненно, является важной задачей для надежной оценки состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования.

Важным является также тот факт, что образующиеся соединения представляют собой все многообразие агрегатных состояний: газообразное, жидкое и твердое. Причем, в зависимости от условий эксплуатации они могут находиться в масле в виде раствора (газ в газе, газ в жидкости, жидкость в жидкости, твердое тело в жидкости), суспензии (твердое вещество в жидкости) или эмульсии (жидкость в жидкости), а также образовывать различные ассоциаты.

Таким образом, в процессе эксплуатации исходный состав трансформаторного масла еще более усложняется как с качественной (состав) и количественной (концентрации) точки зрения, так и по агрегатному состоянию.

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации поставила вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное (состав) и количественное (концентрации) определение содержащихся и образующихся в масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, которая в современном варианте представляет собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественно-качественного определения (детектирование).

На сегодня хроматография широко используется для анализа растворенных в трансформаторных маслах газов, воздуха, воды, фурановых соединений и ионола. Результаты таких анализов являются одним из важнейших параметров, по которым проводится оценка состояния маслонаполненного высоковольтного электрооборудования.

В настоящее время в эксплуатацию помимо традиционных испытаний все более широкое применение находят такие современные методы, как высокоэффективная жидкостная и газовая хроматография, определение фракционного состава механических примесей и характера загрязнений при помощи автоматических счетчиков частиц и устройств мембранной фильтрации, инфракрасная спектроскопия, определение электрической проводимости трансформаторных масел.

1.3.1 Методы определения фурановых производных в трансформаторном масле Первичная оценка состояния трансформаторов основывается на анализах трансформаторного масла. Однако этот вид анализа не дает исчерпывающей информации о состоянии бумажной изоляции. Поэтому специалистами в течение длительного времени проводился поиск в трансформаторном масле соединений-индикаторов, характеризующих старение целлюлозной изоляции.

В результате этих исследований было установлено, что такими соединениями являются фурановые производные, образующиеся при старении бумажной изоляции, причем, как оказалось, концентрация фурфурола в масле хорошо коррелируется со степенью полимеризации бумаги.

Метод контроля состояния бумажной изоляции маслонаполненного оборудования по содержанию фурановых производных получил распространение за рубежом с середины 80-х годов и стал применяться дополнительно к анализу растворенных в масле газов. Как правило, для этой цели используются всевозможные хроматографические методы и метод фотометрии.

Наибольшее распространение за рубежом получил метод высоко эффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖХ), отличительной особенностью которого является применение капиллярной микроколонки, обладающей большой разделительной способностью. В качестве подвижной фазы используются водные растворы метанола или ацетонитрила, а для обнаружения фурановых производных — ультрафиолетовый детектор.

Жидкостные хроматографы достаточно дорогие приборы и требуют значительно большей квалификации обслуживающего персонала по сравнению с газовыми хроматографами.

Разработаны несколько методик определения фурановых производных, позволяющих использовать уже имеющиеся в лабораториях энергосистем газовые хроматографы или фотоколориметры.

1.3.1.1 Метод определения четырех фурановых производных методом газожидкостной хроматографии Методика определения фурановых производных методом газожидкостной хроматографии основана на предварительной экстракции фурановых соединений из масла, разделении их на хроматографической колонке с по следующим обнаружением пламенно-ионизационным детектором таких компонентов, как фурфурол (FAL), 2-ацетилфуран (ACF), 5-метилфурфурол (MEF) и фурфуриловый спирт (FOL).

Экстракция проводится в стеклянных медицинских шприцах на 20 мл при соотношении объемов масла и экстрагента 20:1, причем в этой методике, равно как и в других методиках определения фурановых производных, экстракция проводится как с целью отделения определяемых соединений от компонентов масла, так и с целью повышения чувствительности анализа.

Объем экстракта, дозируемый в хроматограф, составляет 1−2 мкл. Температура термостата колонок 170−180°С. Соотношения аргона, водорода и воздуха стандартные, 1: 1: 10. Градуировка хроматографа проводится по образцам масла с известным содержанием фурановых производных.

Предел обнаружения FAL, ACF и MEF в масле не превышает 0,1 мг/кг, в то время как предел обнаружения фурфурилового спирта составляет 0,03 мг/кг при соотношении сигнал/шум более 10:1.

Методика аттестована на государственном предприятии «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева». Относительная погрешность определения фурановых соединений в градуируемом диапазоне концентраций от 0,5 до 10 мг/кг не превышает 15%.

Несомненным преимуществом применяемой в этой методике хроматографической колонки является возможность ее использования не только для определения фурановых соединений, но и для определения антиокислительной присадки ионол.

1.3.1.2 Экспресс-методика визуального определения фурфурола в трансформаторных маслах Экспресс-методика визуального полуколичественного определения фурфурола также основана на взаимодействии FAL с уксуснокислым анилином. Эта методика не требует никакого аппаратурного обеспечения, но в то же время позволяет определить не только наличие фурфурола в масле, но и интервал значений концентраций, в котором находится содержание этого соединения.

Она хорошо сочетается с любой количественной методикой определения фурановых производных — ВЭЖХ, ГЖХ или фотометрии. Это означает, что количественный анализ этих соединений в большинстве случаев следует проводить, если в масле обнаружен фурфурол, что значительно снижает трудозатраты на проведение этого анализа и способствует более длительной работе хроматографических колонок и приборов.

К настоящему времени в ВС Ленэнерго проанализировано более 450 проб трансформаторного масла на определение фурфурола. Следует отметить, что реальное содержание фурфурола в эксплуатационных маслах на много меньше того уровня, который регламентирован в последнем издании «Объема и Норм испытания электрооборудования». В большинстве случаев высокое содержание FAL (> 1 мг/кг) зарегистрировано в кислых маслах с относительно высоким содержанием С02.

В настоящее время без накопления достаточного опыта еще рано говорить о каких-либо надежных критериях оценки состояния бумажной изоляции по определению фурановых соединений. Тем не менее, если в практику эксплуатации не внедрять методики определения фурановых соединений, то этот метод контроля не сможет развиваться.

Следует отметить, что уже сейчас (до выработки надежных критериев отбраковки) только по факту обнаружения фурановых производных в масле можно установить, в какой очередности следует выводить оборудование в ремонт при прочих равных параметрах его отбраковки.

1.3.2 Определение фракционного состава механических примесей. Контроль класса промышленной чистоты Электроизоляционные свойства трансформаторных масел в первую очередь определяются их чистотой. Так на пробивное напряжение трансформаторных масел отрицательное воздействие оказывает дисперсная вода и твердые частицы, обладающие электропроводящими свойствами.

Воздействие частиц в зависимости от их количества, размера и природы требует более глубоких исследований, что практически невозможно без применения современных систем и приборов контроля за степенью загрязнения. Определение содержания механических примесей в маслах может осуществляться весовыми методами по ГОСТ 6370–83 или РТМ 34.70.653−83, которые трудоемки, продолжительны по времени и не дают информации о размере и природе частиц. Для определения содержания загрязнений в маслах с учетом их количества и размеров, а также их характера используются автоматические счетчики частиц совместно с лабораторией мембранной фильтрации. При этом контролируется класс промышленной чистоты (КПЧ) по ГОСТ 17 216–71 и (или) ISO

4406, который наиболее полно описывает дисперсную фазу в маслах. По заказу РАО ЕЭС России в 90-х годах были изготовлены и адаптированы для нужд энергетики приборы контроля промышленной чистоты энергетических масел.

Лабораторный прибор — АЗЖ-915, АЗЖ-975 (последний может работать в стандарте ГОСТ 17 216 или ISO 4406), прибор встроенного контроля ПОТОК-945, ПОТОК-995.

Подтверждение соответствия функциональных показателей выше перечисленных анализаторов загрязнения жидкостей отраслевым требованиям и условиям эксплуатации было проведено фирмой «ОРГРЭС» в 1994 г. Также были проведены сравнительные испытания прибора АЗЖ—915 с результатами исследований гранулометрического состава методом мембранной фильтрации фирмы «PALL» на электрозаводе имени Куйбышева.

Расхождение результатов между двумя принципиально различными методами в основном составила не более 3%.

Определение количества загрязнений в маслах по классу промышленной чистоты по ГОСТ 17 216–71 и (или) ISO 4406 является мощным диагностическим средством, позволяющим контролировать не только эффективность действия средств очистки, но и позволяющих выявлять наличие и развитие различных дефектов в энергетическом оборудовании. Данный метод значительно более информативен, достоверен, оперативен и прост в обслуживании по сравнению с применяемыми весовыми методами.

Как правило, трансформаторные масла содержат большое количество частиц менее 10 мкм, и они, обладая значительной подвижностью, способны дрейфовать и концентрироваться в областях повышенных напряженностей электрического поля. Это приводит к усилению неоднородности поля и последующему снижению надежности масляной изоляции. Частицы металлов, кроме ухудшения электроизоляционных свойств, усиливают каталитическое воздействие на термоокислительное старение масел.

Контроль класса промышленной чистоты позволяет осуществлять диагностику состояния бумажно-масляной изоляции электрооборудования непосредственно при их эксплуатации (для этих целей очень интересно определение количества целлюлозных волокон в масле).

" Техносервис-Электро" в своей практике контроля КПЧ совместно использует приборы серии АЗЖ, ПОТОК и лабораторию мембранной фильтрации фирмы «PALL» .Совместное применение этих приборов позволяет определять не только количество, но и природу частиц, содержащихся в масле.

1.3.3 Контроль влажности Важным источником ухудшения изоляционных свойств является содержащаяся в масле вода, которая может появляться в нем как при нарушении герметичности оборудования, так и при интенсивном процессе окисления изоляции, одной из причин которого является недостаточное содержание в масле антиокислительной присадки ионол. Задача по определению воздуха и воды в основном решается с использованием РД 34.43.107−95.

Вместе с тем, важным является тот факт, что вода, присутствующая в масле, может находиться в не только в растворенном, но и в связанном виде, а также в виде эмульсии. Присутствующая в связанном виде вода — это та вода, которая находится в масле в сольватированной форме. Между всеми тремя видами воды, которые определяют общее ее содержание в трансформаторном масле, существует динамическое равновесие. Это равновесие может смещаться в ту или иную сторону под действием различных факторов и, в первую очередь, температуры. Изменение температуры может приводить к изменению соотношения этих форм воды и, как следствие, к изменению изоляционных свойств трансформаторных масел.

Влагосодержание трансформаторных масел в России в основном контролируют по ГОСТ 7822–75 гидридкальциевым методом на приборе ПНВ. Однако наибольшее применение в мире получил метод кулонометрического титрования воды в реактиве Карла Фишера на автоматических приборах по стандарту МЭК 814.

Разработка методики оценки увлажненности трансформатора, не требующей его вскрытия, проведена в последние годы рядом фирм и университетов Германии и Швейцарии.

Метод анализа токов поляризации и деполяризации (РDС — Polarization/Depolarization Currents) как неразрушающий метод определения содержания влаги в твердой изоляции. При измерениях постоянное напряжение 100 В прикладывается к контролируемому объекту на время заряда, а затем происходит разряд на измеритель тока. Измерения проводятся анализатором PDC-Analyser-3205 (разработка компании «Siemens AG»). Для анализа используется модель изоляции трансформатора, учитывающая геометрические соотношения масла, барьеров и дистанционных реек. Электрическая модель соответствует схеме Максвелла — Вагнера, представляющей изоляцию как бесконечный ряд резистивно-емкостных цепочек с разной постоянной времени.

По мнению авторов метода, хорошее соответствие результатов PDC-анализа непосредственному определению влаги в изоляции по Карлу Фишеру и по измерениям точки росы, проведенным на заводе Siemens на многих трансформаторах разной мощности, конструкции и срока службы, позволяет считать PDC-анализ надежным методом определения увлажнения твердой изоляции. На основе результатов PDC-анализа эксплуатационный персонал может принимать решение о дальнейших действиях, в частности, о сушке активной части трансформатора на месте установки.

В настоящее время НПО «Техносервис-Электро» разработал и испытал отечественный анализатор влаги по методу МЭК 814 — это АКВА-901.

Определение воды в трансформаторных маслах по стандарту МЭК 814 включено в РД 34.43.107−95 и вошло в «ОНИЭ» 6 издание. Основные преимущества данного анализатора и метода заключаются в оперативности и простоте процедуры контроля.

Существующие методы анализа воды в масле, как правило, ограничиваются в основном суммарным определением растворенной и эмульгированной воды. Эти методы не дают возможности индивидуального определения связанной и общей воды. Из вышеизложенного вытекает необходимость разработки методики определения в масле не только растворенной и эмульгированной, но и связанной воды.

НПФ «ЭЛЕКТРА» была разработана газохроматографическая методика анализа воздуха и воды, растворенных в трансформаторных маслах, которая не только соответствует требованиям РД 34.43.107−95, но и позволяет определять совместно растворенную и эмульгированную воду, а также общее содержание в масле воды, включая связанную воду.

Эта методика основана на прямом вводе пробы масла в испаритель хроматографа при разных температурах испарителя. Температура испарителя выбирается в зависимости от конструкции каждого конкретного хроматографа. Проба масла (20−100 мкл), введенная в испаритель хроматографа, переходит в парообразное состояние и выделенные из нее воздух и вода разделяются на хроматографической колонке. После разделения воздух и вода переносятся газом-носителем (гелием) в детектор по теплопроводности (ДТП).

Для предотвращения попадания анализируемого масла в разделительную колонку и возможности поддержания высокой температуры в испарителе хроматографа перед основной разделительной колонкой устанавливается предколонка, заполненная диатомитовым носителем. Поскольку масло вводится в испаритель «напрямую», то через какое-то время необходимо проводить регенерацию системы для его удаления. В испаритель допустимо вводить суммарно до 0,6 мл масла, после чего проводится регенерация предколонки с целью удаления из нее масла. Эта операция выполняется в режиме обратной продувки газом носителем при повышенных температурах испарителя и детектора. Время регенерации составляет 3−4 часа.

Градуировка хроматографа по воздуху осуществляется специальным микродозатором, позволяющим вводить дозы воздуха от 0,5 до 20 мкл.

Устройство, обеспечивающее проведение градуировки хроматографа по воздуху и регенерации хроматографической системы после введения в нее масла «напрямую», разработано, выпускается и внедряется НПФ «ЭЛЕКТРА». Данное устройство является основным элементом установки для определения воздуха и воды в трансформаторных маслах.

1.3.4 Метод определения растворенного в масле ионола Методика, позволяющая определять растворенный в масле ионол. В хроматограф вводится не непосредственно масло, а спиртовой экстракт из него. В этом случае отсутствует необходимость в защите разделительной колонки и детектора хроматографа с помощью предколонки.

Ионол извлекается из масла экстракцией. Время расслоения фаз после проведения экстракции составляет не более 2 часов. Анализ ведется на газовом хроматографе с пламенно-ионизационным детектором (ДИП) или с ДТП. В качестве газа-носителя можно использовать гелий, а также аргон или азот при работе с ДИП.

Градуировка хроматографа проводится по раствору ионола в спирте.

При градуировке рассчитывается поправочный коэффициент чувствительности по ионолу.

Разработанные методики активно используются в АО ВНИИЭ для оценки эксплуатационного состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования по программам РАО «ЕЭС России» .

Данные методики готовы к внедрению, как на хроматографах потребителей, так и с поставкой хроматографов, адаптированных к этим методикам.

1.3.5 Автоматизированная система измерения температурой зависимости тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторного масла Среди контролируемых показателей масла повышенное внимание уделяется измерению температурной зависимости тангенса угла диэлектрических потерь tgд = f (T). Методика ее получения задается ГОСТ 6581–75 «Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний».

Предприятием ООО «Электродиагност» была выполнена разработка нескольких модификаций автоматической системы АСТ-1−1, АСТ-1−4, АСТ-1М для измерения зависимости tgд = f (T).

Таблица 2 — Основные показатели приборов ИТП-4 и АСТ-1−1

Последняя цифра в обозначении АСТ соответствует количеству испытательных трехзажимных ячеек плоского типа, что позволяет в едином измерительном цикле производить испытания от одной (АСТ-1−1) до четырех (АСТ-1−4) проб ЖД. Последняя модификация АСТ-1М является полным аналогом АСТ-1−1, но изготовлена с использованием микропроцессорной техники.

Разработан также прибор ИТП-4 с ручным управлением при измерении зависимости tgд = f (T).

Принцип работы АСТ-1−1 заключается в измерении фазового сдвига между сигналами синусоидальной формы, один из которых снимается с нижнего плеча резистивного делителя напряжения, а второй, с измерительного сопротивления, включённого последовательно испытательной ячейкой.

Оцифрованные осциллограммы сигналов с измерительных сопротивлений от испытательной ячейки поступают в компьютер, где для каждой ячейкивычисляется tgд залитого в неё масла, температура которого уже измерена термодатчиком.

Рисунок 1 — Функциональная схема установки АСТ -1 — 1

Основными блоками АСТ-1−1 являются блок измерений, управляющий регистр и компьютер. В состав блока измерений входят источник высокого напряжения, трехэлектродная плоская ячейка и нагреватель.

Ячейка снабжена электронным термометром и тепловым экраном в виде полого цилиндра, выполненным из фторопласта. Первичный датчик электронного термометра жестко крепится на измерительном электроде ячейки.

Управление работой блока измерений производится с помощью компьютера и управляющего регистра, смонтированным на плате АЦП «Lab-master». Управляющий регистр, согласно командам с компьютера, производит включение/выключение высоковольтного трансформатора и/или нагревателя. Система управления позволяет выполнять измерения контролируемых параметров в режиме, близком к самописцу, например, производить измерения с интервалом несколько десятков секунд. Можно запрограммировать АСТ-1−1 на измерение только нескольких контрольных значений tgд, температуры или времени; включать высокое напряжение на момент измерения tgд при включенном выключенном нагревателе; отключать нагреватель при достижении заданной температуры.

Отключается установка также автоматически, по заданному значению одного из контролируемых параметров с включением звуковой сигнализации для оповещения оператора об окончании испытания.

Калибровка системы производится на незаполненной маслом испытательной ячейке в полуавтоматическом режиме перед испытаниями каждой пробы масла. Измеренное значение tgд, как среднее из полученных на 100 периодах испытательного напряжения, заносится в соответствующий раздел программы и используется при обработке результатов измерений.

Программа обработки результатов измерений переводит табличные данные в формат Exсel, с последующим построением в графическом виде зависимости tgд = f (Т).

Установка АСТ-1М состоит из двух блоков: высоковольтного и измерительного. В ней результаты измерений tgд и значений температуры выводятся на дисплей, смонтированный на лицевой панели измерительного блока.

Измерения температурной зависимости диэлектрических потерь жидкого диэлектрика с помощью прибора ИТП-4 производится с ручным управлением и считыванием результатов измерений прибора. После включения нагревателя и установки переключателя в положение «контроль температуры» оператор по ЖКИ производит наблюдение за измерением температуры жидкого диэлектрика. При достижении заданной температуры оператор переводит переключатель в положение «контроль tgд» и заносит в журнал показания измеренное значение.

1.4 Основы измерения характеристик частичных разрядов в силовых трансформаторах Возникновение и развитие практически всех дефектов в изоляции мощных силовых трансформаторов высших классов напряжения сопровождается развитием частичных разрядов (Ч.Р.). Поэтому измерение и анализ характеристик частичных разрядов является эффективной и информативной методикой для определения состояния силовых трансформаторов, позволяющей не только выявить наличие дефекта, но и идентифицировать его тип, степень развития, определить место развития этого дефекта. Однако до настоящего времени эта методика является скорее искусством, нежели инженерной практикой, что связано с большим количеством проблем, сопутствующих измерению и анализу характеристик частичных разрядов.

Одной из основных проблем при измерении характеристик частичных разрядов в полевых условиях на действующем электрооборудовании является наличие различного рода помех в виде электрических сигналов, имеющих те же, что и частичных разрядов частотные характеристики. Для решения этой проблемы используют обычно два основных подхода. Первый из них — аппаратный основывается на попытках разработки измерительной аппаратуры, позволяющей разделить сигналы частичных разрядов и помех с использованием самых различных принципов. Второй аналитический основывается на отыскании характеристик, позволяющих при одновременном измерении сигналов частичных разрядов и помех выявить наличие и характеристики дефекта, развивающегося во внутренней изоляции трансформаторов. Несмотря на определенные достижения, полученные при реализации аппаратного подхода, он представляется менее плодотворным, поскольку сигналы, возникающие при коронном разряде, поверхностных разрядах, во внешней изоляции весьма слабо отличаются от частичных разрядов во внутренней изоляции, и, следовательно, устройства, подавляющие эти помехи могут одновременно искажать характеристики частичных разрядов, развивающихся внутри трансформатора.

Реализация аналитического подхода дает наилучшие результаты при использовании двух характеристик: амплитудных спектров частичных разрядов и «образов частичных разрядов «(от англ. «PD shape»).

Амплитудные спектры частичных разрядов представляют собой зависимость интенсивности частичных разрядов от величины кажущегося заряда. В зависимости от метода их измерения различают интегральные, если строится интенсивность частичных разрядов, превышающих заданный уровень кажущегося заряда, и дифференциальные, если строится интенсивность в заданном диапазоне уровней, спектры частичных разрядов. Очевидно, что различные формы спектров легко пересчитываются друг в друга. Для выявления дефектов более удобной является дифференциальная форма, а для измерения чаще используется интегральная форма.

Основные типы дефектов в изоляции трансформаторов, такие как разряд в масляном клине, пробой первого масляного канала, скользящий разряд по поверхности твердой изоляции, ползущий разряд, изменяют вид амплитудных спектров характерным образом, что позволяет с высокой степенью вероятности идентифицировать тип дефекта по виду амплитудного спектра частичных разрядов. Удобство использования амплитудных спектров состоит в простоте интерпретации получаемых результатов и возможности достаточно просто формализовать алгоритмы идентификации дефектов.

Образы частичных разрядов получаются с использованием измерительной аппаратуры, обеспечивающей возможность фазовой селекции сигналов частичных разрядов. В этом случае измерительная информация строится в осях «величина кажущегося заряда» — «время». Для удобства на график наносится синхронизирующее напряжение в виде одного периода. Каждый частичный разряд наносится в виде точки в момент его появления с соответствующей амплитудой кажущегося заряда.

При измерении в течение определенного времени точки накапливаются, образуя характерный рисунок, который и называется образом частичных разрядов Примеры таких образов показаны на рисунке 3 для случаев развития их в газовой поре и с временной задержкой Рисунок 2 — Характерный вид амплитудных спектров частичных разрядов в процессе развития ползущего разряда: А-5 мин, В-30 мин, С-55мин а)

б) Рисунок 3 — Примеры образов частичных разрядов

а) для газовой поры у электрода;

б) в толще диэлектрика Синтетический подход, позволяющий одновременно получать и амплитудные спектры и образы частичных разрядов реализованы в переносном комплексе диагностики силовых трансформаторов СКИТ. Общий вид интерфейса, реализованный в данном измерителе, показан на рисунке 4.

Рисунок 4 — Общий вид интерфейса измерителя частичных разрядов диагностического комплекса СКИТ Аппаратура построена таким образом, что амплитудные спектры ч.р. снимаются в течение каждых 18 фазовых градусов (каждую миллисекунду), и на рисунке строятся 20 амплитудных спектров в соответствующих фазах. Достоинство такого представления состоит в наглядности картины развития частичных разрядов. Очевидно, что получаемые данные легко могут быть представлены как в виде общего амплитудного спектра за все время измерения, так и в виде соответствующих образов частичных разрядов.

Важным с точки зрения требований к измерительной аппаратуре является вопрос о необходимом времени измерения и возможности пауз в процессе измерений. Анализ динамики развития частичных разрядов в трансформаторной изоляции показал, что практически все виды дефектов развиваются не монотонно. В момент появления дефекта, а также во время их интенсивного развития величина кажущегося заряда частичных разрядов и/или их интенсивность заметно увеличиваются, а затем происходит замедление развития дефекта с соответствующим снижением характеристик частичных разрядов.