Контроль и диагностика силовых трансформаторов 110 кВ без отключения рабочего напряжения.

С. И. Чичёв, канд. техн. наук, вед. инженер, chichev_si@energo.tmb.ru,

Филиал ОАО "МРСК Центра"-"Тамбовэнерго",

В. Ф. Калинин, доктор техн. наук, профессор,

Е. И. Глинкин, доктор техн. наук, профессор,

Тамбовский государственный технический университет

            Техническая политика ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра", введённая в действие с 27.01.2010 г., определяет основополагающие требования диагностики основных производственных фондов - определение состояния электрооборудования, максимальное использование фактического ресурса оборудования и предотвращение его аварийного отказа [1]. Главной задачей является развитие средств диагностики, дающих возможность проведения общего обследования оборудования собственными силами, результаты которого создают целостную картину динамики изменения основных параметров оборудования, определяющих его техническое состояние и являющихся предпосылкой и обоснованием для комплексного обследования оборудования с целью принятия решений о выводе его в ремонт или замены.

            Контроль и диагностика силовых трансформаторов 110 кВ. В настоящее время в каждом филиале ОАО "МРСК Центра" - региональных сетевых компаниях (РСК), входящих в состав ОАО, эксплуатируется более 50 % силовых трансформаторов 110 кВ (далее СТ), которые отработали нормативный срок службы, и дальнейшую их эксплуатацию необходимо обосновать. В то же время для оценки состояния изоляции этих СТ требуется значительное количество персонала, занимающегося диагностированием, а также транспортные средства и средства измерений, в противном случае указанный парк трансформаторов может привести к аварийному отказу в любое время.

            Следовательно, вопрос выявления дефектов на ранней стадии их возникновения у нормальных и, особенно, отработавших нормативный срок СТ для каждой РСК является острой проблемой.

            В то же время существующие традиционные средства и методы диагностирования состояния изоляции СТ не позволяют в полной мере выявить дефекты на ранней стадии их образования. Связано это с рядом причин [2-4]:

•    во-первых, методы, используемые в настоящее время (измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ, коэффициента абсорбции К_абс и др.), не обнаруживают опасные ухудшения состояния изоляции, не чувствительны к её старению, а в некоторых случаях ошибочно оценивают состояние изоляции;

•    во-вторых, большинство применяемых методов основано на использовании явления абсорбции, однако, на абсорбционные зависимости изоляции, кроме увлажнения, влияет и целый ряд иных факторов (температура, погрешность измерительной аппаратуры), затрудняющих определение состояния изоляции и др.;

•    в-третьих, существующие методы проверки изоляции определяют состояние только части объёма изоляции и не могут характеризовать состояние изоляции по всему объёму трансформатора;

•    в-четвёртых, всем традиционным методам присуща зависимость результатов измерений от физико-химических показателей масла, в то же время продукты разложения масла и твёрдой изоляции вносят большие погрешности в оценку состояния изоляции;

•    в-пятых, результаты контроля на отключённом трансформаторе значительно отличаются от результатов контроля в рабочем состоянии из-за температурного режима, ми фации влаги в системе "бумага—масло", напряжённости электрического поля в составных частях силового трансформатора.

            Анализ перечисленных методов определяет следующие основные требования, предъявляемые к разрабатываемым методам диагностирования состояния изоляции силовых трансформаторов [4]: универсальность, позволяющая учитывать как старение, гак и увлажнение изоляции, а также простота, высокая чувствительность и однозначность оценки; обладание положительной диагностической полезностью в зоне нормируемых значений параметров оценки состояния изоляции работающих силовых трансформаторов, в наибольшей степени отражающих весь комплекс физико-химических закономерностей, происходящих в изоляции при её старении.

            Из этого следует, что для обнаружения быстроразвивающихся дефектов диагностирование силовых трансформаторов должно включать в себя оперативный контроль под рабочим напряжением, т. е. без отключения напряжения, так как именно такой способ позволяет наиболее чётко выполнить вышеперечисленные требования, предъявляемые к определению состояния их изоляции.

Телеконтроль и диагностика силовых трансформаторов 110 кВ без отключения рабочего напряжения. После всесторонней оценки технического состояния СТ и принятия решения о продлении ресурса работы возникает вопрос об их диагностике в режиме мониторинга. Вместе с тем в электросетевом комплексе 220 кВ и выше существует способ контроля силовых трансформаторов под рабочим напряжением, основанный на постоянном измерении диэлектрических свойств внутренней изоляции. Однако широкого распространения он не получил из-за сложной и дорогостоящей оснастки технических средств контролируемого оборудования, а в классе напряжения сети 110 кВ и ниже применение данного метода для СТ экономически нецелесообразно.

Структурная схема устройства контроля состояния изоляции силовых

трансформаторов 110/35/10 кВ

            Авторами и коллективами кафедр "Электрооборудование и автоматизация" и "Биомедицинская техника" Тамбовского государственного технического университета разработано устройство телеконтроля состояния изоляции СТ под рабочим напряжением на подстанциях 110 кВ [5]. На рисунке представлена его схема для данного класса напряжения.

            Устройство содержит: штатное электрооборудование 1 подстанций, включающее контролируемый силовой трансформатор 1.1 с выводами обмотки низкого НН и обмотки высокого ВН напряжения, трёх заградителей 1.2, 1.3 и 1.4, конденсаторов связи 1.5, 1.6 и 1.7 и фильтров присоединения 1.8, 1.9 и 1.10; ВЧ-тракт, организованный по воздушной линии ВЛ-110 кВ; контроллер 2, имеющий первый выпрямитель 2.1, второй выпрямитель 2.2, дифференциальный усилитель 2.3, усилитель мощности 2.4, блок индикации 2.5, генератор высокой частоты 2.6 и мостовой разделительный фильтр 2.7 с диагональю питания "а—в" и диагональю измерения "б—г"; передатчик 3, содержащий пусковой блок 3.1, генератор 3.2 модулированных высокочастотных сигналов, усилитель 3.3 мощности связи и линейный фильтр 3.4; приёмник 4, включающий входной фильтр 4.1, промежуточный фильтр 4.2, усилитель 4.3 высокой частоты, демодулятор 4.4, блок 4.5 сигнализации и блок 4.6 контроля несущей высокочастотного сигнала.

            Устройство работает следующим образом. Генератор контроллера вырабатывает синусоидальные высокочастотные сигналы (50±5 кГц, мощность выходного сигнала не менее 5 Вт и выходное напряжение не более 50 В), которые поступают через мостовой разделительный фильтр, имеющий малое входное сопротивление в плечах "а-б" и "а-г" и большое сопротивление в плечах "б-в" и "в-г" для данного сигнала, на первые фильтр 1.9 присоединения, конденсатор 1.6 связи и заградитель 1.3 высокочастотного сигнала (полоса заграждения в зависимости от настройки 100 кГц — 1,0 МГц), имеющий малое сопротивление для токов частоты 50±5 кГц, и далее - на обмотку ВН 110 кВ проверяемого трансформатора 1.1 и одновременно на вход второго выпрямителя 2.2 напряжения.

            Сигнал, прошедший через диагностируемый трансформатор, поступает через вторые заградитель 1.2, имеющий малое сопротивление для токов частоты 50±5 кГц, конденсатор 1.5 связи, фильтр 1.8 присоединения и далее на первый выпрямитель 2.1 напряжения. С выходов выпрямителей напряжения 2.1 и 2.2 высокочастотные сигналы поступают на входы дифференциального усилителя 2.3, результирующий сигнал которого через усилитель мощности 2.4 воздействует на блок индикации 2.5, показывающий состояние изоляции, и далее, в случае отклонения от нормы, на пусковой блок передатчика.

            Структурная схема передатчика 3 содержит генератор 3.2 модулированных высокочастотных сигналов (ГМВС) в диапазоне 100 кГц - 1 МГц. Управление передатчиком осуществляется через пусковой блок 3.1. С выхода ГМВС 3.2 сигнал через усилитель 3.3 мощности и линейный фильтр 3.4 поступает через ВЧ-кабель в мостовой разделительный фильтр 2.7, имеющий малое входное сопротивление в плече "б-в" и большое сопротивление в плечах "а-б" и "в-г" для данного сигнала, и далее через фильтр 1.9 присоединения, конденсатор 1.6 связи поступает в линию электропередачи 110 кВ, по которой организован В Ч-тракт.

            ВЧ-тракт, выполненный по схеме "фаза - земля", образуется одним из проводов линии 110 кВ и оборудованием обработки и присоединения, состоящим из заградителей 1.3 и 1.4, конденсаторов связи 1.6 и 1.7, фильтров присоединения 1.9 и 1.10, соответственно, высокочастотных кабелей, соединяющих выход "б" мостового разделительного фильтра 2.7 с входом фильтра 1.9 присоединения на контролируемом пункте, а также выход фильтра 1.10 присоединения с входом фильтра 4.1 приёмника на пункте управления. Заградители 1.3 и 1.4, представляющие собой параллельный резонансный контур, имеют большое сопротивление для токов ВЧ частотой 100 кГц - 1,0 МГц в сторону выводов обмоток высокого напряжения трансформаторов и незначительное сопротивление для токов диапазона промышленной частоты 50 Гц до частоты контроля 50±5 кГц.

            С одной стороны, конденсаторы связи 1.5и 1.6 с фильтрами присоединений 1.8 и 1.9 служат для пропускания токов сигналов генератора частотой 50±5 кГц; с другой - конденсаторы связи 1.6 и 7.7 вместе с фильтрами присоединения 1.9 и 1.10 образуют несимметричные четырёхполюсники, служащие для согласования входных сопротивлений линии и ВЧ-кабелей и для разделения токов частоты 50 Гц от полосы высоких частот 100 кГц - 1,0 МГц.

            Запишем затухание ВЧ-тракта электрооборудования 1:

А_тр =10 lg (P₁ /P₂),

где Р₁, и Р₂ — кажущаяся мощность в пунктах приёма и передачи, соответственно. При этом, чем выше частота, тем больше затухание. Перекрываемое затухание аппаратуры канала определяется по выражению:

α_п=Р_пер – Р_пр,

где Р_пер - мощность передачи; Р_пр - необходимая мощность приёма. Запас по перекрываемому затуханию ∆α_п = α_п - а должен составлять 10-15 дБ.

            Уровень порога чувствительности приёмника 4 выбирают по формуле:

Р_ч = Р - (α_тр + А_зап∆Р_пр),

где А_зап - минимально допустимый запас по перекрываемому затуханию, равный 10 дБ; ∆Р_пр = = 10 lg(∆f/1400) — уменьшение чувствительности приёмника при полосе пропускания ∆f, отличной от нормированной.

            ВЧ-сигнал, приходящий в приёмник 4 с противоположного конца ВЛ -110 кВ через конденсатор 1.7 связи, фильтр 1.10 присоединения, входной и промежуточный фильтры 4.1 и 4.2. усилитель 4.3 высокой частоты, поступает на вход демодулятора 4.4 значений полезной составляющей манилулированного сигнала частотой 300—600 Гц и далее в блок 4.5 сигнализации для оповещения дежурного персонала пункта управления, а также на вход блока 4.6 контроля значений несущей высокочастотного сигнала передатчика 3.

            Доказательство эффективности устройства для контроля состояния СТ выполним согласно [5].

1. По оперативности. Эффективность по оперативности Θτ определяется отношением времени, затрачиваемого на контроль состояния СТ прототипа τ₁, ко времени предлагаемого решения τ₂:

Θτ = τ₁/τ₂,

            Оперативность контроля складывается из времени i-х операций длительностью τ_i, = iτ₀ прототипа и инновации соответственно:

Предполагая для простоты рассуждений равное число операции m = n, тождественность τ_i + 1 и кратность τ₀₁= κτ₀₂ операций, находим эффективность по оперативности:

Θτ = τ₁/τ₂=k,

            Учитывая, что длительность операций в предлагаемом устройстве за счёт автоматизации и телеметрии не превышает 1 мин, а в прототипе не ограничивается часом (60... 180 мин) из-за выезда бригады на объект контроля, очевидно значение к = 60... 180. Следовательно, эффективность по оперативности предлагаемого решения на два порядка выше прототипа за счёт автоматизации и телеметрии.

2. По экономичности. Эффективность по экономичности 0Э является отношением себестоимости прототипа S₁ к себестоимости инновации S₂:

Θэ = S₁/S₂.

            Себестоимость оценивается трудозатратами за единицу времени и регламентируется временем контроля. Предполагая равноценные почасовые трудозатраты на контроль электрооборудования, получаем тождественность эффективностей:

Θэ = Θτ,

так как S = Tτ и, соответственно, для T₁ = Т₂:

Θэ = T₁τ₁/ T₂τ₂ = τ₀₁/ τ₀₂

Из этого следует, что S₁ = kS₂ или себестоимость прототипа в к раз, т.е. в (60—180) раз выше себестоимости предлагаемого решения. Следовательно, эффективность в инновации на два порядка выше по экономичности, чем у прототипа, за счёт автоматизации телеметрического контроля трансформаторов подстанций, организуемого без отключения питающей сети.

            В конечном счёте, использование штатного электрооборудования высокочастотных обработок связи 35 и 110 кВ подстанций 110 кВ, а также передатчика и приёмника, связанных высокочастотным трактом по воздушной линии электропередачи 110 кВ, позволяет в предлагаемом решении повысить на два порядка оперативность и снизить на два порядка себестоимость контроля состояния изоляции силовых трансформаторов за счёт автоматизации и телеметрического анализа силового оборудования подстанций в рабочем режиме без отключения напряжения сети. Это позволяет непрерывно систематизировать и прогнозировать качество силовых трансформаторов 110 кВ и тем самым повысить эффективность эксплуатации электрических сетей.

Выводы

1.   Традиционные способы определения влагосодержания трансформаторного масла (одного из основных показателей качества) не полностью удовлетворяют требованиям эксплуатации, подчас сложны и не всегда дают объективную оценку состояния внутренней масляной изоляции трансформаторов.

2.   Внедрение частотного телеконтроля силовых трансформаторов без отключения напряжения с применением штатного электрооборудования даёт значительный экономический эффект и позволяет в будущем создать эффективную автоматизированную систему мониторинга СТ 110 кВ в рамках каждой региональной сетевой компании.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.   Техническая политика ОАО "МРСК Центра": приложение к П Р-15- ЦА от 27.01.2010. 66 с.

2.   Чичёв С. И. Мониторинг и диагностика оборудовании сетей региональной сетевой компании "Тамбовэнерго" / Повышение эффективности средств обработки информации на базе математического моделирования: Матер, докл. IX Всеросс. науч.-техн. конф. 27-28 апреля 2009 г. Тамбов, 2009. С. 461-472.

3.   Виноградова Л. В., Игнатьев К. Б., Климов Д. А, Попов Г. В. Диагностика маслонаполненного электрооборудования на основе экспертных систем / Интеграция науки и производства. Матер, конф. ТРАВЭК. М.: ВЭИ, 2004. 180с.

4.   Рыбаков Л. М., Анчарова Т. В.. Ахметшии Р. С. Диагности-рование силовых трансформаторов 1 и 2 габаритов напряжением 10/0,4 кВ под рабочим напряжением с использованием частотных характеристик // Вестник МЭИ. 2005. № 5. С. 39—48.

ЭЛЕКТРИКА № 12. 2010

5.   Чичёв С. И., Калинин В. Ф., Глинкин Е. И. Информационно-измерительная система центра управления электрических сетей. М.: Машиностроение, 2009. 176 с.