Контроль состояния
Оборудование контроля состояния, которое может быть использовано для продления срока службы трансформатора или для предотвращения катастрофического отказа, может многократно оплачивать себя.
Как возникают неисправности в трансформаторе высокого напряжения и какие параметры для мониторинга? (фото: edshv.com)
Тем не менее, мониторинг состояния не предоставляется бесплатно, и требуются жесткие бюджеты.
Необходимо применять калькуляцию жизненного цикла. Это связано с суммированием затрат на установку, обслуживание, ремонт и эксплуатацию. Доступны или находятся в разработке несколько вариантов оборудования для мониторинга, охватывающего широкий спектр затрат.
Мониторинговое оборудование, имеющее один или два конкретных параметра, легко доступно на рынке по относительно низкой цене. На другом конце спектра затрат можно контролировать не только многие параметры, но и экспертную систему или искусственный интеллект, способный генерировать оценку общего состояния завода, будет допрашивать данные.
Единый монитор стоимостью относительно небольшой суммы, скажем, 2000 фунтов стерлингов, если он установлен на каждый трансформатор в системе NGC, составит общую сумму более 1 миллиона фунтов стерлингов. К этому расходу добавляется стоимость системы связи, чтобы довести данные до центра. Кроме того, существуют затраты на поддержание самой системы мониторинга.
Усовершенствованная система экспертного мониторинга может стоить несколько десятков тысяч фунтов, и даже тогда все равно не будет разрешать политику «с легкостью и забыть». Потратив столько средств на систему мониторинга, вы не можете позволить себе это терпеть неудачу, и поэтому необходимо учитывать дополнительные затраты на мониторинг системы мониторинга.
Как и на внутреннем страховом рынке, когда многие страховые компании сокращают премии за содержание домашних хозяйств, если охранные устройства и сигнализация установлены на внутреннем имуществе, наверняка не может быть слишком долго, пока электрооборудование не будет без страховки, если не будет применено наблюдение за состоянием.
Какие параметры следует контролировать?
Каждая утилита имеет уникальное представление о том, какие параметры следует контролировать. Утилита, которая имеет опыт доминирующего типа отказа на своих трансформаторах или имеет семейство трансформаторов, которые демонстрируют конкретный тип сбоя, скорее всего, захочет отслеживать больше параметров, связанных с этим сбоем, чем утилита, главной задачей которой является снижение затрат на обслуживание.
Утилита, которая пострадала от сбоев в отказе втулки, нуждается в другом мониторе, чем у утилиты, которая стремится продлить срок службы трансформаторов в своей системе.
Некоторые параметры, особенно те, которые предназначены для быстрого или среднесрочного развития отказов, потребуют оперативного мониторинга, в то время как другие более экономично обрабатываются путем регулярной проверки. Каждая утилита должна самостоятельно выбирать наиболее подходящую систему мониторинга.
Универсального решения нет.
Как развиваются ошибки?
Ошибки в трансформаторах могут развиваться чрезвычайно быстро, в секундах, миллисекундах или даже в наносекундах. В таких обстоятельствах основная цель заключается в уменьшении степени повреждения неисправного оборудования и защите остальной части системы от последствий отказа.
Другие неисправности могут развиваться в течение периодов, измеренных в минутах, часах или днях.
Цель состоит в том, чтобы предотвратить катастрофический сбой и, возможно, даже продлить срок службы установки путем контролируемого использования или достичь запланированной изоляции неисправной установки с минимальным разрушением системы.
Наконец, есть недостатки, которые требуют недель, месяцев, а иногда и лет для развития, позволяя плановое восстановление или замену.
Непрерывный или периодический мониторинг?
Мониторинг работоспособности иногда возможен на постоянной основе или путем периодической проверки и идентификации тренда. Кроме того, периодическая проверка может потребовать обесточивания трансформатора и, возможно, отключения от системы. Каждая утилита будет учитывать затраты и ценность решения о том, что следует контролировать.
Интрузивные измерения также являются чрезвычайно возможной, но обычно принимаются только после того, как один или несколько непрерывных или периодических мониторов идентифицируют потенциальную проблему.
Мониторинг и диагностика силового трансформатора с использованием Transformer Explorer (на фото: трансформатор АББ - MHI Vestas - приложение для ветра - завод Vaasa, кредит: ABB)
Какие параметры трансформатора можно контролировать?
Внутренние и внешние датчики могут использоваться для поддержки мониторинга в процессе эксплуатации, но дополнительные данные или измерения, связанные с загрузкой, предоставляют дополнительную информацию о том, какие оценки состояния выполняются.
Мониторы, доступные на рынке, способны контролировать такие параметры, как частичный разряд, температура, растворенный газ в масле, меховые фуры, влажность, сопротивление, емкость, анализ частотной характеристики, спектр поляризации, механическое положение и ток.
- Контроль частичного разряда
- температура
- Химические параметры
- Диэлектрические параметры
- Контроль втулки и устройства РПН
1. Контроль частичного разряда
Диэлектрическим пробоям в трансформаторах чаще всего предшествуют частичные разряды, т. Е. Частичный пробой на части структуры изоляции. Поскольку частичная разрядка часто возникает до полного сбоя, контроль частичного разряда может обеспечить предупреждение о будущем и, возможно, катастрофическом сбое. Однако не все частичные разряды потенциально могут повредить в краткосрочной перспективе.
Например, свободные соединения, плавающие металлические предметы, искрящиеся под маслом между металлическими деталями, могут не иметь непосредственной озабоченности, но мониторинг с целью возможной коррекции может сэкономить деньги в долгосрочной перспективе.
Частичные разряды могут быть успешно обнаружены электрическими методами, например, с использованием RIV или зонда Lemke. Еще более сложное оборудование, которое анализирует сигналы разряда по величине, по положению и полярности по отношению к волне напряжения и сравнивается с известным сигнатурным шаблоном, доступно или находится в разработке.
В этом отношении собственная компания автора (Alstom) разработала сложное оборудование и собирается построить больше подразделений для оперативного опыта, прежде чем положить их на открытый рынок.
Хотя измерение частичного разряда может быть онлайн-процессом, установка постоянного оборудования с возможной стоимостью от 50 000 до 100 000 фунтов стерлингов редко может быть оправдана. Действительно, инвестиционная стоимость такого оборудования ставит его в сферу проката оборудования и экспертов-операторов в течение от двух до двух недель.
В одном высокоценном методе обнаружения и локализации частичных разрядов используются акустические датчики. Частичные разряды генерируют звуковые волны в диапазонах от 100 до 300 кГц. Этот звук находится на гораздо более высокой частоте, чем фоновый шум трансформатора, и позволяет распознавать сигналы. Кроме того, звук требует конечного, измеримого времени для перехода от источника к монитору.
Источник частичного разряда часто может быть расположен путем триангуляции из массива датчиков в нескольких положениях вокруг резервуара трансформатора.
Вернуться к содержанию ↑
2. Температура
Измерение температуры также обеспечивает хорошую индикацию состояния трансформатора. Инфракрасная фотография - это полностью проверенное и проверенное средство измерения внешних характеристик трансформатора, например, втулок, втулок и поверхностей резервуаров.
Оборудование и операторы могут быть переведены на полдня или на день.
Прямое измерение температуры масла является относительно простым процессом. Измерение температуры в других местах трансформатора намного сложнее. Большинство трансформаторов с масляным погружением оснащены аналоговыми устройствами, так как прямое измерение исторически вызвало повышенный диэлектрический риск. Волоконно-оптические методы резко снизили этот риск.
Авторская компания успешно смонтировала точечные датчики, имеющие волоконно-оптические линии связи, к линии обмотки линии 275 кВ автомата трансформатора lo00 MVA, 400/275 кВ по указанию и ценному входу от NGC. Этот трансформатор подвергался относительно враждебной среде обработки паровой фазы вместе со строгой программой испытаний. Также доступны распределенные датчики температуры.
Отсутствие методов сращивания и отсутствие подходящей механической защиты (требуемой при использовании с процедурами, применяемыми для производства и сушки тяжелого оборудования) в настоящее время делает их недоказанными.
Вернуться к содержанию ↑
3. Химические параметры
Первое указание на неисправности внутри масляных трансформаторов обычно получают из газов, растворенных в масле. Масляные и целлюлозные изоляционные материалы деградируют под действием тепловых и электрических напряжений и при этом генерируют газы в различных составах и концентрациях.
Относительные пропорции газов являются важным показателем типа неисправности. Темпы добычи газа позволяют контролировать темпы развития неисправности.
Вероятно, наиболее экономически эффективными методами мониторинга состояния являются регулярный отбор проб нефти и анализ газов углеводорода и оксида углерода в образце. Анализ проб будет определять долгосрочную разработку разломов. Некоторые другие триггеры могут идентифицировать неисправности, развивающиеся в течение нескольких дней или месяцев.
Такие устройства, как Hydran Gas Monitor, которые подают сигнал тревоги, когда концентрация газа достигает заданного уровня, могут использоваться для более строгого и более частого процесса проверки состояния. Он-лайн хроматография также доступна по цене.
Высокоэффективная жидкостная хроматография может использоваться при измерении содержания фуфурдрового альдегида в масле, что указывает на микроразрушение трансформатора и, следовательно, истинный возраст целлюлозной изоляции.
Вернуться к содержанию ↑
4. Диэлектрические параметры
Анализ частотной характеристики, спектр напряжения восстановления и угол диэлектрических потерь становятся все более приемлемыми среди коммунальных служб во всем мире, но по-прежнему сохраняется поляризация мнений и необходимость обмена информацией и опытом для достижения согласованных принципов и процедур, особенно в отношении способ восстановления напряжения.
Вернуться к содержанию ↑
5. Контроль втулки и устройства РПН
Опросник CIGRE об отказах трансформаторов был проанализирован и представлен Bossi et al. в 1983 году. В этом отчете было указано относительное количество компонентов, участвующих в сбоях трансформатора. В некоторых отчетах CIGRE Report указаны основные компоненты, связанные с отказом трансформатора, и воспроизводятся в таблице 1 ниже.
Примечательно, что устройства РПН и втулки в ящике заметно видны в таблице.
Причины отказа РПНЫ включают в себя механическое разрушение муфт валов, механические или диэлектрические отказы опорной конструкции контактной, медленной или неполную работу дивертерного переключателя, ток, несущую совместную недостаточность и контактную эрозию.
Что касается трансформатора, то методы контроля частичного разряда имеют отношение к диэлектрическому состоянию устройства РПН. Для определения механического и термического состояния требуется обнаружение относительных несоответствий механизма, подтверждение времени отклонения и секвенсор селектора / дивертора и измерение тока через переходный резистор.
На рынке доступны различные устройства, некоторые с волоконно-оптическими линиями для большей надежности.
Изоляционные системы конденсаторных втулок и высоковольтных трансформаторов тока обычно состоят из чередующихся слоев металлической фольги и пропитанной маслом бумаги. Небольшой емкостный зарядный ток течет непрерывно, когда система находится под напряжением.
Электрическое разрушение изоляционных слоев оставляет углеродные отложения, которые могут коротко замыкать соседние пленки. Емкость системы уменьшается и зарядный ток увеличивается. В США имеется токовый зонд, который подключается к емкостному крану втулки. утверждается, что это устройство может быть установлено в сантиметрах с сильными токовыми выводами без ущерба для его надежности.
Вернуться к содержанию ↑
Выводы
За последние несколько лет произошло значительное проникновение в философию мониторинга состояния, оборудование и системы. Скорость прогресса была обусловлена необходимостью наилучшего использования существующего и нового оборудования для обеспечения надежного и долгого обслуживания. Трансформаторы представляют собой один из самых надежных секторов электростанции. Однако мы не можем позволить себе успокаиваться.
На арене мониторинга состояния еще многое предстоит сделать - оборудование, которое будет разрабатываться, обсуждать философию и процедуры, которые должны быть согласованы.
Таблица 1 - Компоненты, вызывающие отказ в работе трансформаторов
| Обмотки | 29% |
| терминалы | 29% |
| Резервуар и жидкость | 13% |
| Устройство РПН | 13% |
| Магнитная цепь | 11% |
| Другие аксессуары | 5% |
Кроме того, необходимо учитывать интеграцию мониторинга подстанции с модульной дополнительной возможностью для обеспечения полных системных пакетов. Наши мечты со временем станут реальностью.
Ссылка // Состояние и контроль оборудования HV от A. White