//Электрика. – 2008. – № 6.– С. 35–36.

ТЕРМОГРАФИЧЕСКАЯ (ТЕПЛОВИЗИОННАЯ) ДИАГНОСТИКА

СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 6/0,4 КВ

А.Б.Власов

Мурманский государственный технический университет

Силовые трансформаторы ТМ-400/6/0,4, ТМ-630/6/0,4, ТМ-1000/6/0,4 наиболее распространены в распределительных электрических сетях и предназначены для длительной работы в режимах значительных токов. Экономичность и долговечность работы зависит от их теплового состояния, изменяющегося в процессе старения оборудования.

Инфракрасная инспекция предоставляет возможности качественного контроля технического состояния для выявления различных неисправностей: возникновения магнитных полей рассеивания в трансформаторе за счёт нарушения изоляции элементов магнитопровода; нарушений в работе охлаждающих систем и оценки их эффективности; изменения внутренней циркуляции масла в баке, разбухания или смещения изоляции обмоток; нагрева внутренних контактных соединений обмоток низкого напряжения, витковых замыканий встроенных трансформаторов тока и др.

Зависимости перегревов элементов трансформаторов от их загрузки достаточно изучены. Например, в [1] представлены зависимости установившихся перегревов (Dt=t_i-t₀) как функции от процента токовой нагрузки (I/I_ном): обмотки сверх температуры масла; наиболее нагретой точки сверх температуры воздуха; масла сверх температуры окружающей среды t₀; масла в верхних слоях сверх температуры охлаждающего воздуха t₀.

Термографическая (тепловизионная) диагностика позволяет производить количественное инфракрасное диагностирование трансформаторов путём анализа тепловых полей на поверхности баков и выявления агрегированного параметра, характеризующего особенности технического состояния, например, превышения температуры (перегрева) характерных областей поверхности по сравнению с температурой среды в зависимости от разнообразных параметров и условий эксплуатации [2, 3].

Рассмотрим результаты термографической диагностики подстанций 6/0,38 кВ (РТП, ТПП, ТП) распределительных сетей, проведенной в идентичных условиях, с выборкой из 40 трансформаторов при температурах воздуха внутри и вне помещений камер, равных t_к»12-14 ^оC и t₀»8-9 ^oC.

В процессе испытаний наряду с выявлением дефектов вводов, контактных соединений других элементов оборудования напряжением 6 и 0,38 кВ проведена оценка технического состояния выборки трансформаторов измерением максимального значения температуры поверхности t_п в верхней части баков силовых трансформаторов (в данном испытании измеряемая температура поверхности бака трансформатора близка к температуре масла в его верхней части).

По данным количественной инфракрасной термографии построены зависимости превышения температуры Dt_п=t_пmax-t_к от тока нагрузки (на стороне 0,38 кВ) идентичных трансформаторов. При одном значении тока температура поверхности трансформаторов изменяется в широких пределах, обусловленных условиями и сроками эксплуатации аппарата, его техническим состоянием.

На рис. 1 приведены значения Dt_п выборки трансформаторов ТМ-400 при идентичных значениях тока в зависимости от срока эксплуатации (средний срок эксплуатации трансформаторов выборки t_ср=27 лет).

Рис. 1. Зависимость Dt_п от срока эксплуатации ТМ-400 при I =200 A

Например, при I=(200±25) A величина превышения температуры Dt_п для различных трансформаторов изменяется в пределах от 9 до 43 ^оС. Экспериментальные данные (точки на пунктирной кривой 1) характеризуют трансформаторы с наименьшей температурой поверхности. По мере увеличения срока эксплуатации минимальная температура поверхности возрастает, например, при t=27 лет значение Dt_п»10 ^оС, при t=34 года – Dt_п»18 ^оС.

Совокупность экспериментальных данных (точки 2, располагаемые выше кривой 1), характеризуют трансформаторы с аномально повышенной температурой поверхности. Избыточный перегрев обусловлен неудовлетворительным техническим состоянием аппаратов, в частности, значение Dt_п=42 ^oC характеризует трансформатор ТМ-400, у которого в процессе испытаний зафиксирован пониженный уровень масла в баке.

Зависимости значений Dt_п от тока нагрузки трансформаторов различных серий представлены на рис. 2 и 3. Результаты испытаний выборки из 25 трансформаторов ТМ-400 (см. рис. 2) можно описать следующим образом. При идентичных температурах в камерах, с одной стороны, по мере роста тока минимальные значения величины Dt_п увеличиваются, с другой – величина Dt_п при одном токе изменяется в широких пределах.

Рис. 2. Зависимость Dt_п(I) для трансформаторов ТМ-400

                                                                           а                                                                       б

Рис. 3. Зависимость Dt_п(I) для трансформаторов ТМ-630 (а) и ТМ-1000 (б)

Проведём анализ полученных результатов, используя данные [1], описывающие возможные пределы изменения установившихся перегревов от загрузки трансформаторов.

Расчётные зависимости перегрева масла в верхних слоях бака (кривая 1) и перегрева наиболее нагретой точки сверх температуры окружающего воздуха (кривая 2), построенные по данным [1] (пунктирные линии на рис. 2) соответствуют трансформаторам с удовлетворительным техническим состоянием.

Анализ показывает, что менее 16 % испытуемых трансформаторов имеют значения Dt_п, близкие к значениям, отмеченным уровнем значений кривой 1; примерно 44 % испытуемых трансформаторов имеют значения, лежащие ниже критического уровня (кривая 2).

Для трансформаторов ТМ-400, имеющих неудовлетворительное техническое состояние из-за низкого уровня масла (8 %), значения Dt_п лежат на пунктирной кривой 3, характеризующей аномальный перегрев. Более чем у 50 % испытуемых трансформаторов ТМ-400 (t_ср=27 лет) технические характеристики обладают повышенными тепловыми потерями.

Путём аналогичных расчётов и построений можно провести анализ результатов испытаний трансформаторов ТМ-630 и ТМ-1000 (см. рис. 3).

Не более 10 % исследованных трансформаторов ТМ-630 имеют значение Dt_п, лежащее в диапазоне допускаемых перегревов (между кривыми 1 и 2), 90 % (t_ср=24 года) – имеют повышенный перегрев.

У всех трансформаторов ТМ-1000 (t_ср=19 лет) значения перегревов Dt_п лежат на границе диапазона допускаемых перегревов (выше кривой 2), что также свидетельствует об ухудшении их технического состояния. Таким образом, значительный процент испытанных трансформаторов имеет неудовлетворительное техническое состояние, выраженное в повышенном тепловом нагреве уже при малых нагрузках.

Анализ данных показывает, что у 50 % состаренных трансформаторов ТМ-400 значение температуры поверхности и верхних слоёв масла может достигнуть критических значений 100–110 ^оС при токах более 500 А и температуре t_к>25 ^оС, (эксплуатация в летние периоды). В частности, для трансформаторов с пониженным уровнем масла увеличение тока выше 400-500 А может привести к превышению температуры масла на 110-120 ^оС.

Представленная методика обследования выборки трансформаторов показывает, что перспективные направления количественной инфракрасной термографии связаны с разработкой критериев и определением оптимальных значений перегревов отдельных элементов аппаратов и конструкций с удовлетворительным техническим состоянием, уровней критических перегревов [2, 3].

Список литературы

1. Федосенко Р. Я., Мельников А. Я. Эксплуатационная надёжность электросетей сельскохозяйственного назначения. М.: Энергия, 1977. 320 с.

2. Власов А. Б. Модели и методы термографической диагностики объектов энергетики. М.: Колос, 2006. 280 с.

3. Власов А.Б. Тепловизионная диагностика объектов электро- и теплоэнергетики (диагностические модели). Мурманск: Изд-во МГТУ, 2005. 265 с.