Обзор оборудования онлайн-мониторинга трансформаторного масла для анализа растворенных газов

Надежность в работе по передаче и распределению электроэнергии обусловлена ​​правильной эксплуатацией и техническим обслуживанием силовых трансформаторов. Параметры, которые наиболее часто используемые для оценки технического состояния силовых трансформаторов это результаты анализа растворенных газов (АРГ), анализ качества масла (ФХА) и содержание фурановых соединений в масле. Хотя эти методы широко применяются в лабораториях, существует тенденция широкого внедрения онлайн-мониторинга АРГ, поскольку он позволяет обнаруживать или диагностировать неисправности в течение всего срока службы силовых трансформаторов в режиме реального времени. В данном исследовании представлен подробный обзор приборов онлайн мониторинга и анализа растворенных газов в трансформаторном масле, одно- или мультигазовых, их наиболее важных характеристик, точности, повторяемости и диапазона измерений, типов установки, способов отбора проб, а также количества портов ввода и вывода сигналов. Настоящий обзор показывает различия между основными существующими приборами онлайн мониторинга АРГ и призван помочь в выборе наиболее подходящего подхода к мониторингу АРГ в соответствии с конкретными потребностями.

1.  Введение

Наиболее важным и дорогостоящим активом в сетях передачи и распределения электроэнергии являются силовые трансформаторы, поэтому должна быть четко определенная стратегия технического обслуживания в течение всего их жизненного цикла для обеспечения высокого уровня надежности.

Планирование объёма ремонтных работ выполняется в зависимости от их качества и полноты доступной информации о состоянии оборудования подстанции, как показано на рисунке 1. Современная тенденция в стратегиях обслуживания активов подстанции заключается в переходе к обслуживанию по техническому состоянию, основанному на прогнозировании и понимании того, что инструменты прогнозирования не позволяют строго оценить остаточный ресурс работы, но могут использоваться для оценки дельнейшей деградации актива.

Рисунок 1 >– Выбор стратегии обслуживания

В стратегиях обслуживания по техническому состоянию осуществляется управление сроком службы высоковольтного оборудования подстанции с целью управления рисками его повреждения. Для управления сроком службы трансформаторов необходимо иметь все возможные данные в течение срока службы трансформатора, которые можно получить с помощью технического обслуживания на основе условий и технологий непрерывного мониторинга в режиме онлайн.
Риск определяется как «эффект неопределенности», поэтому целью управления рисками является оценка вероятности возникновения дефектов и соблюдение условий надёжной работы оборудования в течение всего срока службы. Риск повреждения оборудования представлен индексом технического состояния. Данный индекс является функцией вероятности отказа и последствий отказа.

2.    Индекс технического состояния силового трансформатора

Министерством энергетики РФ утверждена методика расчёта индексов технического состояния (ИТС), целью которой является создание общей структуры определений, принципов и инструментов для оценки работоспособности оборудования. Этот подход принят всеми электросетевыми организациями.

Для расчета ИТС трансформатора используется большое количество параметров, ввиду чего для различных узлов установлены весовые коэффициенты используемых параметров. На рисунке 2 показано расположение узлов, критерии которых используются в расчете ИТС трансформатора.

Рисунок 2– Условное расположение критичных узлов силового трансформатора

Распределение весовых коэффициентов и точность выбора диагностических параметров, используемых в расчётной модели не предполагает индивидуальных различий в конструкции силовых трансформаторах, что приводит к субъективным значениям конечного ИТС. Таким образом, лучший способ рассчитать ИТС трансформатора — это учитывать как можно больше параметров; однако некоторые параметры частично неизвестны, их трудно собрать или трудно включить в автоматические алгоритмы расчёта ИТС. Например, тепловизионные изображения трансформатора не могут быть легко включены в автоматические расчёты, поэтому наиболее информативным в детальном анализе технического состояния оборудования остаётся консолидированный инженерный контроль результатов испытаний, измерений, осмотров и лабораторных анализов качества трансформаторного масла.

3.  Анализ масла

Учитывая наиболее важные параметры при расчете ИТС трансформатора, указанные выше, инструментом, который в настоящее время позволяет отслеживать техническое состояние трансформатора под напряжением, является анализ трансформаторного масла. Он подразумевает периодический герметичный отбор проб масла из работающего трансформатора и последующий разносторонний анализ:

АРГ: метод АРГ измеряет концентрации газов в масле, которые образуются в результате процессов разложения изоляции, возникающих при неисправностях трансформатора. В зависимости от вида дефекта могут происходить различные типы процессов разложения. Когда в трансформаторном масле возникают электрические и термические дефекты, оно разлагается, образуя горючие газы, такие как водород (H2), этилен (C2H4), ацетилен (C2H2), метан (CH4) и этан (C2H6). Когда в целлюлозной изоляции происходит разложение, образуются монооксид углерода (СО) и диоксид углерода (СО2), и эти газы указывают на тепловое повреждение. В зависимости от измеряемой концентрации газа, тип неисправности может быть идентифицирован с использованием различных методик анализа.

ФХА: физико-химический анализ состоит из комбинации электрических, физических и химических испытаний. Перечень испытаний и измерений, включает в себя напряжение пробоя, содержание влаги, кислотное число, мутность и цвет. Результаты этих испытаний используются для предотвращения зарождающихся дефектов и оценки результатов технического обслуживания, таких как дегазация, сушка, замена трансформаторного масла или ремонтные работы на оборудовании. Использование результатов ХАРГ и ФХАМ имеет значительный вес при расчете ИТС.

Содержание фурановых соединений в трансформаторном масле указывает на процессы разложения целлюлозного материала, составляющего твердую изоляцию трансформатора. Фурановые компоненты остаются адсорбированными бумагой, а небольшая часть растворяется в масле. Его присутствие в масле используется для диагностики работающего оборудования в качестве дополнительной информации к АРГ.

4.  Анализ растворенных в масле газов

АРГ может применяться к различным типам изоляционного масла, используемого для заполнения трансформатора. Устойчивость к старению, тепловые свойства каждого типа масла, а следовательно методы определения неисправностей в трансформаторном масле различаются в зависимости выбранного типа масла, используемого в данном трансформаторе. Этот обзор посвящен силовым трансформаторам, заполненным минеральным маслом и оборудованию онлайн-мониторинга растворённых в этом типе масла газов.

Точный онлайн-мониторинг растворённых газов позволяет практически мгновенно обнаруживать или диагностировать любой начальный отказ, который происходит в жидкой или твердой изоляции трансформатора, избегая серьезного отказа. Использование предельных значений концентрации газа и методов идентификации неисправностей, определенных в стандартах, позволяет обнаруживать и идентифицировать ранние стадии развития дефектов.

Рисунок 3 — Выработка газа в зависимости от температуры (не в масштабе)

Газы, которые помогают лучше всего обнаруживать зарождающийся дефект — это водород, влага и окись углерода. Водород выделяется в больших или меньших количествах во всех электрических и тепловых неисправностях, которые возникают в масле. На рисунке 3 условно показана интенсивность выделения горючих газов в зависимости от температуры. Полоса слева показывает приблизительные пропорции газов, которые генерируются в условиях частичного разряда; как показано, количество водорода намного больше, чем у остальных газов. Из диаграммы выделения газов можно наблюдать, как водород выделяется при температуре от 150° С, в то время как остальным газам, таким как этилен или ацетилен, требуются особые условия и высокие температуры в диапазоне от 350 до 500°С. Так же при очень высоких температурах газы, такие как метан и этан, не образуются. Анализ динамики изменения уровня влаги в масле может дать заключение о степени увлажнения и старения бумажной изоляции. Моноксид углерода образуется, когда твердая изоляция разлагается из-за тепловых повреждений в соответствии методом ключевых газов (рис. 4).

Рисунок 4 – Определение неисправности по соотношению ключевых газов

Следовательно, процесс мониторинга, направленный на обнаружение зарождающихся неисправностей в трансформаторе, должен, по крайней мере, измерять концентрации водорода, влаги или окиси углерода. Как видно ниже, все приборы мониторинга измеряют влажность масла, поэтому измерение концентрации окиси углерода не является существенным, поскольку ухудшение состояния твердой изоляции указывается увеличением влажности масла. Измерение этих трех концентраций (водорода, окиси углерода и влаги) позволяет провести базовую первоначальную диагностику, различая термические и электрические неисправности или разгерметизацию масла, как показано в таблице 1.

Таблица 1 – Данные для начального определения неисправности

Существует много методов выявления неисправностей в изоляции трансформаторов, в таблице 2 приведены основные характеристики наиболее используемых методов.

Таблица 2 — Основные характеристики методов АРГ

Некоторые исследования показывают, что наилучшим методом выявления неисправностей в изоляции трансформатора является метод треугольника Дюваля (DTM). Метод пятиугольника Дюваля (DPM) был создан для уточнения результатов DTM, поскольку DPM учитывает нормальное старение изоляции трансформатора. Хотя DPM показан как лучший метод выявления неисправностей, следует отметить, что это довольно новый метод, который необходимо дополнительно изучить для повышения его достоверности. Таким образом, DTM — это метод, признанный лучшим и наиболее признанным для диагностики неисправностей в изоляции трансформатора.

DTM, как видно на рисунке 5, использует отношение концентраций трех горючих газов (ацетилен, этилен и метан) для определения неисправности. Коэффициенты концентрации трех газов рассчитываются как

Рисунок 5 – Треугольник Дюваля и список диагностируемых неисправностей

% С2Н2 = 100 · хх + у + z

% С2Н4 = 100 · ух + у + z                                                          (1)

% СН4 = 100 · zх + у + z

где x, y и z — концентрации газа в ppm (ацетилена, этилена и метана соответственно).

4.  Приборы онлайн мониторинга

Приборы онлайн мониторинга измеряют концентрации растворённых газов в масле трансформатора и обнаруживают или идентифицируют внутренние неисправности.

В таблице 3 приведен список онлайн газоанализаторов и их основные характеристики, которые были рассмотрены в этом исследовании. Эти приборы определяют состав масла начиная с концентрации  водород до девяти газов (водород, этилен, ацетилен, метан, этан, монооксид углерода, диоксид углерода, кислород, азот, пропан или пропен). Количество параметров, которое может измерить это оборудование, определяет их функциональность.

Таблица 3 — Основные характеристики онлайн газоанализаторов

* TCD — детектор теплопроводности; GC — газовая хроматография; NDIR — недисперсионный инфракрасный спектр; FC — топливный элемент; PAS — фотоакустическая спектроскопия; IC — твердотельный датчик; NIR — ближний ИК-спектр; ИК – инфракрасный метод; FTIR – инфракрасное преобразование Фурье; -: не указано производителем; Пробелы указывают на то, что мониторы не имеют расходных материалов и не нуждаются в калибровке.

Оборудование, которое измеряет концентрацию одного-двух газов, представляет собой датчик обнаружения неисправностей, известный как DGA с одним газом. Обычно эти приборы измеряют концентрации водорода, влаги и моноксида углерода, которые являются индикаторами основных неисправностей в баке трансформаторов, включая термические дефекты в твердой изоляции. Они служат для раннего обнаружения дефектов без их идентификации. Более сложные приборы, которые также измеряют ацетилен, этилен или углекислый газ, в дополнение к измерению водорода, влаги и угарного газа позволяют одновременно контролировать несколько параметров, но они не выявляют тип неисправности. Такие приборы служат для раннего обнаружения дефектов без их идентификации.

Оборудование, которое измеряет от семи до девяти концентраций газов, обеспечивает контроль широкого перечня параметров, и используя аналитические методы из стандартов МЭК выполняет автоматическую диагностику с определением типа дефекта и скорости его развития.

Как показано в таблице 3, производители приборов мониторинга используют различные технологии для обнаружения и диагностики растворенных газов в онлайн-мониторинге трансформаторного масла. Большинство производителей используют преимущественно газовую хроматографию (GC), фотоакустическую спектроскопию (PAS), твердотельный (IC), детектор теплопроводности (TCD), недисперсионный инфракрасный (NDIR), инфракрасный (IR), ближний инфракрасный (NIR), Инфракрасное преобразование Фурье (FTIR), топливный элемент (FC), микроэлектронный датчик или электрохимический элемент[58-85]. В нескольких исследованиях [86-91] представлен обзор этих технологий  обнаружения различных газов. В таблице 5 показаны преимущества и недостатки различных методов обнаружения газа, реализованных в системах онлайн-мониторинга трансформаторов, представленных в таблице 4.

Таблица 4 — Преимущества и недостатки технологий обнаружения газа

Согласно отчету о приборах мониторинга газов в масле, опубликованному CIGRE, большинство производителей используют метод извлечения газа, основанный на принципе свободного пространства. В этом исследовании все приборы используют метод извлечения газа, основанный на принципе свободного пространства путем прямого контакта между маслом и небольшой газовой фазой над маслом или через мембрану, разделяющую две фазы (мембрану из полупроницаемого ПТФЭ или другого полимера), как показано в таблице 4. Извлечение газов выполняется при различных условиях давления (атмосферного или при частичном вакууме) и температуры (при температуре масла, при температуре окружающей среды или при фиксированной температуре) с непрерывной или поэтапной перекачкой масла в приборе. После того, как газы отобраны, прибор выполняет анализ их состава и концентрации с помощью той технологии, которая в нём реализована.

Приборы, использующие технологию газовой хроматографии, нуждаются в несущих и калибровочных газах. Гелий используется в качестве газа-носителя для транспортировки проб газов, которые извлекаются из трансформаторного масла. Такие приборы выполняют автоматическую калибровку, используя сертифицированный калибровочный газ.

Приборы, использующие топливный элемент в качестве технологии измерения, требуют обслуживания датчика каждые несколько лет и выполнять калибровку каждый раз при его замене.

4.1. Установка приборов мониторинга

Способ установки приборов онлайн мониторинга различается в зависимости от типа датчика и конструкции трансформатора. Как правило установка приборов выполняется с использованием одного или двух разных вентилей на трансформаторе. В таблице 3 указан тип установки для каждого типа датчика, рассматриваемого в этом исследовании, а на рисунке 6 показаны возможные положения вентилей на силовом трансформаторе.

Рисунок 6 – Рекомендуемые точки подключения приборов мониторинга

Установка прибора мониторинга с использованием одного вентиля выполняется путем монтажа этого прибора непосредственно на вентиль, установленный на фланец трансформатора. При таком типе установки лучшее место для установки прибора — это фланец, расположенный на выпускной трубе охлаждающего контура, поскольку там существует постоянный поток масла, который делает образец репрезентативным. Альтернативным местом установки, если предыдущий способ исключён, является технологический люк бака трансформатора с заранее подготовленным фланцем, и достаточно удаленный от дна бака. Сливной клапан является худшим местом для установки такого типа приборов мониторинга, потому что он расположен в нижней части трансформатора, где нет потока масла и существует риск образования загрязненного осадка.

Установка мониторов с использованием двух вентилей заключается в создании замкнутого контура, в котором масло проходит через прибор (Рисунок 6). Один из вентилей — это вентиль подачи масла в прибор, а другой — обратный вентиль. Как и в случае установки на один вентиль, так и здесь прибор должен отбирать масло там, где есть поток масла: в выпускной трубе радиатора, в верхнем фланце термосифонного фильтра, в технологическом люке, который находится достаточно далеко от дна бака. Обратный клапан может быть сливным или вспомогательным, если он находится ниже подающего клапана.

Способы установки имеют несколько различий помимо количества используемых ими вентилей. При установке мембранного датчика на вентиль образец масла отбирается и возвращается в одно и то же пространство, что затрудняет циркуляцию проб и увеличивает время реакции датчика на изменения состава масла в баке трансформатора. Некоторые приборы создают циркуляцию масла в области клапана посредством нагревательных элементов и последующей конвенции масла в точке отбора. Наилучшим решением является введение чувствительного сенсора прибора через шаровый вентиль непосредственно во внутренний поток масла в баке. Преимущество данных приборов заключается в компактности, простоте монтажа и отсутствии внутреннего насоса.

4.2. Приборы для индикации неисправностей (одно газовые датчики)

Датчики обнаружения неисправностей выполняют непрерывные измерения и отправляют предупреждения тогда, когда концентрация газа или скорость её изменения превышают установленные пределы, которые определены в межотраслевых стандартах или рассчитываются с использованием методов или рекомендаций.

Таблица 5 показывает диапазон, точность и повторяемость измерений концентраций водорода, оксида углерода и влаги на мониторах обнаружения неисправностей, соответственно, согласно данным производителей.

Таблица 5 — Характеристики измерения онлайн газоанализаторов

* — перекрестная чувствительность к СО до 15%

**  — перекрестная чувствительность к СО до 15%

*** — датчик предназначен для маломощных трансформаторов до 126 кВ

**** — Взвешенная Полная Концентрация горючих Газов

***** — является аналогом Hydrocal 1005

****** — Горючие газы (СО, СН₄, С₂Н₂, С₂Н₄, С₂Н₆ — в пересчете на СО)

Диапазон измерения отражает нижний и верхний предел в частях на миллион (ppm). Нижний предел обнаружения (НПО) — это минимальная концентрация газа, которую может измерить прибор; случаи, когда производители указывают более низкий диапазон измерений, равный 0 ppm, не указывают на то, что НПО составляет 0 ppm, а лишь на то, что измерения ниже НПО будут считаться равными 0 ppm. НПО является очень важным параметром в диапазоне измерений, поскольку он позволяет обнаруживать изменения при очень низких концентрациях. Точность и повторяемость указаны в миллионных долях и в процентах (%); в расчёт берётся наибольшее из этих значений.

Чем ниже процент погрешности и выше повторяемость, чем ниже НПО, тем выше точность определения наличия неисправностей в трансформаторе.

При сравнении значений измерения влажности (таблица 9) большинство приборов имели сходные характеристики, с разницей приблизительно в 1 ppm или 1% по точности и 1-2% в диапазоне измерений.

4.3. Приборы автоматической диагностики неисправностей (мультигазовые датчики)

Следующий ряд приборов автоматической диагностики неисправностей, помимо контроля допустимых уровней газов и отправки аварийных предупреждений, диагностируют тип дефекта с использованием методик из стандартов IEEE и IEC.

В таблице 6 показаны параметры, измеряемые приборами автоматической диагностики неисправностей. Как и в случае одно газовых приборов, точность и повторяемость для горючих газов сильно различаются в зависимости от используемого метода и производителя, а точность и повторяемость при измерении влажности очень схожи у различных приборов. Точность и воспроизводимость результатов являются основными характеристиками, которые необходимо обеспечивать при диагностике и онлайн-мониторинге трансформаторного масла для получения надежных результатов.

Таблица 6 — Характеристики измерения мультигазовых онлайн газоанализаторов

Данные приборы необходимо выбирать строго исходя из потребностей и диагностических задач того объекта, куда устанавливается система мониторинга с учётом её функционала, технических характеристик, аналитических возможностей и наличия интерфейсов обмена данными.

4.4. Интерфейсы обмена данными

Как упоминалось выше, онлайн-мониторинг силовых трансформаторов позволяет выстраивать стратегию управления активами, ориентированную на оптимизацию затрат на техническое обслуживание, автоматизацию и повышение оперативности мониторинга технического состояния. Большинство приборов онлайн мониторинга имеют аналоговые и цифровые интерфейсы, позволяющие расширять диагностические возможности и выполнять обмен данными с внешними системами. Датчики с аналоговыми входами измеряют, помимо прочего, температуру окружающей среды, температуру масла и степень загрузки. Аналоговые выходы большинства приборов рассчитаны на постоянный ток 4–20 мА. Для аналоговых входов большинство приборов также используют постоянный ток в диапазоне 4–20 мА, но есть и такие, которые используют переменный ток, переменное напряжение  или постоянное напряжение в диапазоне 4–20 мА + 20%, 0–80 В + 20% и 0–10 В + 20% соответственно.

Цифровые интерфейсы служат для обмена данными с внешними системами, что значительно расширяет функционал онлайн мониторинга, позволяя передавать измеряемые параметры, результаты расчётных моделей, выгружать архивные данные и получать команды на изменение параметров работы системы мониторинга. В большинстве приборов используются интерфейсы RS-232, RS-485, Ethernet, некоторые модели оснащены оптическим портом или GSM модемом.

Для местного оперативного оповещения о появлении тревожной сигнализации приборы онлайн мониторинга оснащены светодиодными индикаторами, а так же выводами сухих контактов встроенных реле, условия срабатывания которых устанавливаются пользователем. Количество и функционал встроенных реле в различных приборах может сильно различаться, что тоже следует учитывать при выборе прибора.

5.  Выводы

Анализ растворенных газов в трансформаторном масле является одним из наиболее востребованных способов оценки технического состояния силового трансформатора. Мониторинг АРГ в режиме онлайн направлен на контроль исправного состояния силовых трансформаторов путем раннего обнаружения возникающих неисправностей в жидкой или твердой изоляции.

В этом исследовании был проведен обзор оборудования DGA для онлайн-мониторинга силовых трансформаторов. Были представлены основные технические решения, доступные к моменту написания данного исследования. Приведена классификация типов существующих приборов мониторинга по двум классам – одно газовые датчики и мультигазовые системы. Одно газовые датчики измеряют концентрацию водорода, который присутствует в трансформаторном масле при основных видах дефектов, поэтому они только обнаруживают неисправность, тогда как мультигазовые системы измеряют концентрации до девяти газов и могут диагностировать тип неисправности. Помимо количества измеряемых газов, приборы онлайн мониторинга имеют различия в точности, воспроизводимости и диапазоне измерений. Они имеют два типа установки: на масляном вентиле или в замкнутом контуре. Наконец, каждый прибор имеет разное количество аналоговых и цифровых интерфейсов для подключения к другим датчикам и внешним системам для обеспечения комплексного и оперативного мониторинга.

Другим моментом, который следует учитывать при выборе онлайн мониторинга, является конструктивное решение по отбору и анализу газовой смести, а так же метод, используемый для идентификации неисправностей. В зависимости от количества газов, необходимых для идентификации неисправностей с учётом конструкции и аналитических возможностей, выбор среди приборов очень ограничен. При этом необходимо учитывать и необходимость регулярного технического обслуживания большинства датчиков мониторинга, либо рассмотреть применение полностью необслуживаемых приборов.

Этот обзор призван помочь в выборе систем автоматической диагностики и мониторинга технического состояния трансформаторного оборудования исходя из нужд конкретного объекта и поставленных перед персоналом задач.