3.Вибрационный метод

Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов является достаточно эффективным способом оценки некоторых аспектов их технического состояния. В процессе вибрационного обследования производится, в основном, определение качества взаимного крепления внутренних и внешних элементов трансформатора, определяется целостность конструкции, диагностируется состояние механизмов системы охлаждения. При проведении вибрационной диагностики состояния трансформаторов следует учитывать, что из-за многообразия конструктивных особенностей вибрационные процессы, регистрируемые на поверхности бака, в различной степени связаны с дефектами состояния, особенно если они имеют место во внутренних элементах трансформатора. Вибрационный отклик на поверхности бака трансформатора, возникающий от внутреннего дефекта, существенно связан с конструкцией трансформатора. Поэтому проведению вибрационной диагностики трансформатора всегда должно предшествовать ознакомление с особенностями конструкции обследуемого трансформатора. Это является обязательным условием получения достоверных диагнозов.

Вибрационное обследование силовых маслонаполненных трансформаторов должно проводится с использованием современных виброизмерительных приборов - переносных малогабаритных виброметров и виброанализаторов. Виброметры, самые простые виброизмерительные приборы, предназначены для измерения интегральных параметров вибрации, таких как, например, СКЗ (среднеквадратичное значение) виброскорости или размах виброперемещения (двойная амплитуда вибрации). Виброанализаторы не только измеряют интегральные параметры вибрации, но и позволяют разлагать контролируемый вибрационный сигнал на отдельные гармонические составляющие, хранить эти параметры во встроенной памяти прибора. При помощи виброметров можно оценивать общее вибрационное состояние трансформатора, контролировать состояние фундамента, фиксировать вибрации оборудования и конструкций на поверхности бака трансформатора. Диагностику состояния элементов трансформатора и «виброналадку» механизмов можно производить только с использованием более сложных и дорогих виброанализаторов: Оценка состояния фундаментов трансформаторов по вибропараметрам.

Это самый первый этап вибрационного обследования состояния силовых трансформаторов. Достаточно часто силовые трансформаторы стационарно устанавливаются на специальных фундаментах, состояние которых значительно влияет на общую вибрацию трансформатор. Повышенная вибрация на поверхности бака трансформатора может быть не следствием внутренних дефектов, а следствием дефектов фундамента, по своему назначению предназначенного для поглощения энергии вибрации. Измерения вибрации фундаментов, с целью оценки его технического состояния, производятся при помощи виброметров или виброанализаторов, в которых предусмотрена функция измерения интегральных параметров вибрации (таких виброанализаторов большинство).

Рисунок 4 При проведении измерений виброанализатор, тек же, как и виброметр, должен быть настроен на контроль величины СКЗ виброскорости, имеющей размерность [мм/сек].. Места установки вибродатчиков для контроля состояния фундамента и оценка качества элементов крепления схематически показаны на рисунке 4. Точка 1 соответствует головке анкерного болта, точка

1. - конструктивному элементу трансформатора, а точка

2. - контролируемому фундаменту.. Такие измерения вибрационных параметров в трех точках проводятся в каждом узле крепления трансформатора к фундаменту.

Общая оценка состояния фундамента проводится по отношению вибрации в точке 3 к точке 2: Кф = У3/У2 Коэффициент отношения величин этих вибраций Кф является основным параметром оценки состояния фундамента. Если этот показатель практически равен единице, то это говорит о том, что фундамент не поглощает энергию вибрации трансформатора. Такое возможно в том случае, когда фундамент имеет недостаточную массу, или. что чаще всего бывает, в фундаменте имеют место трещины, а может быть даже фундамент раскололся на несколько частей. И в том и в другом случае можно говорить о том, что фундамент нуждается в ремонте или в увеличении массы, в реконструкции. Если показатель Кф по величине меньше значения 0,4, то можно говорить о том, что связь трансформатора с фундаментом ослаблена. Это может иметь место при отрыве анкерных болтов или ослаблении гаек крепления трансформатора к фундаменту. Контроль отрыва или ослабления анкерных болтов производится по сравнению вибраций в точках 2 по отношению к точке 1. Если это отношение существенно не отличается от значения Кф> то можно говорить об ослаблении гаек крепления. Если это отношение много больше Кф то в фундаменте имеет место отрыв анкерных болтов. Оптимальным следует считать отношение Кф, находящееся в диапазоне от 0.6 до 0,8. В этом случае можно говорить о «достаточном фундаменте, не имеющем внутренних дефектов». Такое соотношение оптимально для большего количества фундаментов, используемых для установки силовых трансформаторов. Если значение Кф выходит за указанный диапазон, то необходимо проверять качество затяжки гаек анкерных болтов или планировать ремонт или реконструкцию фундамента.

Измерение общего уровня вибрации (СКЗ виброскорости) на поверхности бака трансформатора может выявить «проблемные зоны» на поверхности бака трансформатора, но ничего не может сказать о причинах увеличения вибраций. Реально наиболее возможны следующие причины увеличения вибрации на поверхности бака трансформатора:

1. Повышенные вибрации сердечника или обмоток, передаваемые через масло на поверхность бака трансформатора.

2. Вибрации от элементов системы охлаждения трансформатора - вентиляторов обдува или маслонасосов

3. Резонансные явления на поверхности бака, когда частота собственных колебаний элемента поверхности совпадает с частотой вынуждающей силы.

Сложность диагностики состояния трансформатора по вибрации на поверхности бака трансформатора заключается в двух аспектах. Во - первых, нет возможности выявить, какой элемент трансформатора является источником повышенной вибрации. Во - вторых, практически полностью отсутствует нормативная база для оценки уровня вибраций на баке, не ясно, когда такие вибрации являются признаком аварийного состояния трансформатора, а когда нет. Возможны два варианта анализа вибраций.

1. Навесное оборудование является «виброактивным», т. е. в нем возможно возникновение собственных вибраций. Это вентиляторы обдува и маслонасосы системы охлаждения. Анализ вибраций такого оборудования будет рассмотрен ниже.

2. Навесное оборудование является «вибрационно пассивным». В нем нет внутренних источников вибрации. Все вибрации в таком оборудовании наводятся от бака трансформатора. Исходя из такой модели возникновения вибрации, однозначно следует, что вибрация вторичного оборудования всегда должна быть меньше вибрации поверхности бака, на которой оборудование смонтировано.

Превышение вибрации навесного оборудования над вибрацией бака возможно в двух случаях:

1. При ослаблении крепления оборудования на баке, снижении прочности болтовых и сварных соединений.

2. При наличии резонансных явлений, когда собственная частота колебаний конструкции совпадает с частотой действия вынуждающей силы.

Для выявления превышения вибрации навесных элементов над вибрациями бака необходимо провести измерения на поверхности бака в местах крепления контролируемого навесного оборудования и непосредственно на оборудовании. Измерения вибрации на поверхности бака производится в направлении, перпендикулярном поверхности. Измерение вибрации на оборудовании производится в трех направлениях, причем выбирается точка с максимальной вибрацией.

Выявление места с дефектом крепления производится путем осмотра узлов соединения с применением инструментальных средств, например, анализом сварных соединений. Выявленные дефекты крепления навесного оборудования должны оперативно устраняться, т. к. дефекты такого вида обычно являются саморазвивающимися, с существенными последствиями. Единственными способами уменьшения вибрации является снижение жесткости системы крепления или изменение массы навесного оборудования. Первое достигается введением дополнительных связей, второе - установкой грузов на оборудовании. И в первом и во втором случаях производится демпфирование амплитуды колебаний. Если совпадения частоты собственных колебаний оборудования с частотой колебаний при включенном трансформаторе выявлено не будет, то речь тоже идет о резонансных явлениях, но более сложной природы.

Выявление резонансных процессов в трубопроводах производится обычным образом путем измерения вибрации в трех направлениях на участках, наиболее удаленных от точек крепления. Если измерения производятся при помощи виброанализатора, то одновременно можно определить основную частоту вибрации контролируемого участка трубопровода.

Рисунок 5

Если измеренное значение СКЗ виброскорости участка трубопровода хотя бы в одном направлении превышает 11 мм/сек, то необходимо применять меры по их снижению. Наиболее просто снизить вибрацию трубопровода можно путем изменения жесткости связи участка трубопровода с баком трансформатора. Однако реально этот путь мало приемлем, т. к. это требует согласования с заводом - изготовителем и проведения работ при отключенном трансформаторе. Аналогичный, по эффективности, результат может быть достигнут при помощи установки на участке трубопровода виброгасящей массы. Обычно это просто груз, закрепляемый на трубе хомутом с болтовым креплением. Масса такого груза и место его крепления проще всего определяется экспериментально, путем подбора. Физическим объяснением снижения вибрации является то, что виброгасящая масса изменяет частоту собственного резонанса участка трубопровода. Величина необходимой массы на практике может достигать нескольких десятков килограмм. Вибрационное обследование и балансировка рабочих колес вентиляторов (обдува радиаторов охлаждения масла) трансформаторов является эффективным средством продления срока эксплуатации приводных электродвигателей. В целом это повышает и общую надежность работы силовых трансформаторов, особенно в летнее время, когда имеют место напряженные тепловые режимы работы оборудования энергосистем. Реальная эффективность применения вибрационных методов для контроля состояния вентиляторов обдува в трансформаторах складывается из двух основных составляющих. Во - первых, при помощи вибрационных методов контроля можно достаточно быстро и точно диагностировать состояние подшипников электродвигателей, определять остаточный ресурс их работы. Наличие дефектов в этих элементах во многом определяет надежность работы вентилятора. Во - вторых, при помощи виброанализатора можно уверенно диагностировать небаланс рабочих колес вентиляторов и, что особенно важно, проводить динамическую балансировку колес без разборки вентилятора, прямо на месте. Если своевременно диагностировать и устранить небаланс, то удается не только снизить вибрацию, но и продлить срок службы подшипников электродвигателя за счет снижения на них динамических нагрузок.

Рисунок 6 Процедура диагностирования небаланса по спектру вибросигнала и порядок проведения балансировочных работ с ротором в собственных подшипниках достаточно подробно описывается в инструкции к анализатору вибросигналов. Достаточно только сказать, что это простая и эффективная процедура. Применительно к вентиляторам трансформаторов балансировка одного вентилятора обычно занимает 0,5 - 2.0 часа рабочего времени. Измерение вибрации на подшипниках вентилятора, проводимое с целью оценки его технического состояния, желательно выполнять стандартным способом в трех взаимно перпендикулярных направлениях на каждом подшипнике. В связи с тем, что рабочее колесо вентилятора устанавливается прямо, на валу электродвигателя, на подшипнике со стороны вентилятора очень сложно измерить осевую составляющую вибрации. Поэтому на практике, чаще всего, ограничиваются измерением вибрации в 5 направлениях, как это показано на рисунке выше. Измерение следует проводить виброметром или виброанализатором  в режиме измерения СКЗ виброскорости. Вибрационная диагностика маслонасосов системы охлаждения.

Техническое состояние маслонасосов системы охлаждения маслонаполненного трансформатора во многом определяет его готовность к работе в тяжелых эксплуатационных условиях. Только трансформатор с исправными маслонасосами может устойчиво нести большую нагрузку, особенно в летнее время.

Рисунок 7 Практически эффективным и единственным способом оценки состояния маслонасосов является             проведение вибрационного обследования. В процессе этого обследования проводится измерение вибрации на каждом подшипнике в трех направлениях. Для этого на корпусе электродвигателя выбираются точки, максимально приближенные к подшипникам электродвигателя. Измерения проводятся в размерности виброскорости.

Для измерения могут быть использованы и виброметры, и виброанализаторы. Если измерения проводятся виброметром, то анализируется только общее состояние электродвигателя по вибрации в районе подшипников качения. Для практики можно принимать следующие критерии оценки технического состояния маслонасоса. Если вибрация на подшипнике (СКЗ) превышает значение 4,5 мм/сек, то в районе этого подшипника имеют место некоторые, причем весьма значительные, проблемы. Чаще всего это износ подшипников, приводящий к увеличению зазоров и появлению люфтов. Если вибрация повышена на подшипнике, рядом с которым находится рабочее колесо насоса, то велика вероятность повышения вибрации из - небаланса рабочего колеса. Причиной появления небаланса обычно служит неравномерный износ лопаток или даже выкрашивание материала рабочего колеса. При вибрациях до 2.5 мм/сек насос можно считать находящимся в удовлетворительном состоянии, если конечно при работе он не создает специфических акустических шумов, не перегревается и рабочий ток электродвигателя не превышает паспортных значений.

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

Количественные значения остаточной прессовки обмоток и магнитопровода являются важными эксплуатационными параметрами Наибольшее значение, при оценке технического состояния силового трансформатора, следует уделять качеству прессовки обмоток. Этот параметр определяет динамическую механическую устойчивость обмотки, особенно в переходных режимах, например, при протекании через трансформатор токов короткого замыкания (от нагрузки). Ослабление прессовки обмотки может привести к необратимому взаимному смещению отдельных витков и даже слоев обмотки. Итогом таких изменений может явиться снижение изоляционной прочности и выход трансформатора из строя. Определение качества прессовки обмоток и магнитопровода может быть выполнено на основании анализа спектрального состава вибрационных сигналов на поверхности бака трансформатора работающего трансформатора.

При снижении рабочей температуры обмотка «уменьшается» в своих размерах быстрее, чем магнитопровод, поэтому усилие прессовки обмотки уменьшается. Расчетное значение этого эффекта составляет единицы миллиметров.

Рисунок 8

Знание этой особенности внутренних процессов в трансформаторе, связанной с изменением рабочей температуры, позволяет проводить дополнительные исследования, которые могут существенно уточнить диагноз «распрессовка обмотки», получаемый при помощи экспертной системы «Веста». Достоинством вибрационных методов диагностики технического состояния силовых трансформатора является возможность проведения с их помощью «виброналадки» узлов и элементов трансформаторов. Под этим термином понимается возможность улучшения вибрационных параметров работы трансформатора, например, устранения резонансов трубопроводов, проведение балансировки вентиляторов системы обдува. Важным достоинством применения вибрационных диагностических методов является возможность проведения технической оценки качества прессовки обмоток и магнитопровода трансформатора. Вибрационный метод позволяет проводить диагностическое обследование в процессе работы трансформатора.