Развитие системы диагностики силовых трансформаторов

Львов М. Ю., êàíä.òåõí. íàóê

ОАО РАО “ЕЭС России”

Силовые трансформаторы – вид оборудования, для которого уже в 90-х годах ХХ века начала реализовываться концепция перехода от нормативноустановленных сроков ремонта к ремонту в зависимости от их фактического состояния.

В соответствии с требованиями [1] ремонт трансформаторов и реакторов (капитальный, текущий) и их узлов и деталей (РПН, систем охлаждения и др.) выполняется по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром. Реализация такой технической политики, естественно, стала возможной благодаря накопленному опыту эксплуатации, знаниям о процессах, происходящих в оборудовании, развитию методов и средств диагностики, совершенствованию нормативно-технической базы.

Основным документом, регламентирующим перечень испытаний трансформаторов при вводе в

работу и в процессе эксплуатации, предельно допустимые значения контролируемых параметров и периодичность контроля, является руководящий документ [2]. С выходом в 1998 г. шестого издания данного документа для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. При этом, наряду с традиционными методами испытаний для оценки состояния изоляции (измерение сопротивления и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, пробивного напряжения масла и др.), имеющими многолетний опыт практического применения, введены дополнительные. К ним относятся: хроматографический анализ растворенных в масле газов, измерение степени полимеризации бумажной изоляции, контроль содержания фурановых соединений, измерение сопротивления короткого замыкания, тепловизионный контроль.

Действительно, хотя традиционные испытания лежат в основе оценки состояния трансформаторов и, безусловно, необходимы, опыт эксплуатации показывает, что они не всегда позволяют обнаруживать развитие дефектов на ранней стадии и своевременно давать информацию о развитии процессов, приводящих к снижению надежности и работоспособности оборудования. Поэтому появление дополнительных контролируемых параметров объективно оправдано и развивается как в нашей стране, так и за рубежом [3, 4].

Существующая в настоящее время система диагностики трансформаторного оборудования, реализуемая на основе [2], позволяет обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке состояния силовых трансформаторов и принятия решений по их дальнейшей эксплуатации.

Рассматривая систему диагностики как комплекс информационного, технического и нормативного обеспечения, необходимо отметить, что, как любая система, она развивается и совершенствуется. При этом, естественно, совершенствуется система нормативных показателей, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.

Исходными составляющими при совершенствовании системы контроля технического состояния оборудования необходимо использовать данные о:

повреждаемости оборудования; дефектах, выявленных при осмотрах и ремон-

тах оборудования; процессах, происходящих в оборудовании и

приводящих к развитию дефектов, включая экспертные оценки.

Остановимся на некоторых методологических аспектах по указанным направлениям.

Âнастоящее время основным документом, регламентирующим порядок расследования и учета технологических нарушений в работе оборудования, является [5]. В данном документе достаточно четко сформулированы требования, необходимые для проведения анализа причин возникновения и развития технологических нарушений. Анализ актов расследования позволяет, в частности для трансформаторного оборудования, отслеживать тенденции повреждаемости, выявлять типы и узлы оборудования, наиболее подверженные повреждениям, давать информацию для анализа при- чинно-следственных связей и, в конечном счете, осуществлять постановку задач о необходимости совершенствования нормативной базы в конкретном направлении.

ÂРАО “ЕЭС России” с 1997 г. существует электронная база данных актов расследования повреждений, в которой накапливается и систематизируется информация, получаемая более чем от 800 энергопредприятий России, и полноценное ее функционирование является важной задачей как в настоящее время, так и в перспективе. При этом

* ( + %&

+ , - .,, / 0 *1'2" 3/ 4' ' ' ' '# $!

1 – сетевые трансформаторы; 2 – блочные трансформаторы

необходимо обеспечивать полноту расследования и учета технологических нарушений в работе оборудования.

В соответствии с [5] под понятие “технологи- ческое нарушение” подпадает большой спектр инцидентов, сильно отличающихся как по значимости, так и по последствиям, например, течь масла или пробой изоляции обмотки трансформатора. В связи с этим, наряду с общим анализом повреждений трансформаторов целесообразно и необходимо также рассматривать как минимум:

технологические нарушения в работе трансформаторов, приведшие к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке;

технологические нарушения в работе трансформаторов, сопровождавшиеся внутренним коротким замыканием.

Обобщенным показателем, характеризующим повреждаемость силовых трансформаторов, является удельная повреждаемость. При этом целесообразно также проводить отдельно анализ повреждаемости блочных и сетевых трансформаторов, так как режимы их работы отличаются по нагрузке, токам КЗ и др. [6].

Анализ повреждаемости блочных трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 – 500 кВ, мощностью 63 МВ А и более, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях России, за последние 5 лет показывает, что удельное число нарушений в работе указанных трансформаторов, приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 2,4% в год, удельная повреждаемость, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,66% в год.

Анализ повреждаемости трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 – 500 кВ,

мощностью 63 МВ А и более, установленных на предприятиях электрических и межсистемных сетей, показывает, что удельное число нарушений в работе указанных трансформаторов, приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 1,8% в год, удельная повреждаемость, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,45% в год.

Íà рисунке показан график зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов, сопровождавшейся внутренними короткими замыканиями, от срока эксплуатации, из которого видно существенное отличие характера кривых для сетевых и блочных трансформаторов. В первую очередь, это связано с тем, что исчерпание ресурса изоляции обмоток длительно работающих трансформаторов наблюдается, прежде всего, для блоч- ных трансформаторов, имеющих сравнительно высокие нагрузки и соответственно более быстрое исчерпание ресурса изоляции, чем это, как правило, имеет место для крупных сетевых трансформаторов [6]. Более высокая нагрузка способствует росту температуры изоляции, что ускоряет все фи- зико-химические процессы, приводящие к деградации изоляции [7, 8].

Силовые трансформаторы, находящиеся в эксплуатации, существенно различаются по срокам их работы. При этом, учитывая прогресс в трансформаторостроении, в частности, применение новых материалов, модернизацию конструкций, новые технические решения и др., а также совершенствование эксплуатации, развитие методов и средств технической диагностики, влияющее на надежность и уровень повреждаемости, необходимо проведение периодических (раз в 5 лет) уточ- нений кривых, показанных на рисунке.

Анализ актов расследования технологических нарушений дает статистику повреждаемости оборудования, а получение информации о дефектах, которые были выявлены при плановых ремонтах и осмотрах, затруднительно. Поэтому накопление такой информации является крайне необходимым для использования при дальнейшем совершенствовании системы нормативных показателей.

Важнейшей составляющей для совершенствования нормирования показателей состояния оборудования является изучение процессов, происходящих под воздействием различных эксплуатационных факторов, что позволяет понять причины и источники возникновения дефектов и разработать конкретные методы их выявления. В этой связи необходимо отметить, что в последнее время зна- чительные усилия были направлены на поиск возможных показателей контроля состояния изоляции силовых трансформаторов, позволяющих обнаруживать развитие дефектов на ранней стадии. Поиск таких показателей должен основываться на

глубоком изучении физико-химических процессов, происходящих в изоляции трансформатора под воздействием эксплуатационных факторов, а предпосылкой того, что развитие того или иного процесса в оборудовании приведет к опасному развитию дефекта, является не столько появление показателей предпробивного состояния, сколько обнаружение тенденции эволюции его развития. При этом важно знать, что обнаруживаемые процесcы в конечном счете приведут к развитию дефекта, и оценивать временной интервал до возможного повреждения.

Несмотря на само собой разумеющееся требование – определять параметры, характеризующие техническое состояние оборудования из объективных данных (физических и технических закономерностей, результатов измерений и др.), в ряде случаев объем информации оказывается недостаточным и приходится использовать экспертные оценки. К тому же, необходимо признать, что эксперты, специализирующиеся в конкретной области, обладают полезной информацией, которую, однако, в настоящее время не всегда возможно формализовать и представить в количественной форме, но она основывается на жизненном опыте, логических суждениях о сходных ситуациях или процессах, или приблизительных расчетных оценках. При этом в ряде случаев бывает достаточно узнать мнение единственного компетентного специалиста.

Фактически, результаты по указанным направлениям предполагают получение информации, на основании которой рассматривается целесообразность применения того или иного показателя (метода) для оценки технического состояния оборудования.

Однако всегда необходимо учитывать, что разработка каждого нового показателя (метода) вле- чет за собой необходимость разработки соответствующего нормированного значения измеряемого параметра, что является обычно более трудной задачей. К тому же, внедрение в эксплуатацию новых методов испытаний связано с необходимостью увеличения трудозатрат для энергопредприятий, проведения работ по метрологической аттестации методик и оборудования, а в ряде случаев также приводит к сложностям с обобщением полу- ченных результатов в эксплуатации. На практике нередко предлагаемые новые показатели для оценки технического состояния трансформаторов фактически позволяют ответить лишь на один вопрос: имеется или нет изменение значения данного показателя при обследовании оборудования, но не дают никакой информации в плане принятия решений о его состоянии и возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода в ремонт.

В этой связи следует четко сознавать, что простое увеличение множества контролируемых по-

казателей далеко не всегда является критерием совершенствования диагностики и повышения вероятности своевременного обнаружения и распознавания дефектов при эксплуатации оборудования [9]. Один из главных принципов, используемый в технической диагностике, заключается в следующем: диагностическая ценность признака определяется информацией, которая вносится признаком в систему оценки состояний (диагнозов).

Фактически, целью диагностического обследования оборудования является устранение неопределенности в оценке его технического состояния. В этой связи информативными признаками являются только те, которые позволяют устранять неопределенность для принятия решений, а не просто фиксировать изменения какого-либо показателя. Поэтому актуальной задачей является разработка критериев оценки информативности контролируемых показателей и возможности их использования при принятии решений о техниче- ском состоянии оборудования. Разработанная к настоящему времени для трансформаторного оборудования методология определения диагностиче- ской ценности признаков позволяет не только оценивать информативность, но и проводить классификацию признаков и определять возможность их использования при принятии решений [9].

При анализе диагностической ценности того или иного признака, используемого для оценки состояния трансформаторов, принципиально важное значение имеют следующие аспекты:

контролируемый показатель – это функция фи- зико-химического состояния изоляции или это наблюдение за сопутствующими изменениями при развитии дефектов;

наличие монотонности изменения значения измеряемого показателя во времени при развитии характеризуемого им дефекта;

наличие значимых различий между значениями измеряемого показателя и степенью развития дефекта.

Выполнение или невыполнение этих условий определяет вид диагностической ценности (нали- чие детерминированной или случайной диагностической ценности) у используемых показателей.

При наличии статистических данных численное определение диагностической ценности признаков позволяет не только оценить наличие и уровень информативности, но и проводить ранжирование и выбор наиболее оптимального признака (совокупности признаков) для принятия решений при оценке состояния оборудования. Развитие работ и накопление данных по оценке диагностиче- ской ценности применяемых и вновь предлагаемых показателей крайне необходимо, так как это нацелено на осмысление связи развития того или иного дефекта в оборудовании с реально измеряемыми значениями контролируемых параметров,

что требуется для совершенствования системы принятия решений по оценке состояния оборудования.

В настоящее время на энергопредприятиях России значительно увеличился парк оборудования, отработавшего установленный минимальный срок службы. Так, около 50% блочных силовых трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ, мощностью 63 МВ А и выше, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях, отработали установленный ГОСТ 11677–85 срок службы 25 лет. Для аналогичного парка силовых трансформаторов и автотрансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, доля такого оборудования составляет 32%. В ближайшие 5 лет еще порядка 18% блочных трансформаторов и 20% трансформаторов, установленных в электрических сетях, будут иметь наработку более 25 лет.

Основой для принятия решений о возможности и целесообразности продолжения их эксплуатации является состояние основных элементов: сердеч- ника и обмоток, включая все элементы их твердой изоляции, замена которых требует значительных затрат. При их приемлемом для дальнейшей эксплуатации состоянии остальные элементы, включая масло, вводы, переключатели ответвлений, должны находиться в исправном состоянии (возможные в них дефекты должны устраняться или следует провести их замену) [10].

Âпоследнее время получает развитие проблема непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов как важная часть общей проблемы повышения эффективности всей системы диагностики. Основной целью непрерывного контроля показателей состояния трансформаторов во всем мире считается повышение эффективности системы диагностики для выявления дефектов на ранней стадии их развития.

Âэтой связи необходима разработка техниче- ских требований к оснащению силовых трансформаторов устройствами и системами непрерывного контроля с увязкой их эффективности и экономи- ческой целесообразности как для вновь вводимого оборудования, так и для трансформаторов, находящихся в эксплуатации. При этом очевидно, что применение и развитие методов и средств диагностики является не самоцелью, а направлено на совершенствование системы оценки состояния оборудования и принятия решений о возможности и целесообразности его дальнейшей эксплуатации, необходимости вывода в ремонт или его замены.

Выводы

1.Существующая система диагностики силовых трансформаторов, реализуемая на основе РД [2], позволяет обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке состояния оборудования и осуществлять реализацию технической политики перехода к ремонту оборудования по фактическому состоянию.

2.Продолжение работ по совершенствованию системы диагностики силовых трансформаторов для осуществления ремонтов по фактическому состоянию и принятию решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации должно быть направлено на:

уточнение объемов испытаний, перечня контролируемых показателей и их нормативов во взаимосвязи с оценкой их диагностической ценности; разработку необходимых нормативных документов для реализации эксплуатационными пред-

приятиями в полном объеме требований РД [2].

3.Необходима разработка технических требований к системам непрерывного контроля состояния оборудования во взаимосвязи с оценкой их эффективности и экономической целесообразности применения.

Список литературы

1.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003.

2.ÐÄ 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998.

3.О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ в эксплуатации / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю. и др. – Электрические станции, 2001, ¹ 9.

4.Алексеев Б. А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

5.ÐÄ 153–34.0–20.801–2000. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. М., 2000.

6.Вопросы повышения надежности работы блочных трансформаторов / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю. и др. – Электрические станции, 2003, ¹ 7.

7. О ресурсе изоляции силовых трансформаторов / Львов М. Ю., Комаров В. Б., Львов Ю. Н., Ершов Б. Г. – Новое в российской электроэнергетике, 2003, ¹ 4.

8.Нормирование показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов / Львов М. Ю., Чи- чинский М. И., Львов Ю. Н. и др. – Электрические станции, 2002, ¹ 7.

9.Львов М. Ю. Оценка информативности показателей контроля технического состояния изоляции трансформаторного оборудования. – Электрические станции, 2002, ¹ 12.

10.Мамиконянц Л. Г. О нормировании показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов. – Энергетик, 2003, ¹ 7.