Рассмотрены вопросы применения теории техноценологических исследований для оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов и автотрансформаторов. Раскрыты особенности ранговых исследований для диагностики силовых трансформаторов. Исходя из полученных результатов анализа, разработана методика исследования параметров содержания растворенных в масле газов силовых маслонаполненных трансформаторов и состояния изоляции силовых автотрансформаторов на примере подстанций

Предназначена для научных и инженерно-технических работников в области электроэнергетики и электротехники, менеджеров по направлениям энергетики, а также будет интересна и полезна студентам электроэнергетических специальностей.

магистральных электрических сетей Сибири.

Электронный вариант издания см.: УДК 621.314.222.68 http://catalog.sfu-kras.ru ББК 31.261.8

ISBN 978-5-7638-3930-2 © Сибирский федеральный

университет, 2018

Оглавление

От авторов

Настоящая работа посвящена светлой памяти нашего товарища и коллеги Татьяны Михайловны Чупак – кандидата технических наук, доцента политехнического института Сибирского федерального университета, безвременно ушедшей из-за болезни. Наш совместный труд является логическим продолжением техноценологических исследований электротехнических комплексов и систем.

В предыдущих монографиях «Золотое сечение электроснабжения» (2009), «Техноценозы в электротехнических системах и комплексах» (2012) были рассмотрены отдельные вопросы применения теории техноценозов для диагностики состояния силовых маслонаполненных трансформаторов (СМТ).

Совместная работа Т. М. Чупак, Е. Ю. Сизгановой, А. Г. Степанова, А. Ю. Южанникова позволила на основе теории ценозов и пропорций зо лотого сечения создать методику анализа изоляционной системы и диагностики технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов. Значительным вкладом Т. М. Чупак в развитие данного вопроса является ее диссертационная работа «Прогнозирование технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов».

Многолетняя педагогическая и научно-исследовательская работа Т. М. Чупак отражена в учебниках, учебных пособиях заниях, статьях ведущих научных журналов и сборников научных трудов, докладах на международных и национальных конференциях.

Отзывчивый, трудолюбивый, жизнерадостный и целеустремленный человек Татьяна Михайловна Чупак навсегда останется в наших сердцах.

и техноценозы в системах

и методических ука-

Введение

ВВЕДЕНИЕ

Развитие свободного рынка электроэнергии во многих странах (большинство энергокомпаний в мире к настоящему времени являются ча-

стными) привело к усилению конкурентной борьбы между компаниями, производящими, передающими и распределяющими электроэнергию. Это, в свою очередь, обусловило необходимость повысить рентабельность производства и снизить расходы на эксплуатацию электроэнергетического оборудования. Для энергосистем прямым следствием жение капитальных вложений в обновление оборудования и стремление как можно дольше эксплуатировать уже работающее оборудование.

Другой особенностью настоящего момента, также вызываемой главным образом конкуренцией, стали повышенные требования к качеству электроснабжения потребителей и надежной работе оборудования. Эти требования противоречат желанию продлить срок работы установленного оборудования, а компромиссные

решения являются весьма непростыми.

К сегодняшнему дню оборудование российских электрических сетей в значительной степени устарело, ведь они были созданы 30–40 лет назад. Время наложило на их работу свой отпечаток: электрооборудование подстанций и конструкций воздушных линий электропередачи устарело морально и физически, технологии производства оборудования отстали от мирового уровня. Износ основных фондов

в среднем по подстанциям со-

ставляет около 40 %.

Из всех видов электрооборудования энергосистем одним из важнейших элементов, определяющих надежность электроснабжения, являются силовые трансформаторы. Это наиболее ответственное оборудование, повреждение которого связано с масштабными последствиями.

Стоимость силового трансформатора составляет от 250 тыс. до 1,5 млн долл., а с демонтажем поврежденного оборудования, перевозкой,

восстановительными и монтажными работами достигает 2,5 млн долл.

В настоящее время в России значительная часть силовых трансформаторов и автотрансформаторов выработала свой нормативный срок службы в 25 лет, установленный ГОСТ 11677–85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия», исходя из представлений о возможном старении витковой изоляции за этот период. Современный российский парк силового трансформаторного

оборудования состоит из 45 % трансформаторов, эксплуатируемых более 20 лет, 30 % трансформаторов – более 25 лет. В ближайшие пять лет еще примерно 20 % трансформаторов электрических сетей России будут иметь наработку более 25 лет.

этого явилось сни-

Введение

Аналогичная картина старения парка силовых трансформаторов наблюдается и в зарубежных энергосистемах. Так, например, по данным Научно-исследовательского института электроэнергетики США (Electric Power Research Institute – EPRI), около 65 % силовых трансформаторов в сетях США отработали более 25 лет.

В связи с этим все более актуальной становится задача продления срока службы и оценки возможности дальнейшей эксплуатации такого оборудования. Опыт

эксплуатации силовых трансформаторов показывает, что и после отработки установленного срока службы значительная часть существующего парка сохраняет работоспособность и его замена нецелесообразна.

С одной стороны, энергокомпании, стремясь повысить рентабельность производства и снизить расходы на эксплуатацию электроэнергетического оборудования, уменьшают капитальные вложения, стараясь как можно дольше эксплуатировать работающее оборудование. С другой

стороны, повышаются требования к качеству электроснабжения потребителей и надежности работы электрооборудования.

Эти противоречащие друг другу моменты требуют разработки новых и усовершенствования существующих методов диагностики силовых трансформаторов и автотрансформаторов с применением оптимально подобранного комплекса контролируемых параметров, эффективность использования которых можно проиллюстрировать следующим примером: расчеты, проведенные специалистами США и

Швейцарии, показывают, что ранняя диагностика трансформаторов и автотрансформаторов снижает расходы на ремонт на 75 %, потери от недоотпуска электроэнергии – на 63 %, а ежегодная экономия составляет 2 % от стоимости нового трансформатора. При этом в качестве оптимальных затрат на диагностику признается финансирование в размере 10–15 % от стоимости оборудования.

Многолетние поиски российскими и зарубежными специалистами

диагностических

параметров, однозначно определяющих связь надежности изоляции с измеренными при испытаниях характеристиками, пока не дали существенных результатов. Поэтому на данном этапе для поддержания требуемой эксплуатационной надежности трансформаторов необходимо обеспечить их диагностический контроль.

«Объем испытаний электрооборудования» является главным документом, регламентирующим перечень испытаний трансформаторов сетевых и тяговых подстанций и устанавливающим предельно

допустимые

значения контролируемых параметров и периодичность контроля.

Опыт показывает, что традиционные испытания необходимы и лежат в основе определения работоспособности трансформаторов и автотрансформаторов, но они не всегда позволяют обнаружить дефекты на ранних

Введение

стадиях и своевременно сигнализировать о развитии процессов, приводящих к снижению надежности и работоспособности оборудования. Поэтому использование дополнительных, новых контролируемых параметров объективно оправдано. При этом совершенствуется и система нормативных параметров для оценки работоспособности силовых трансформаторов сетевых и тяговых подстанций.

Это способствует разработке новых методов обнаружения дефектов на ранней стадии

их развития, появляющихся в результате физического старения оборудования. Кроме того, ранняя диагностика помогает своевременно разработать и выполнить ряд мероприятий по предотвращению аварийной ситуации, повышению коэффициента готовности оборудования к дальнейшей эксплуатации, сокращению времени простоя, затрат на ремонт и, как следствие, все это приводит к продлению срока службы

оборудования.

До недавнего времени существовала система обеспечения надежности работы основного высоковольтного оборудования, ориентированная на поддержание технического состояния путем жестко регламентированных объемов и периодичности испытаний, и ремонтов в заданные сроки, независимо от их реальной необходимости и часто в ущерб экономической целесообразности. Это было связано в первую очередь с низкой

эффективностью раннего обнаружения развивающихся дефектов традиционными методами контроля.

Для создания эффективной системы диагностики необходимо точно знать действительную причину повреждений оборудования, т. е. определить тот дефект, который привел к повреждению. Как правило, это достаточно сложная задача, однако без ее решения невозможно исключить повторение повреждений. Существенно облегчает

задачу понимание того, что необходимо искать, а для этого требуется сформулировать общую идею, по которой поверяются частные решения.

Экономическая целесообразность дополнительных затрат на систему диагностики оборудования заключается в снижении стоимости восстановительных ремонтов по сравнению с аварийными ремонтами, с учетом недоотпуска электроэнергии и ущербов от перерывов в электроснабжении.

Благодаря внедрению

хроматографического анализа растворенных в масле газов (ХАРГ) может быть существенно уменьшен объем обслуживания трансформаторов за счет отмены обязательных периодических испытаний на отключенном оборудовании, повышена надежность эксплуатации трансформаторного оборудования. Так, по опыту эксплуатации ПАО «Красноярскэнерго», из 400 трансформаторов напряжением 110 кВ и выше примерно четыре трансформатора в год выводятся в

ремонты по результатам ХАРГ (примерно 1 %). Вскрытие и осмотр в 100 % случаев подтверждают наличие развивающихся дефектов.

Введение

Однако существующие методы оценки результатов ХАРГ не прогнозируют содержание растворенных в масле газов, а значит, и зарождение дефекта. Хроматографический анализ представляет собой типичный случай многопараметрического анализа. Однако в реальных условиях оценка состояния по результатам ХАРГ опирается на методы, основанные на превышении одной или нескольких составляющих предельных значений, т

. е. по сути является монопараметрической. Другим важным аспектом ограниченности возможностей ХАРГ считается зависимость результатов от факторов, которые учесть детерминированными методами невозможно.

Метод определения граничных значений содержания газов по интегральной функции распределения, приведенный в Методических указаниях по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных

в масле силовых трансформаторов [1, 2, 133], не учитывает параметры, индивидуальные для каждой энергосистемы; при этом необходимо периодически пересматривать значения граничных концентраций газов, так как с течением времени оборудование стареет, часть оборудования заменяется на новое, совершенствуются средства и методы измерений.

При установлении предельных значений концентрации газов не учи-

тываются ценологические

свойства инфраструктуры энергосистем, заключающиеся в том, что предельные значения концентрации газов, принимаемые по регламентирующим документам, не могут применяться одинаково для трансформаторов различных энергопредприятий. Другими словами, вероятность граничной концентрации газа одного трансформатора может быть неприменима для другого трансформатора. Это ставит задачу поиска новых технических решений оценки состояния, обеспечивающих

более совершенную организацию технического обслуживания. Закономерности содержания газов в силовых маслонаполненных трансформаторах каждой энергосистемы необходимо определять по статистическим данным, применяя ценологические положения, активно развивающиеся в настоящее время.

Теоретические и экспериментальные исследования, выполненные в направлении моделирования на основе техноценологических свойств Б. И. Кудриным, В. В. Фуфаевым, В. И. Гнатюком

, Б. В. Жилиным, О. Е. Лагуткиным, М. Г. Ошурковым и другими, сделали возможным применение этого подхода для исследования и анализа сложных технических систем.

Поэтому актуальным и своевременным является разработка методов прогнозирования состояния силовых маслонаполненных трансформаторов в условиях вероятностной информации и уточнения граничных значений содержания газов для определения технического состояния

объекта на следующий временной интервал и повышения его эксплуатационной надежности.

Глава 1

ГЛАВА 1

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

СИЛОВЫХ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1. Причины повреждаемости силовых маслонаполненных трансформаторов

Повреждения силовых трансформаторов сетевых подстанций проанализируем, используя представительную выборку эксплуатационных данных [20, 151, 198], с учетом:



распределения повреждений по основным узлам трансформаторов

разных классов напряжений;



характеристики тяжести повреждений;



роли коротких замыканий (КЗ);



частоты повреждений в зависимости от срока службы трансфор-

маторов;



причин и последствий повреждений.

За трехлетний период наблюдений было отмечено по актам, поступившим в Департамент Генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей электросетевого комплекса России, 712 отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35– 750 кВ [200].

В табл. 1.1 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам и классам напряжений, при

29 % для 35 кВ; 47 % для 110 кВ; 19 % для 220 кВ; 2 % для 330 кВ; 3 % для 500 кВ; 0 % для 750 кВ. Наибольшую повреждаемость имеют: высоко-

вольтные вводы – 22 %, обмотки – 16 %, устройства РПН – 13,5 %. Значительная доля отказов приходится на течи масла из вводов через нижние резиновые прокладки (11 %) и через резиновые прокладки в месте соединения бака с

выхлопной трубой (23 %).

На основе рассмотренных актов была составлена табл. 1.2 [198]. В ней приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам, для которых указана продолжительность их эксплуатации.

Прежде чем сформулировать выводы по анализу данных табл. 1.1, 1.2, нужно отметить, что имеющиеся сведения не позволяют сделать общую оценку зависимости повреждаемости трансформаторов от каждого диапазона времени

службы. Однако наиболее часто встречающиеся дефекты и по-

вреждения узлов силовых трансформаторов из табл. 1.2 выделить можно.

этом их число составило:

1 / 171 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

ОГЛАВЛЕНИЕ

От авторов

ВВЕДЕНИЕ

1.1. Причины повреждаемости силовых маслонаполненных трансформаторов