Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов. Монография.pdf
Таблица 1.1
Итого
Класс напряжения, кВ
35 110 220 330 500 750
Повреждения силовых трансформаторов по узлам (причинам) и классам напряжений
Узел
(причина)
Число % Число % Число % Число % Число % Число % Число %
Обмотки 61 30 43 13 10 7 1 8 0 0 0 0 115 16
Магнитопровод 0 0 0 0 2 1,5 1 8 0 0 0 0 3 0,5
Система охлаждения 7 3 16 5 8 6 2 15 3 14 0 0 36 5
Устройство РПН 4 2 61 18 26 19 1 8 5 24 0 0 97 13,5
из вводов через
Ввод 27 13 77 23 44 32 3 7 34 0 0 158 22
Течь масла:
нижние резиновые
прокладки 15 7 35 10 21 15 3 23 4 19 0 0 78 11
в месте соединения
выхлопной трубой 59 30 75 22 24 18,5 2 15 2 9 0 0 162 23
Вандализм 31 15 31 9 1 1 0 0 0 0 0 0 63 9
Всего 204 100 338 100 136 100 13 100 21 100 0 0 712 100
Глава 1
Таблица 1.2
Повреждения силовых трансформаторов по узлам (причинам)
в зависимости от срока эксплуатации
Число повреждений в зависимости
Узел (причина)
Обмотка 23 25 23 28 12 111
Магнитопровод 0 0 1 0 0 1
Система охлаждения 2 14 13 1 0 30
Устройства РПН 12 28 21 10 0 71
Вводы 15 37 38 31 9 130
Течь масла
из вводов через нижние
резиновые прокладки 12 16 19 11 3 61
в месте соединения
выхлопной трубой 12 22 22 14 5 75
Вандализм 3 6 10 1 1 21
от продолжительности работы, лет
10 10–20 20–30 30–40 Более 40
Итого
Всего 79 148 147 96 30 500
Как видно из табл. 1.2, повреждения обмоток наблюдаются у трансформаторов с любым сроком эксплуатации: для высоковольтных вводов
после 10-летней эксплуатации, для устройств РПН наибольшее число повреждений отмечается у трансформаторов со сроком эксплуатации 10–
30 лет.
Результаты анализа позволяют утверждать, что повреждения обмоток,
вводов и устройств РПН силового трансформатора встречаются очень
часто. В свою очередь, эти повреждения могут привести к более тяжелому –
внутреннему короткому замыканию. Очень часто короткое замыкание становится причиной полного разрушения трансформатора, пожара, разрыва
бака. Из зафиксированных случаев при внутренних коротких замыканиях
15 % трансформаторов вышли из строя полностью и восстановлению не
подлежали [198].
Наиболее тяжелые последствия возникают при развитии
таких де-
фектов:
увлажнение, загрязнение и износ изоляции обмоток трансформа-
торов;
выгорание витковой изоляции и витков обмоток из-за длительного
неотключения сквозного тока КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора;
ухудшение электрической прочности масляного канала высоковольтных герметичных вводов из-за отложения осадка на внутренней по-
12
Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов
верхности фарфора и на поверхности внутренней изоляции, а также старения масла;
снижение электрической прочности бумажно-масляной изоляции
высоковольтных негерметичных вводов вследствие увлажнения и загрязнения;
недостаточный уровень ремонта, эксплуатации и монтажа.
Большого интереса заслуживают исследования состояния 106 трансформаторов за период более 20 лет, эксплуатирующихся в России и на Украине, которые были проведены научно-инженерным центром (НИЦ)
«ЗТЗ-Сервис» [202] и позволили выявить 633 дефекта (табл. 1.3).
По данным табл. 1.3 можно сделать вывод, что заметное место в повреждениях
занимают система охлаждения и вводы.
Также большая доля приходится на такие повреждения, как выделение газов в масло, старение масла, загрязнение твердой изоляции, увлажнение твердой изоляции, окисление масла, искрения из-за плохого контакта. Общая доля от всей выборки составляет 38 %.
Согласно результатам проведенного анализа, по данным электросетевого комплекса России
и НИЦ «ЗТЗ-Сервис», виды повреждений имеют
примерно одинаковую частоту появлений (табл. 1.4).
Надежность трансформаторов непосредственно связана с продолжительностью их работы [70, 138].
Главное, что требует в настоящее время форсированного развития
средств и методов контроля состояния трансформаторов, это проблема их
эксплуатации за пределами установленного срока службы. У многих
трансформаторов, находящихся в эксплуатации,
закончился или подходит
к концу установленный срок службы. Такое положение заставляет уделять
большое внимание продлению их срока службы (наработки) за счет эффективного контроля состояния, оптимизации проведения профилактических мероприятий.
Таблица 1.3
Дефекты трансформаторов, исследованных НИЦ «ЗТЗ-Сервис»
Виды дефектов Количество Доля, %
Дефекты в системе охлаждения
Дефекты высоковольтных вводов
Выделение газов в масло
Старение масла
Дефекты в устройстве РПН
Течи по уплотнениям
Распрессовка обмоток
Загрязнение твердой изоляции
Увлажнение твердой изоляции
146
92
58
48
46
44
42
34
26
22,71
14,31
9,02
7,47
7,15
6,84
6,53
5,29
4,04
13
Виды дефектов Количество Доля, %
Распрессовка магнитопровода
Загрязнение масла
Деформация обмоток
Повреждения в ШАОТ
Повышенная вибрация
Повреждения отводов
Повреждения магнитных шунтов
Повреждения устройства ПБВ
Окисление масла
Перегрев разъема
Нарушение герметичности
Частота повреждений по данным
электросетевого комплекса России и НИЦ «ЗТЗ-Сервис»
Виды повреждений Электросетевой комплекс России НИЦ
Глава 1
26
14
10
8
8
7
6
6
4
4
4
Окончание табл. 1.3
4,04
2,18
1,56
1,24
1,24
0,09
0,93
0,93
0,62
0,62
0,62
Таблица 1.4
Дефекты маслонаполненных вводов 36,2 32,9
Повреждения обмотки 37,4 38,9
Дефекты регулировочных устройств 24,3 23,6
Прочие 3,1 4,6
В табл. 1.5, согласно данным энергопредприятий, указан срок служ-
бы силовых трансформаторов мощностью 125 МВА и выше, работающих
в российских энергосистемах [4].
Таблица 1.5
Срок службы трансформаторов мощностью 125 МВА и выше,
работающих в энергосистемах России
Год ввода
Показатели
Срок службы, лет (количество
трансформаторов)
Интегральный срок службы
(количество трансформаторов)
Общий объем, % 27,5 43,0 65 85 100
до 1974 1975–1979 1980–1984 1985–1989
Более 25
(396)
Более 25
(396)
20–25
(238)
Более 20
(634)
15–20
(340)
Более 15
(974)
10–15
(272)
Более 10
(1 246)
после
1989
До 10
(199)
Более 0
(1 445)
На рис. 1.1 отражен возрастной состав трансформаторов. Приведенные цифры показывают, что срок службы около 45 % трансформаторов
превысил 20 лет, а около 30 % трансформаторов – 25 лет. Поскольку
14
Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов
не была проведена замена трансформаторов на новые, то к 2006 году около
50 % трансформаторов превысило 25-летний срок службы. Техническое
перевооружение трансформаторов идет крайне медленно, в 1993 году оно
составило 1,1 %, а в 1999 году – всего 0,5 % [192].
Рис. 1.1. Распределение трансформаторов
по срокам службы
Аналогичная картина старения парка силовых трансформаторов наблюдается и в зарубежных энергосистемах. Так, например, по данным
EPRI, около 65 % силовых трансформаторов в сетях США отработали более 25 лет.
Темпы прироста мощностей во всей мировой энергетике резко снизились, и повышение выработки электроэнергии достигается главным образом за счет интенсификации использования и улучшения
методов эксплуатации оборудования. Заметно увеличивается доля оборудования, отработавшего установленный срок службы.
На сегодняшний день трансформаторы, находящиеся на объектах
публичного акционерного общества «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»), характеризуются также
большим сроком эксплуатации. Так, 23 % автотрансформаторов напряжением 110–750 кВ имеют срок службы более 25 лет [44].
Важнейшую роль
в поддержании работоспособности трансформаторов играет организация профилактического обслуживания [125]. Стремление защититься от внепланового выхода из строя, выявить развивающиеся
в трансформаторе дефекты или опасные режимы работы до того, как они
вызовут повреждение, влечет за собой усовершенствование и создание новых методов диагностики и обследований [50, 55, 207].
Надежды на создание оборудования, не требующего постоянного
надзора в течение всего срока службы, не оправдываются, поэтому необходимо дальнейшее развитие средств и систем диагностики с целью выяв-
15
Глава 1
ления возможно большего числа видов дефектов на ранних стадиях их развития. В то же время, как показывает, например, опыт энергокомпании
Electricite de France (EDF), ни увеличение частоты осмотров, ни новые методы диагностики, применяемые ко всему оборудованию, не гарантируют
полное предупреждение отказов.
Эти меры целесообразно использовать лишь к наиболее ответственному оборудованию [174, 179].
При
эффективной системе поддержания работоспособности транс-
форматоров должны обеспечиваться:
повышение надежности работы оборудования за счет уменьшения
числа аварийных выходов из строя;
увеличение значения коэффициента готовности за счет сокращения
продолжительности аварийных, ремонтных и профилактических простоев;
своевременный вывод оборудования в ремонт, что снижает затра-
ты на ремонт и уменьшает время простоя оборудования в ремонте;
продление срока службы оборудования благодаря выявлению сла-
бых мест, своевременному выводу в ремонт.
Важную роль здесь играют рекомендации поставщикам оборудования, которые устраняют слабые места в последующих моделях.
1.2. Анализ методов диагностики технического состояния силового трансформаторного оборудования
Определение технического состояния оборудования, вида и степени
развития дефектов по результатам контроля состояния и специальных обследований с целью прогнозирования отказа называют технической диаг-
ностикой.
На практике различают оперативную диагностику – диагностику
оборудования в процессе эксплуатации (в рабочем состоянии) – и диагностику в процессе ремонта – диагностику на отключенном оборудовании
в процессе
Своевременная диагностика технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов позволяет предупредить возникновение
аварийных ситуаций в электрической системе. При этом значительно снижаются затраты на ремонты, появляется возможность оценки действительного состояния электрооборудования с определением запаса его работоспособности (что особенно актуально для оборудования, отработавшего
15 лет и более).
Нормативный срок
ГОСТ 11677–85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия»
его ремонта.
службы силовых трансформаторов согласно
16
Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов
составляет 25 лет. В энергетике более 50 % установленных трансформаторов отработали этот срок, однако их замена в существующих условиях
чрезвычайно дорога. В то же время опыт эксплуатации показывает, что
при соблюдении нормативных нагрузочных режимов, своевременном проведении ремонтов и качественном их выполнении срок службы трансформаторов может быть увеличен.
Для решения вопросов дальнейшей
эксплуатации трансформаторов
возникает необходимость анализа их действительного технического состояния, которое определяется целым рядом диагностируемых параметров, характеризующих состояние активной части, изоляции, устройства
переключения ответвлений, вводов высокого напряжения, системы охлаждения и т. п.
Проведение планово-предупредительных ремонтов без предварительного комплексного обследования трансформаторов себя не оправдывает, поскольку связано
со значительными материальными затратами
и очень часто вследствие разгерметизации становится причиной ухудшения характеристик изоляции.
Последнее время в нормативных документах термин «плановопредупредительный ремонт» все чаще заменяется на ремонт по фактическому состоянию.
Методы диагностики трансформаторов делятся на традиционные
(при его отключении) и нетрадиционные (в процессе эксплуатации).
В последние годы
в нашей стране и за рубежом проводят массовые
обследования парка трансформаторов, вызванные быстрым ростом доли
трансформаторов, выработавших свой нормативный ресурс.
Актуальной и пока не решенной полностью задачей нашей энергетики является разработка унифицированной (единой) методики обследования
технического состояния трансформаторного оборудования. Внедрение такой методики позволит перейти от системы капитальных ремонтов в
жестко установленные сроки к проведению этих работ по результатам контроля
и диагностики.
К основным этапам обследования оборудования относятся:
1) измерение контрольных параметров и сравнение их с норматив-
ными данными,
2) анализ результатов комплекса измерений,
3) оценка возможных опасных внешних воздействий,
4) оценка состояния трансформатора,
5) принятие решения о дальнейшей
эксплуатации трансформатора.
Принятие решения – очень ответственная задача из-за возможных
тяжелых последствий допущенной ошибки, ведущей к выходу оборудования из строя. Правильная оценка вероятности аварии и степени риска по-
17
Глава 1
зволит выбрать допустимое значение риска, при котором его количественная величина должна быть минимизирована с учетом технических, экологических и режимных ограничений [98, 99].
Рассмотрим различные методы диагностики маслонаполненного
оборудования электрических сетей, активно применяемые как в России,
так и за рубежом.
Газохроматографический анализ (ГХА) проб масла является наи-
более перспективным для обнаружения начавшихся
процессов и развивающихся дефектов в автотрансформаторах. Крупные энергокомпании
и трансформаторостроительные фирмы широко применяют ГХА масла,
при этом используют различные системы оценки и определения типа дефекта трансформатора [15, 171].
В России используется РД 153-34.0-46.302–00, введенный в действие
в 2000 году. В его основу положен расчет отношений концентраций газов
СН
ношение СО
в масле хотя бы одного из пяти анализируемых газов: водорода Н
на СН
, С2Н4/С2Н6 и С2Н2/С2Н4. Для уточнения диагноза используется от-
4/Н2
/СО. Определение дефекта проводится, если содержание
2
, этана С2Н6, этилена C2Н4, ацетилена С2Н2 – выше граничной кон-
4
мета-
2,
центрации в 1,5 раза в соответствии с методическими указаниями [109].
Различаются «основной» газ, концентрация которого по отношению
к граничной максимальна, «характерные» газы, концентрация которых находится в пределах 0,1–1,0 граничной, и «нехарактерные» газы, концентрация которых менее 0,1 граничной [109]. По определенному основному
газу устанавливается вид дефекта. Критерий скорости нарастания газов
в
масле при превышении концентрации газов за граничные значения явля-
ется решающим для отключения трансформатора [109].
В Швейцарии компанией Asea Brown Boveri Ltd. (АВВ) принят метод Дорненбурга, использующий три основных соотношения газов по
Международной электротехнической комиссии (МЭК) с набором из четырех видов дефектов (термические, частичные разряды низкой и высокой
энергии, мощные разряды), с простой графической
интерпретацией. Рекомендованы пределы концентрации газов для трансформаторов без дефектов вне зависимости от времени их эксплуатации [4].
В Испании принята система ASINEL с использованием семи циф-
ровых кодов, присвоенных шести отношениям газов
Три кода соответст-
.
вуют кодам МЭК 60599 и имеют те же значения, одно отношение газов
соответствует коду Роджерса, а другое – СО
деградации бумажной изоляции. Используется также отношение С
/СО – принято для оценки
2
2Н2/Н2
для оценки места дефекта: если оно больше 2, то имеется дефект в устройстве РПН; если ниже, то дефект находится в основном баке автотрансформатора [4].
18
Методы оценки технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов
В Канаде диагноз ставится с использованием треугольника Дюваля
по относительным концентрациям газов Н
, С2Н6, C2Н4, С2Н2 и шести ос-
2
новным видам дефектов. Критерии по концентрации газов для нормального и опасного состояния различаются для различных напряжений и срока
службы автотрансформаторов [4].
В Германии принята система с использованием пяти отношений
газов и четырех граничных концентраций. В зависимости от значения отношений определяется существенность дефекта и сравнивается с концентрацией газов. Если и отношения, и концентрация ключевых газов значительны, это считается признаком существенной деградации изоляции.
Система различает пять видов дефектов; подобная система принята в Нидерландах [4].
Во Франции принята система, основанная на сравнении концентрации газов с нормой, установленной для разных типов трансформаторов за-
водом-изготовителем. При выходе концентраций
за норму определяются
отношения газов и вид дефекта [4].
В Великобритании используют метод отношений Роджерса. Считается, что отношение газов C
/СН4 эффективно выявляет повышение
2Н6
температуры по сравнению с рабочей. В методе также учитывается рост
выделения газов по времени и сравнение концентрации газов с допустимым уровнем [4].
Отсутствие единой методики интерпретации результатов ГХА масла
силовых трансформаторов и автотрансформаторов делает затруднительным сравнение состояний трансформаторов, контролируемых разными организациями. Невозможно координировать критерии оценки
состояния
трансформаторов, использовать опыт других организаций [4].
С помощью ГХА выявляются постепенно развивающиеся дефекты,
такие как замыкания параллельных проводников в обмотке, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей, частичные разряды между дисками или проводниками из-за загрязнения масла,
дефекты болтовых соединений, скользящих и подвижных контактов, образование замкнутых контуров
тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника. Однако существуют и быстроразвивающиеся дефекты,
которые нельзя предупредить с помощью ГХА масла. К таким дефектам относятся мгновенно развивающиеся перекрытия с общими серьезными последствиями; перекрытия, развивающиеся в течение короткого времени –
от секунд до минут (дефекты контакта токоведущих частей, замыкания
витковой
изоляции после динамических воздействий КЗ).
В целом в практике российской энергосистемы газовая хроматография принята как базовый метод при оценке технического состояния автотрансформаторов [35].
19
Глава 1
Измерение частичных разрядов (ЧР) позволяет получить одну из
важных характеристик изоляционных систем трансформаторов. При этом
эффект ЧР характеризуется тремя показателями: химическим (находящим
отражение в появлении растворенных газов), электромагнитным, акустическим.
С помощью диагностики по методу ЧР выявляются в изоляционной
конструкции трансформатора процессы, вызывающие искрение, образование короткозамкнутых контуров, нарушение в
схеме заземления, плохие
контакты и др. [45, 123]. Затруднения при измерениях ЧР обусловлены по
меньшей мере двумя проблемами: отстройкой от внешних помех и распознанием источников внутренних шумов [136].
Борьба с помехами при измерении ЧР на работающих автотрансформаторах в условиях действующих подстанций достигается путем использования цифровых фильтров, адаптивных ограничивающих фильтров
и схем измерения, использующих противоположную направленность
сигнала ЧР из трансформатора и помехи, идущей со стороны сети. Примером измерения ЧР с использованием аппаратуры на базе цифровой
техники является многоканальный анализатор частичных разрядов типа
ТЕ 571, поставляемый компанией Нaefely Trench AG, Tettex Instruments
Division.
Использование акустического метода контроля ЧР в значительной
степени снижает затруднения, связанные с интерпретацией
результатов
измерений и вызванные наличием существенных внутренних и внешних
помех одного уровня с полезным сигналом [1, 100, 211].
Особенно эффективны акустические датчики ЧР, помещенные
внутри бака трансформатора. Такими акустическими датчиками оснащен трансформатор 1 000 кВ компании Mitsubishi. Акустические датчики ЧР как вне бака, так и внутри него входили в разработанную EPRI
систему контроля при испытаниях
трансформатора напряжением
525/345 кВ мощностью 300 МВ·А на подстанции Ramapo в энергосистеме ConEd [174].
Датчики ЧР (электрические и акустические) входят в автоматизированные системы непрерывного контроля состояния крупных силовых
трансформаторов, разработанные компаниями Westinghouse (TPAS),
Simens, ABB Calor Emag [214, 215, 221].
В России наиболее глубоко вопросы измерения ЧР в электрооборудовании под рабочим напряжением рассмотрены АО «Фирма ОРГРЭС» [145]
и СибНИИЭ [21].
В
российских энергосистемах определение ЧР электрическими
и акустическими датчиками для контроля состояния трансформаторов используют многие организации, в том числе базовое предприятие «Электро-
20