13.Комплексная оценка состояния трансформаторов

Не останавливаясь на других, более сложных способах проверки состояния трансформаторов, рассмотрим несколько примеров комплекс­ной его оценки на основании результатов испытаний, описанных в на­стоящей книге. Рассмотрим также несколько примеров аварий и отказов трансформаторов, вызванных некачественным проведением осмотров или испытаний, непринятием мер по результатам испытаний или тем, что проверка и испытания не были выполнены.

Автотрансформатор АТДЦТН-250000/500/110 проработал 7 лет. В табл. 15 приведены характеристики изоляции его обмоток при заводских испытаниях и 1ерез 7 лет эксплуатации. Результаты промежуточных испытаний не приводятся, так как изменение характеристик во времени было плавным. Характеристики масла приведены в табл. 16. За первые 6 лет характеристики масла изменялись сравнительно

но, затем масло подвергнуто обработке силикагелем. Хроматографический анализ растворенных в масле газов через 7 лет эксплуатации показал концентрацию углекислого газа 0, 16% и очень слабую концентрацию других газов. Характеристики изоляции выводов через 7 леи эксплуатации приведены в табл. 17.

Как видно из результатов, ни один из показателей не достиг предельно допустимого значения. Тем не менее, следует обратить внимание на следующие обстоятельства: пробивное напряжение масла снизилось за последний год с 80 до 59, 2 кВ и приблизилось к предельному (55кВ); tg  масла вновь начал расти; влагосодержание масла близко к предельному (20 г/т).

Определим расчетное значение влагосодержания твердой изоляции, хотя пересчет здесь придется вести на 40 C (требуется tg  изоляции обмоток к 60 C, так как tg dм масла определялся только при температуре 70 0C). В результате подсчета получим следующие значения tg ₆₀ изоляции разных схем измерения: 2, 03; 2, 22 и 3, 42%. По монограмме на рис. 13, г определяем соответствующие влагосодержания твердой изоляции: 2, 8; 3, 25 и более 4 %. Это много для трансформатора класса напряжения 500 кВ.

Вывод: трансформатор может быть оставлен в работе до вывода в ремонт, но требует повышенного внимания в эксплуатации. При первом же ремонте необходимо взять образцы твердой изоляции для определения влагосодержания. В зависимости от результатов измерений следует заменить масло или (если влагосодержание образцов действительно окажется около 3%) вывести трансформатор в капитальный ремонт с сушкой изоляции.

В следующих примерах мы не будем приводить столько подробных данных , а обратим внимание лишь на те показатели, которые являются определяющими для решения вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Трансформатор ТДЦ-250000/110 блочный, проработал 20 лет. При хроматографическом анализе обнаружена концентрация 0,93% углекислого газа, что свидетельствует о повышенном старении изоляции, и 0,013% этилена, что свидетельствует о наличии местного перегрева. Расчетное значение влагосодержания твердой изоляции после последнего капитального ремонта было 4%, что предположительно свидетельствует о недостаточной сушке. Такой трансформатор трудно высушить до требуемой степени без опасности дальнейшего ускоренного старения изоляции.

Вывод: готовить замену трансформатора, до замены можно оставить в работе, контролируя содержание растворенных в масле углекислого газа и этилена, периодически измеряя характеристики изоляции и масла.

Трансформатор ТДЦГ-250000/330 проработал 14 лет. Расчетное значение влагосодержания твердой изоляции превысило 3%; tg d изоляции вводов возрос до значения, близкого к предельному; содержание водорастворимых кислот в масле вводов 330 кВ выше нормы.

Вывод: произвести ремонт трансформатора, предусмотрев замену масла и силикагеля во вводах и сушку изоляции трансформатора (для уточнения влагосодержания твердой изоляции перед сушкой и после нее взять образцы).

Трансформатор ТДТГ-15000/110 проработал 30 лет. При последнем капитальном ремонте (через 27 лет работы) масло имело пониженные характеристики, расчетное влагосодержание твердой изоляции больше 4%. После капитального ремонта испытание не проводилось. Изоляция была сильно состарена (темная, ломкая).

Вывод: Следует готовить замену трансформатору, до замены можно оставить в работе, осуществляя контроль состояния измерением tg d изоляции и масла не реже одного раза в год. Капитальный ремонт с сушкой изоляции не рекомендуется. Для трансформатора опасно воздействие токов внешних КЗ, однако в месте его установки эти токи невелики.

В капитально отремонтированном трансформаторе ТДЦГ-250000/330 вскоре после включения сработала газовая защита на сигнал. Отбор газа из газового реле производился небрежно, в результате чего замкнулся отключающий контакт реле и трансформатор отключился. При осмотре было обнаружено, что после ремонта отсечной клапан между расширителем и баком трансформатора остался в закрытом положении, а сигнализация закрытого положения клапана на щите управления отсутствовала. Причиной срабатывания защиты на сигнал явилось закрытое положение отсечного клапана, причиной отключения трансформатора - неправильный отбор пробы газа из реле.

Трансформатор ТДТНГ-40000/35/6 проработал 18 лет, был выведен в ремонт по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов. При осмотре был обнаружен подгар изоляции отводов фазы B обмотки НН и местный перегрев стали магнитопровода после устранения дефектов введен в работу и выделение этилена прекратилось.

Таким образом, своевременное и правильное проведение проверки состояния трансформаторов позволяет выявить и устранить многие отклонения от нормального состояния, предупредить возникновение аварии и продлить срок службы трансформаторов.

42