Обеспечение надежности силовых трансформаторов

метки: Трансформатор, Надежность, Масло, Повреждение, Дефект, Число, Оценка, Анализ

Глава1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЕСПЕЧЕНИЯ, НАДЕЖНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Силовой трансформатор является в энергосистеме одним из важнейших элементов, определяющих надежность электроснабжения. Его способность нести надлежащую нагрузку зависит от состояния отдельных узлов и отсутствия дефектов, которые могли бы перейти в повреждение трансформатора. Отказ крупного силового трансформатора в работе может привести к аварии в энергосистеме с широкомасштабными последствиями.

В настоящее время положение в мировой энергетике характеризуется некоторыми особенностями, объясняющими повышенное внимание к надежности работы оборудования энергосистем, и в том числе силовых трансформаторов [1].

Развитие свободного рынка электроэнергии во многих странах мира (большинство энергокомпаний в мире к настоящему времени являются частными) привело к усилению конкурентной борьбы между компаниями, производящими, передающими и распределяющими электроэнергию. Это в свою очередь привело к стремлению любыми средствами повысить рентабельность производства и снизить расходы на эксплуатацию парка оборудования. Для основного оборудования энергосистем прямым последствием этого явилось снижение капитальных вложений в обновление парка оборудования, стремление как можно дольше эксплуатировать уже работающее оборудование.

Другой особенностью настоящего момента, также вызываемой, главным образом, конкуренцией, являются повышенные требования к качеству электроснабжения потребителей, к надежности работы оборудования. Эти требования противоречат желанию продлить срок работы установленного оборудования, и компромиссные решения являются весьма непростыми.

Особенностями эксплуатации трансформаторов в странах СНГ в последние годы являются относительно низкие нагрузки, наличие в сети зон с повышенными рабочими напряжениями (особенно в сетях 500 кВ), отказ от регулярных профилактических ремонтов, прекращение замены силикагеля в адсорбционных фильтрах, снижение квалификации исполнителей внеплановых ремонтных работ.

Одним из главных путей поддержания эксплуатационной надежности в таких условиях является организация эффективного контроля состояния работающего оборудования.

Контроль состояния силового трансформатора во время работы и при периодических обследованиях входит в состав профилактических мероприятий по поддержанию его работоспособности. Выявление возникающих в работе дефектов, их обнаружение на ранней стадии развития, а также своевременное, до возникновения аварийной ситуации, принятие правильных решений по ликвидации дефектов обеспечивают высокий коэффициент готовности, сокращение времени простоя, снижение затрат на ремонты, продление срока службы оборудования [2].

Режим работы силовых трансформаторов и регулирование напряжения ...

... трансформатор. Регулирование напряжения достигается путем изменения числа витков обмоток силового трансформатора. Устройства РПН предназначены для регулирования под нагрузкой напряжения силового трансформатора. Регулирование ... превышений допустимых значений нет. Принимаем оборудование, выбранное в разделе 4, т.к ... проверка сети НН на просадку напряжения при работе самого мощного потребителя (на момент ...

По приведенным выше причинам в последние годы контролю и диагностике основного электрооборудования энергосистем, а также оценке работоспособности силовых трансформаторов уделяется особенно большое внимание. Со стороны мировой энергетической общественности этой проблеме уделяется большое внимание. В последние годы проведен целый ряд международных совещаний, посвященных контролю и диагностике состояния трансформаторов, в том числе: симпозиум СИГРЭ в Берлине в 1993 г., коллоквиум СИГРЭ в Сиднее в 1997 г., семинар в Бельхатуве в 1998 г., СИГРЭ в 2002г.

Проблемам оценки состояния трансформаторов была посвящена большая часть докладов международной конференции «Трансформатор ’99» в г. Колобжег . (Польша) в 1999 г., почти половина докладов международного совещания в ; Запорожье в 2000 г.

1.1 Особенности трансформатора как электрического аппарата

Главная особенность силовых трансформаторов — использование бумажно-масляной изоляции с охлаждением циркулирующим маслом в баке, защищенном от I окружающего воздуха. Большие мощности трансформаторов и их классы напряжения определяют высокую степень использования активных материалов, способных выдерживать опасные тепловые воздействия и высокие напряженности электрического и магнитного полей, а также большие механические воздействия при КЗ в сети, от которых трансформатор, в отличие от генератора, не защищен предвключенным реактивным сопротивлением.

Отсюда при эксплуатации возникает необходимость учета неизбежного старения бумажной изоляции, жесткого контроля, ведущего к быстрому старению и нагреву изоляции, периодической подпрессовке обмоток, тщательного изолирования масла от воздействия окружающего воздуха (защита от увлажнения).

И все это — при недоступности активной части трансформатора.

По основным видам конструкции (форме сердечника) трансформаторы делятся на стержневые (охватываемые обмоткой) и броневые (охватывающие обмотку).

Трансформаторы броневого типа широко применяются за рубежом.

По видам изоляции и хладагента основную часть занимают силовые трансформаторы с бумажно-масляной изоляцией и охлаждением с естественной или принудительной, направленной циркуляцией масла. Для размещения в пожароопасных зонах используются трансформаторы с полимерной (сухой) изоляцией и воздушным охлаждением, с элегазовой изоляцией и, в самое последнее время, с обмоткой кабельного типа, имеющей полиэтиленовую изоляцию.

1.2 Надежность силовых трансформаторов

Требования к надежности силового трансформатора в большой мере зависят от степени его влияния на работу конкретной электростанции или электрической сети, энергосистемы в целом [3].

Особенно высокие требования предъявляются к трансформаторам большой мощности, входящим в состав блока «генератор-трансформатор». Работа блока зависит от работы блочного трансформатора и выход его из строя приводит к отключению блока, что может быть причиной развала энергосистемы. Для блоков АЭС невозможность выдавать мощность при работающем реакторе вообще является аварийной ситуацией [1].

Капитальный ремонт силового трансформатора ТМ

... резины. На крышке также расположены колпак привода переключателя и расширитель. Для перемещения при монтаже и ремонте трансформатор снабжен ... токоведущих частей и условий охлаждения трансформатора. Рисунок 1 - Устройство силового масляного трансформатора мощностью 1000 кВА напряжением 35 ... который может привести к повреждению обмоток. Если обнаружится перекос, активную часть опускают на дно бака и ...

Не меньшая ответственность за работу сети в целом лежит на крупных автотрансформаторах межсистемных связей и узловых подстанций.

Контроль состояния таких трансформаторов выполняется наиболее полно, зарубежом наиболее совершенные системы контроля обслуживают именно повышающие трансформаторы большой мощности на электростанциях. Для таких трансформаторов целесообразно применять даже весьма сложные и дорогие контрольно-диагностические системы, например, автоматическую систему отбора проб масла, анализа содержащихся в них газов и постановки диагноза, стоимость которой составляет до 10 % стоимости всего трансформатора [3].

Трансформаторы меньшей мощности, как правило, легче резервируются, их выход из строя отражается на конкретных потребителях, но не на всей сети. Соответственно и системы контроля охватывают меньшее число выявляемых дефектов, основная оценка состояния производится при периодических обследованиях с отключением трансформатора.

Но данным Генеральной инспекции по эксплуатации РАО «ЕЭС России», доля повреждений при технологических нарушениях в эксплуатации маслонаполненного оборудования в 1996 г, составила 4,8, в 1997 1-5,4, а в 1998 г.-6,1 %, число повреждений с 1996 по 1999 гг. выросло на 143 % [4].

По данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис», анализ отказов трансформаторов мощностью 80 МВ-А и выше и шунтирующих реакторов в 1998- 1999 гг. «оказал, что удельное число отказов в этот период для блочных трансформаторов ТЭС и ГЭС составило 0,86 % в год, а аварий — 0,22 % в год (данные по 2030 трансформаторам).

Удельная повреждаемость силовых трансформаторов магистральных линий оставили соответственно 1,5 и 0,25 %, региональных сетей — 1,5 и 0,48 %.

Близкие но значению результаты дает анализ надежности оборудования, проводимый ВИИИЭ. За 19924995 гг. удельная повреждаемость из-за отказа силовых трансформаторов классов напряжения 330-750 кВ составляла 2,2 % в год (аварийные выходы из строя составляли примерно половину случаев).

Силовые трансформаторы имеют меньшую повреждаемость, чем другие виды основного оборудования. Так, наиболее распространенные турбогенераторы типа ТВВ мощностью 160-800 МВт за 19924996 гг. имели удельную повреждаемость из-за отказа 25-40% на генератор в год, гидрогенераторы мощностью 60 МВт и выше -7,3 % на генератор в год, маслонаполненное оборудование — около 5 % в год на аппарат [1].

Та же закономерность свойственна зарубежным трансформаторам, например данные компании 81еп1епз/Ки/и показывают, что доля простоев из-за повреждений генератора в 7-8 раз выше, нем из-за повреждений блочного трансформатора.

Суммарная мощность силовых трансформаторов в энергосистемах СНГ на всех уровнях напряжений за счет нескольких ступеней трансформации в 6-6,5 раза превышает установленную мощность генераторов, Так как повреждаемость трансформаторов непосредственно влияет на. надежность энергосистемы в целом, понятно особое внимание к поддержанию их работоспособности. Этого требует и статистика повреждений: аварии по вине трансформаторов в электрических сетях вызывают 80-90 % недоотпуска электроэнергии, а на электростанциях — 10-20 %.

1.3 Старение парка трансформаторов

Надежность работы трансформаторного оборудования непосредственно связана с его сроком службы, От продолжительности эксплуатации трансформатора зависят допустимые значения воздействующих режимных факторов и их количество.

Нарастающий характер кривой повреждаемости трансформаторов со временем (или «кривой жизни» конкретного трансформатора) после отработки им нормированного срока службы аналогичен подобным: зависимостям старения всех видов электрооборудования. Основная особенность трансформаторного оборудования состоит в том, что срок службы в большой степени определяется состоянием бумажно-масляной изоляции в процессе ее естественного временного старения и под воздействием внешних факторов. Как показывает анализ основных причин повреждения трансформаторов [5], их надежность наиболее сильно снижают дефекты конструкции и изготовления, а также недостатки эксплуатации и ремонта трансформаторов:

Причина отказов трансформаторов	Доля отказов, %
Изменения свойств материалов (старение)	21,6
Дефекты конструкции и изготовления	19.4
Недостатки эксплуатации	16,8
Посторонние воздействия	10.3
Нерасчетные режимы в сети	5,8
Дефекты ремонта	4,2
Климатические и внешние воздействия	3,5

В целом по маслонапоненным трансформаторам низкий уровень их обслуживания и ремонта дает 21% повреждений, т.е. практически столько же, сколько обусловлено естественным старением изоляции.

Главное, что потребовало в настоящее время форсированного развития средств и методов контроля состояния трансформаторов, это проблема их эксплуатации за пределами номинальных сроков службы. У большого числа трансформаторов, находящихся в эксплуатации, закончился или подходит к концу номинальный срок службы. Такое положение заставило уделить большее внимание продлению их интегрального срока службы (наработки) за счет эффективного контроля состояния, оптимизации проведения профилактических мероприятий.

Рост повреждаемости при работе за пределами нормированного срока службы увеличивает расходы на текущий ремонт оборудования, повышает вероятность аварийного выхода из строя и из-за этого — растет объем профилактических мероприятий. В условиях рыночной конкуренции снижение рентабельности оборудования приводит к потерям значительно большим, чем расходы на ремонты -к потере конкурентоспособности [6].

Необходимость тщательного диагностирования мощного электротехнического оборудования сегодня является общепринята. Это обусловлено его высокой себестоимостью, значительными затратами на перевозку, монтаж и др., а также финансовыми издержками из-за нарушения технологических процессов при недоотпуске электроэнергии. В то же время организация контроля состояния электротехнических объектов при современном уровне приборного и программного обеспечения, а также возможности выполнения этих работ ограниченным числом специалистов по своим суммарным издержкам на несколько порядков меньше стоимости установленного оборудования. Так, стоимость силового трансформатора мощностью от 125 до 400 МВ-А составляет 3 — 7 млн. грн., что на три порядка выше стоимости компьютерной программы оценки состояния оборудования [6].

Если при этом учесть, что подобная программа будет обеспечивать обслуживание десятков и сотен объектов, как впрочем, и хроматограф, и тепловизор, и др., то экономия средств многократно возрастает.

Анализ старения силовых трансформаторов современных отечественных и зарубежных электростанций, подстанций и электрических сетей показывает, что существует устойчивая тенденция к увеличению доли изношенных трансформаторов, которые имеют срок службы близкий или превышающий нормативный [6].

Темпы прироста мощностей в мировой энергетике существенно сократились и значительно отстают от нарастания объемов силовых трансформаторов, отработавших свой срок службы.

Так по данным института электроэнергетики США ЕРИ [7] в 1997 г. около 65% силовых трансформаторов США отработали более 25 лет, в России в настоящее время износ основных фондов электроэнергетики составляет около 50% и около половины трансформаторов превышает 25 летний срок службы.

Данные на начало 2000 г. показывают, что срок службы около 45 % трансформаторов превысил 20 лет, а около 30 % трансформаторов — 25 лет. По состоянию на конец 2005 г средний срок эксплуатации большинства единиц электрооборудования энергосистем стран СНГ уже превышает половину проектного срока.

Значительный износ электрооборудования приводит к дополнительным потерям энергии, снижению надежности функционирования, возрастанию аварийности трансформаторов. Анализ статистических данных показывает, что в 2003 -2004 гг. наблюдается значительное увеличение аварийности трансформаторов электростанций и подстанций стран СНГ причины которого связаны со старением трансформаторов и недостаточно эффективной его эксплуатацией. Последствия отказов трансформаторов — это простой мощного генераторного оборудования, сопровождающегося значительным недоотпуском электроэнергии.

Техническое перевооружение трансформаторов идет крайне медленно, в 1993 г. оно составило 1,1 %, а в 1999 г. — всего 0,5 %.

На рис. 1.1 показан «возрастной состав» трансформаторов.

Рис. 1.1. Распределение трансформаторов по срокам службы

По данным РАО «ЕЭС России», охватывающим 20 тыс. силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов на напряжения 110 кВ и выше, 40 % оборудования подстанций 110-220 кВ прослужили более 25 лет, 35 % — 15-25 лет, около 25 % — менее 15 лет.

Это соответствует общему положению со старением оборудования в энергосистемах стран СНГ. К 2000 г. Сроки рабрты устанолвленных на электростанциях России мощностей превысили минимальные «сроки жизни», определяемые стандартами, в 2005 г. эта цифра уже составляет более одной трети установленной мощности электростанций.

1.4 Дефекты силовых трансформаторов

1.4.1 Основные опасные воздействия на трансформатор

Силовой трансформатор является ответственным элементом сети, на работу которого влияют как сильные внешние воздействия, так и анормальные режимы работы энергосистемы. Рассмотрим эти воздействия и их последствия.

Грозовые и коммутационные перенапряжения, Повышения рабочего напряжения

Длительное повышение напряжения становится в последнее время весьма актуальным.

Недостаточный объем средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сетях 330-750 кВ ЕЭС стран СНГ в условиях спада производства электроэнергии в последние годы создает трудности с поддержанием допустимых уровней напряжения, особенно в режимах минимальных нагрузок. Подъем напряжения из-за недостаточной компенсации на ВЛ 500 кВ может достигать 550 кВ. Повышение напряжения ведет к длительному перевозбуждению магнитопровода.

Еще один неблагоприятный фактор в нынешних сетях 330-750 кВ -распространенная практика неиспользования устройств РПН (или использования его только для сезонных переключений).

В таких случаях к возможному перевозбуждению от некомпенсированных линий может добавиться еще 3-5 % и оно станет еще более опасным.

Перевозбуждение магнитной системы вызывает повышенный нагрев как самого сердечника, так и конструкционных стальных деталей, что опасно для контактирующей с ними изоляции.

Токи КЗ, оказывающие ударные механические воздействия на обмотки

Токи намагничивания при включении, вызывающие повреждения обмоток из-за электрических и механических переходных процессов. Включение трансформатора в сеть само но себе является причиной броска тока при намагничивании сердечника. Так, из-за броска тока при включении со стороны ВН трансформатора блока АЭС мощностью 1000 МВ-А на несколько секунд для генераторов создается режим форсировки возбуждения. Бросок тока включения зависит в первую очередь от остаточной индукции в сердечнике трансформатора, которая в свою очередь зависит от конструкции сердечника. Разрабатываются способы ликвидации и снижения бросков тока.

Сейсмические воздействия на трансформатор, Воздействия геомагнитных токов на трансформатор, Перегрузка трансформатора по току

Влияние тепловых перегрузок для украинских трансформаторов не критично для условий нашей страны с зимним максимумом нагрузки и сравнительно холодным климатом. При правильном выборе трансформаторов классический тепловой износ витковой изоляции на практике не проявляется. Кроме того, нагрузки наших трансформаторов за последние пять лет из-за резкого спада промышленного производства снизились в среднем с 60-70 % до 20-40 %. Сохранилось незначительное количество подстанций с нагрузками 60-70 %.

Имевшие место 30-35 лет назад многочисленные аварии из-за полного теплового износа витковой изоляции торцевых частей обмоток трансформаторов 110-500 кВ происходили при нагрузке ниже номинальной и были обусловлены грубым дефектом конструкции обмоток.

Опасные тепловые воздействия перегрузок, особенно в жаркое время года, могут стать причиной повреждений герметичных вводов ВН, нижняя часть которых находится в наиболее нафетых верхних слоях масла. Такие повреждения, характерные образованием внутри покрышки желтого налета, наблюдались в последнее время довольно часто.

1.4.2 Виды дефектов силовых трансформаторов

Трансформаторы входят в состав основного оборудования электростанций, повышающих, понижающих и распределительных подстанций, различного вида преобразовательных устройств и т.д. Различное назначение, нередко связанное с различиями в конструкции, разнообразные условия работы и другие особенности требуют различного подхода к эксплуатации трансформаторов [9].

Но где бы ни находились и как бы ни эксплуатировались трансформаторы, «болезни» у них, как правило, общие. Уровень эксплуатации определяет не характер возможных повреждений, а возможность как можно более раннего выявления проявляющихся отклонений от нормы, проведения требуемого объема профилактических работ, качественного ремонта. Естественно, что чем выше уровень эксплуатации, тем меньше неприятностей доставляют трансформаторы.

Рассмотрим наиболее характерные повреждения, которые могут возникнуть в любых масляных трансформаторах. Повреждения или отклонения от нормального режима работы могут быть вызваны различными причинами; недоработкой конструкции, скрытыми дефектами изготовления, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа или правил эксплуатации, некачественным ремонтом. В большинстве случаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длительного воздействия неблагоприятного фактора. Своевременное выявление возникающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.

Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и более является повреждение высоковольтных вводов [10].

В настоящее время эксплуатируются негерметичные и герметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией.

Наиболее слабым узлом негерметичных вводов является система защиты масла от воздействия влаги с помощью масляного гидрозатвора и силикагелевого воздухоосушителя. При длительной эксплуатации, особенно в случае несвоевременной замены силакагеля, масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в результате чего могут возникнуть частичные разряды в масле. В дальнейшем по поверхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый «ползущий» разряд, при приближении которого к заземленной части происходит пробой изоляции с возникновением короткого замыкания.

Герметичные вводы менее трудоемки в эксплуатации и более надежны, чем негерметичные. В первые годы эксплуатации наблюдались повреждения вводов из-за образования алюминиевой пыли в сильфонах баков давления.

Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение герметичности в зоне крепления верхней контактной шпильки. При неплотностях влага может из атмосферы просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора. Другим распространенным видом повреждения трансформаторов является повреждение устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Нарушения в контактной системе избирателя могут возникать от неправильной регулировки контактов (недостаточное или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на контактах пленки окисла при редких переключениях и несвоевременно выполненных прокрутках устройства, при нарушениях в кинематической схеме.

Контактор устройства РПН может повреждаться при неправильной регулировке его контактной системы и кинематической схемы, а также вследствие несвоевременной замены трансформаторного масла [9].

Время между срабатыванием вспомогательных и дугогасящих контактов контактора при переключении исчисляется десятыми долями секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дугогасящие свойства, процесс гашения дуги затягивается и соседние отпайки (ответвления) регулировочной обмотки трансформатора могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора.

К повреждениям устройств РПН могут приводить увлажнение и загрязнение изолирующих деталей, изготовление этих деталей из материалов, не предусмотренных технической документацией, ослабление креплений и т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.

К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокартон или витковая бумажная изоляция, грязное или увлажненное трансформаторное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением ползущего разряда или без него с последующим пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), разбухание слабо намотанной изоляции, нарушения в работе системы охлаждения, чрезмерные перегрузки трансформатора по току и напряжению и др, В связи с разнообразием причин и тяжелыми последствиями от повреждений витковой и главной изоляции своевременному выявлению этого вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наибольшее внимание [9].

В связи с постоянным ростом энергетических мощностей растут мощности короткого замыкания (КЗ), Вследствие этого роста, а также при ослабленной запрессовке обмоток электродинамическая стойкость обмоток к воздействию внешних КЗ (называемых также «сквозными» КЗ) может оказывается недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии [11].

Повреждения в активной стали трансформатора приводят к менее тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием короткозамкнутых контуров внутри бака. Контур может образоваться как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь, например через прессующее кольцо и элементы заземления магнитопровода. При современных бесшпилечных магнитопроводах короткозамкнутый контур обычно сцеплен не с главным потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рассеяния. Короткозамкнутый контур вызывает повышенный местный нагрев (местный перегрев), обычно в местах контактов, ухудшающий свойства трансформаторного масла [ 13 ]. Если своевременно не устранить дефект, то может произойти повреждение твердой изоляции трансформатора.

Существенное влияние на общую работоспособность трансформатора оказывают также вспомогательные узлы и устройства [11].

Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах с системой охлаждения Ц и ДЦ приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное масло и, будучи несвоевременно выявленным, вызывает серьезные аварии. При нарушении резиновых и других уплотнений увлажняется трансформаторное масло. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и тд.

Приведенный краткий обзор основных видов повреждений показывает, что в большинстве случаев они развиваются постепенно. Следовательно, если правильно поставить работу по проверке состояния трансформаторов, возникающие дефекты можно выявить до того момента, когда будет превышена какая-то критическая точка. Тогда можно будет своевременно вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возникновение аварии или отказа, не допустить недоотпуск электроэнергии, снизить время и расходы на ремонт.

За период с 1997 по 2000 г. в «ЕЭС России» было проанализировано в общей сложности 712 отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35 — 750 кВ.

В табл. 1.1 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам и классам напряжений, при этом их число составило: 29% для 35 кВ; 47% для 110 кВ; 19% для 220 кВ; 2% для 330 кВ; 3% для 500 кВ; 0% для 750 кВ.

Как следует из табл. 1.1, наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы — 22%, обмотки — 16%, устройства РПН — 13,5%, что подтверждает вышесказанное, Значительная доля отказов приходится на течи (11%) и упуск трансформаторного масла (23%).

Так как выявление всех видов дефектов не удается обеспечить как по техническим, так и по экономическим причинам, главное внимание уделяется выявлению наиболее часто проявляющихся и наиболее опасных для работоспособности трансформатора дефектов.

Таблица 1.1

Узел	Класс напряжения, кВ
	35	100	220	330	500	750	Всего
	Число	%	Число	%	Число	%	Число	%	Число	%	Число	%	Число	%
Обмотки	61	30	43	13	10	7	1	8	0	0	0	0	115	16
Магнито провод	0	0	0	0	2	1,5	1	8	0	0	0	0	3	0,5
Система охлажд	7	3	16	5	8	6	2	15	3	14	0	0	36	5
РПН	4	2	61	18	26	19	1	8	5	24	0	0	97	13,5
Вводы	27	13	77	23	44	32	3	23	7	34	0	0	158	22
Течь масла	15	7	35	10	21	15	3	23	4	19	0	0	78	11
Упуск масла	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
Итого	204	100	338	100	136	100	13	100	21	100	0	0	712	100

Проведенные в последние годы в НИЦ «ЗТЗ-Сервис» исследования 106 трансформаторов с наработкой более 20 лет; эксплуатирующихся в России и на Украине, позволили выявить 643 дефекта, вид и место которых приведены ниже:

Вид и место дефекта	Количество случаев	Доля, %
Система охлаждения.	146	22,71
Высоковольтные вводы	92	14,31
Выделение газов в масло	58	9.02
Старение масла	48	7,47
Дефекты в устройстве РПН	46	7,15
Течи по уплотнениям	44	6,84
Распрессовка обмоток	42	6,53
Загрязнение твердой изоляции	42	5.29
Увлажнение твердой изоляции	26	4.04
Распрессовка магнитопровода	26	4,04
Загрязнение масла	14	2,18
Деформация обмоток	10	1.56
Повреждения в ШАОТ	8	1,24
Повышенная вибрация	8	1,24
Повреждения отводов	7	1.09
Повреждения магнитных шунтов	6	0.93
Повреждения устройства ПБВ	6	0.93
Окисление масла	4	0.62
Перегрев разъема	4	0,62
Нарушение герметичности	4	0,62

Эти данные показывают, что наибольшие неприятности в эксплуатации доставляют системы охлаждения, вводы и уплотнения (около 40 % выявленных дефектов).

Заметное место (около 10 %) занимает распрессовка обмоток и магнитопровода , столько же — загрязнение и увлажнение твердой изоляции обмоток, столько же — старение и загрязнение масла.

Только в 10 случаях надо было заменять трансформатор полностью или его обмотки. Опыт обследований показывает, что более 70 % дефектов могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети.

Отказы высоковольтных вводов приводят к наиболее тяжелым повреждениям. Число тяжелых повреждений в РАО «ЕЭС России» по этой причине составляет 30-45 % общего числа аварий и отказов в год.

Наиболее опасными повреждениями с точки зрения длительности недоотпуска электроэнергии, финансовых потерь и возможности восстановления трансформаторного электрооборудования , то есть его ремонтопригодности, являются внутренние повреждения обмоток. Первопричиной внутренних повреждений обмоток силовых трансформаторов может быть внутренний пробой в результате старения изоляции и действие частичных разрядов (ЧР) в месте будущего пробоя, инициаторами, которых могут служить коммутационные, грозовые и иные повышенные воздействия на изоляцию.

Второй основной причиной внутренних повреждений обмоток является недостаточная электродинамическая стойкость обмоток при КЗ, которая приводит практически сразу к пробою изоляции в месте остаточных деформаций и витковому замыканию с аварийным выходом трансформатора из строя с тяжелыми последствиями. Возможно также образование в месте деформации обмотки очага с ослабленной изоляцией. Этот очаг может существовать много лет и в нем идет интенсивное развитие ЧР, приводящих в конечном итоге к пробою изоляции и к витковому замыканию. По статистике для трансформаторов напряжением 110-500 кВ и мощностью 63 МВА и более на предприятиях распределительных и межсистемных сетей России около 30 % от общего числа отключений оборудования связано с внутренними КЗ.

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ

И ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Основные виды контроля состояния трансформатора во время

работы

В соответствии с инструкциями по эксплуатации силовых трансформаторов во время работы контролируется их режим в части нагрузки, рабочих напряжений и соответствия этих параметров допустимым для данного трансформатора.

Непрерывный контроль допустимости режима осуществляется релейной защитой, в том числе защитой с помощью газового реле, Фиксируется продолжительность и кратность перегрузок и перенапряжений и в зависимости от требований к данному трансформатору при необходимости проводятся обследования его состояния.

В штатный контроль состояния входят измерения температуры в различных точках трансформатора с применением термосигнализаторов, уровня масла в расширителе, осмотр трансформатора с выявлением внешних признаков неисправностей.

Выявление дефектов в начальной стадии их развития производится с помощью непрерывного контроля состояния трансформаторов.

Для непрерывного контроля состояния наиболее ответственных трансформаторов в мировой практике чаще всего используются: газохроматографический анализ растворенных в масле газов (ГХА), измерение и локализация частичных разрядов, определение температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора.

К периодическим испытаниям без отключения трансформаторов относят следующие основные испытания: измерения частичных разрядов (ЧР); вибрационный контроль; тепловизионный контроль; ультразвуковая локация; измерения сопротивления КЗ (Z _k ) под нагрузкой; измерения тангенса угла потерь, емкости остова и тока небаланса трехфазной системы для вводов; измерения токов и нагрузки электродвигателей маслонасосов и приводов РПН; отбор проб масла для проведения различных анализов,

2.2 Периодический контроль состояния трансформаторов

Состояние изоляции трансформатора может быть определено проверкой качества масла. Для этого используются результаты его физико-химического анализа. Анализ масла, выявляя продукты старения бумажной изоляции и продукты разложения самого масла, позволяет установить наличие дефектов различных видов, особенно деградаций изоляции.

Периодический анализ проб масла из трансформаторов позволяет следить за динамикой процесса старения трансформатора и своевременно предпринимать надлежащие мероприятия по поддержанию его работоспособности.

Само по себе снижение качества трансформаторного масла может служить причиной повреждения трансформатора в результате перекрытия ослабленных изоляционных промежутков. Снижение электрической прочности изоляционной конструкции наступает при наличии влаги в масле, газов в свободном состоянии и механических примесей.

Отбор проб, его периодичность и критерии оценки определены инструкциями по эксплуатации трансформаторов и нормативными документами. Уход за трансформаторным маслом включает как поддержание его высокого качества (очистка, сушка, дегазация, регенерации), так и диагностику состояния изоляции трансформатора по результатам анализа масла,

Параметры масла, учитываемые при диагностике, включают: пробивное напряжение, тангенс угла диэлектрических потерь, кислотное число, наличие механических примесей, температуру вспышки и др. Нормативы на эти параметры основаны на многолетнем практическом опыте, методика их определения достаточно хорошо известна [15],

Примером из зарубежной практики являются критерии оценки состояния масла, принятые в компании S.D. Myers (США), которая проводит массовое обследование трансформаторов с 1965 г. Ежегодно компанией производится более 200000 анализов проб масла [1].

Использование современной информационной техники позволяет существенно повысить эффективность диагностики на основе анализа параметров масла.

Влага, находящаяся в масле

Содержание влаги до 2004-10 ^-6 отн. ед. практически не влияет на проводимость и электрическую прочность масла. При превышении этого количества влаги начинается образование древовидных структур повышенной проводимости, далее образуются свободные включения воды (капли), резко снижающие электрическую прочность.

Увлажненность масла может служить косвенным признаком увлажнения твердой изоляции. При определении их взаимосвязи необходимо учитывать динамику влагообмена в среде “масло — твердая изоляция”. На этом принципе основан метод диагностики состояния твердой изоляции, предлагаемый НИЦ «ЗТЗ-Сервис», и применяемый за рубежом опыт «Water Heat Run Test» — прогрев под нагрузкой c целью растворения воды в масле, выделяющейся из твердой изоляции. Результаты анализов проб масла, взятых до и после прогрева трансформатора, позволяют судить о наличии влаги в твердой изоляции [1].

Частицы и механические примеси в масле

Большое влияние на электрическую прочность масла оказывает размер частиц, который также необходимо учитывать при анализе. Исследования рабочей группы СИГРЭ [2] по определению влияния посторонних частиц в масле на электрическую прочность трансформатора позволили создать классификацию уровня загрязнения с учетом количества и размеров частиц и дать рекомендации по эксплуатации трансформаторов СВН с разной степенью загрязненности масла:

нормальное

крайнее — при высокой прочности масла возможна грязь или влага в целлюлозе. Повторить измерения пробивного напряжения и проверить тип частиц. При предельно допустимом пробивном напряжении определить тип частиц, влагосодержание, профильтровать масло;

высокое — при высокой прочности масла снова посчитать частицы, проверить пробивное напряжение с определением типа частиц, найти источник частиц. При предельно допустимом пробивном напряжении — масло профильтровать или заменить.

Старение масла и наличие в нем воздуха,

Приемлемый срок службы имеет исправленное и дополненное присадкой масло в том случае, если коррекция проведена до образования шлама и повышения кислотного числа. Это показывает важность своевременного выявления сниженной концентрации присадки.

Содержание воздуха в масле для трансформаторов с пленочной защитой ограничивается в эксплуатации 2 % объема. Практически это значение может превосходить 6 % объема, а 8 % считается критическим с точки зрения возможного снижения электрической прочности масла,

2.3 Газохроматографический анализ проб масла

Основным видом диагностики трансформаторов, выявляющим большинство дефектов, в настоящее время считается хроматографический контроль газов, растворенных в масле (ГХА).

Все крупные энергокомпании и трансформаторостроительные фирмы широко применяют ГХА масла, и используют различные системы оценки и определения типа дефекта трансформатора.

Определение вида дефекта с помощью ГХА требует установления следующего:

• а) какие газы, каким дефектам соответствуют;
• б) можно ли по объему выделяющихся газов определить опасность дефекта.

Обычно анализируется концентрация следующих растворенных в масле газов: водорода Н ₂ , метана СН₄ , этана С₂ Н₆ , этилена С₂ Н₄ , ацетилена С₂ Н₂ , оксида углерода СО, диоксида углерода СО₂ .

В настоящее время известно [5], что данные о растворенных в масле газах сами по себе не всегда дают достаточную информацию для оценки состояния трансформатора в целом. Сроки ремонтов, предыдущие повреждения и другие данные являются важной частью информации, необходимой для оценки. Критерии оценки вырабатываются сравнением результатов исследований поврежденных и здоровых трансформаторов, трансформаторов с развивающимися дефектами, лабораторных моделей и анализом статистики.

Уверенно с помощью ГХА выявляются такие постепенно развивающиеся дефекты, как замыкания параллельных проводников в обмотке, дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения, 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, дефекты контактов избирателя РПН, дефекты межлистовой изоляции сердечника, последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающим» потенциалом.

Однако имеются быстроразвивающиеся дефекты, которые нельзя предупредить с помощью ГХА масла. К таким дефектам относятся, в частности, 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, повреждения стержня во вводе).

С помощью ГХА выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям, но интерпретируемые как неполадки, например, попадание ацетилена из бака РПН в основной бак. Этот процесс может быть выявлен при одновременном взятии проб и анализе газов из основного бака и из расширителя. В анализах обнаруживается водород, выделяющийся при образовании ржавчины стали в присутствии воды у дна бака или в других местах, а также при гидратации цинка в присутствии воды на оцинкованных поверхностях.

Как было отмечено в [2], прежде чем искать источник неприятностей с помощью анализа газов, надо ответить на следующие вопросы:

• насколько и как долго трансформатор перегружался;
• какова была температура верхних слоев масла и воздуха;
• не произошло ли снижение уровня масла относительно верха радиатора;
• действуют ли радиаторы и вентиляторы трансформатора;
• как расположен трансформатор относительно лучей солнца;
• не закрыт ли трансформатор с трех сторон, без обдува.

2.4 Методы интерпретации результатов ГХА масла

Для диагностики трансформаторного оборудования в странах мира используются методы ГХА, которые имеют большое различие в нормах и критериях оценки состояния трансформаторов. Соответственно различные методы интерпретации ГХА приводят к разным выводам. Однако ни один метод не пригоден для универсального применения.

Рассмотрим наиболее распространенные методы интерпретации результатов ГХА масла.

Методика МЭК 599

Методика предполагает использование информации о количестве образующегося газа, развитии дефекта по времени. В новой версии методики для уточнения диагноза введены дополнительно два отношения газов: С ₂ Н₂ /Н₂ , оценивающее влияние проникновения газов из РПН в общий бак, и О₂ /N₂ , указывающее на перегрев масла. В приложении в новой редакции содержится уточненная версия метода треугольника Дюваля и диаграммы Дорненбурга (двух- и трехмерные).

Типичные концентрации газов МЭК 60599 рекомендует определять по базе данных конкретного пользователя. Они рассчитываются как концентрация на кривой интегрального распределения, соответствующая 90 % анализов на исправно работающих трансформаторах. Приведенные в МЭК 60599 типичные концентрации показывают крайние (минимальные и максимальные) границы этих величин, принятые разными организациями.

Методика ІЕЕЕ, Методика СЕGВ (отношения по Роджерсу)

Для определения вида дефекта используются четыре отношения газов: СН ₄ /Н₂ , С₂ Н₆ /СН₄ , С₂ Н₄ /С₂ Н₆ и С₂ Н₂ /С₂ Н₄ . Газы располагаются по возрастанию температуры разложения изоляции. В зависимости от значения отношений газов им присваиваются кодовые числа, по которым ставится диагноз [18, 19].

Шлизингера,, Методика Дорненбурга

Рис 2.1. Зоны разделения дефектов по Дорненбургу:

• РD — частичные разряды;
• D1 — разряды низкой энергии: D2 — разряды высокой энергии;
• T1 -термические дефекты при Т <
• 300 °С;
• Т2 — термические дефекты при ‘Г = 300-700 °C;
• ТЗ -термические дефекты при ‘Г >
• 700 °C.

Методика Дюваля

Рис 2.2 Диграмма «Треугольник Дюваля»:

СН ₄ = CH₄ /(CH₄ +C₂ H₂ +C₂ H₄ );

C ₂ H₄ =C₂ H₄ /(CH₄ +C₂ H₂ +C₂ H₂ );

C ₂ H₂ =C₂ H₂ /(CH₄ +C₂ H₂ +C₂ H₄ );

Границы отдельных зон дефектов:PD-98% CH ₄ ;

D1-23%C ₂ H₄ , 13%CH₂ ;

D2-73%CH ₄ , 13%C₂ H₂ , 38%C₂ H₄ , 29%C₂ H₂ ;

T1-4%C ₂ H₂ , 10% C₂ H₄ ;

T2-4%C ₂ H₂ , 10%C₂ H₄ , 50%C₂ H₄ ;

T3-15%C ₂ H₄

Методика, принятая в России и странах СНГ (РД 153-34.0-46.302-00) введена в действие в 2000 г., использует, как и методика МЭК 599, расчет отношений концентраций газов CH ₄ /H₂ , C₂ H₄ /C₂ H₆ и C₂ H₂ /C₂ H₄ . Для уточнения диагноза используется также отношение газов СO₂ /СО. Определение характера дефекта проводится только, если содержание в масле, хотя бы одного из семи анализируемых газов выше граничной концентрации, установленной опытным путем на большого числе объектов.

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.

По названию «основного» газа определяется девять видов дефектов, характер дефектов определяется также по типичным комбинациям «основных» и «характерных» газов и по двум вариантам (С ₂ Н₂ /С₂ Н₄ -СН₄ /Н₂ -СО₂ /СО или С₂ Н₂ /С₂ Н₄ -СН₄ /Н₂ -С₂ Н₄ /С₂ Н₆ ) сочетаний отношений газов [20].