Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Ранжирование силовых трансформаторов по техническому состоянию

Ранжирование силовых трансформаторов по техническому состоянию

Ранжирование силовых трансформаторов

С. В. Живодерников, НСПБ филиал ОАО «Электросетьсервис»

Введение

Быстрый рост отечественной экономики, требующий значительного роста энергетических мощностей, не позволит в ближайшее время провести быструю замену силовых трансформаторов со сроком службы, превышающим расчетный.
Российский и мировой опыт показывает, что реальный срок службы силовых трансформаторов может значительно превышать расчетный, если своевременно принять профилактические меры по продлению ресурса работоспособности трансформаторов. При своевременных и рациональных мероприятиях по продлению ресурса надежность силовых трансформаторов с большим сроком службы практически не отличается от надежности трансформаторов в пределах расчетного ресурса. Это дает основание в принципе отказаться от понятия «нормативный срок службы трансформатора», а при определении необходимости и сроков замены трансформаторов ориентироваться на их реальное состояние и возможность продления их ресурса.
Доля трансформаторов со сроком службы более 25 лет в зависимости от класса напряжения в большинстве региональных сетевых компаний составляет 50-70 %, а со сроком службы более 45 лет достигает 8-12 %. Срок службы некоторых трансформаторов превышает 70 лет. Это во многом объясняется тем, что до недавнего времени в энергетике действовала система планово-предупредительных ремонтов, при которых из активной части трансформаторов систематически удалялись продукты старения и устранялись дефекты комплектующих узлов и вспомогательных систем трансформаторов. В настоящее время проведение такого количества капитальных ремонтов невозможно из-за большого количества трансформаторов и ограниченности ремонтных ресурсов.
Таким образом, в настоящее время поддержание надежности парка трансформаторов на необходимом уровне возможно только путем целенаправленных ремонтов, продлевающих срок службы трансформаторов. Проблема заключается в корректном выборе сроков и методов ремонта. Такой выбор возможен лишь при наличии объективных данных о реальном состоянии активной части и комплектующих узлов трансформаторов. Данные эти должны быть получены в сжатые сроки, чтобы стратегическое планирование стало реальностью.
К сожалению, существующая нормативно-техническая документация по оценке состояния силовых трансформаторов (в частности, «Объем и нормы испытаний электрооборудования») не позволяет получить объективную информацию о состоянии трансформаторов с большим сроком службы. Об этом свидетельствуют многочисленные случаи повреждения трансформаторов с формально «удовлетворительными характеристиками» и длительная работа трансформаторов с формально «неудовлетворительными характеристиками». Зачастую на основании этих документов нельзя сделать обоснованные выводы о необходимости, объемах и сроках проведения работ по продлению ресурса конкретного трансформатора. Методология полномасштабных комплексных обследований трансформаторов, дающая возможность получить такую информацию, отличается высокой трудоемкостью, что не позволяет оценить состояние всего парка трансформаторов в сжатые сроки.
Так, при проведении комплексных обследований силового маслонаполненного оборудования, входящего в состав ЕНЭС, необходимо руководствоваться утвержденной письмом первого заместителя председателя правления ОАО «ФСК ЕЭС» А. Н. Чистякова от 14.11.2005 (№ ЧА-3385) «Типовой программой комплексного диагностического обследования...» от 28.10.2005. Данная Типовая программа является руководящим документом для определения периодичности и необходимого объема работ при выполнении обследований и последующих возможных ремонтов. Применение программы и содержащихся в ней методик позволяет получить всестороннее представление о техническом состоянии оборудования. Вместе с тем трудоемкость работ по программе накладывает серьезные ограничения на возможность оперативной оценки большого парка оборудования (сотни трансформаторов).
Представляется целесообразным выбрать из Типовой программы те методы, которые с минимальными затратами ресурсов и времени позволяют дать максимальную диагностическую информацию с целью получения достоверной оценки присоединенного парка автотрансформаторов, т. е. проведения так называемого ранжирования по состоянию, которое позволит классифицировать парк оборудования по признаку надежности с помощью анализа конструкции, условий эксплуатации и технического обследования.
Впервые основные положения ранжирования были сформулированы рабочими группами СИГРЭ с участием предприятия «ЗТЗ-Сервис» при непосредственном руководстве В. В. Соколова. Настоящая статья является итогом продолжения и дальнейшего развития начатых В. В. Соколовым работ Новосибирской СПБ ОАО «Электросетьсервис».

Основные принципы методологии ранжирования трансформаторов

Сущность методологии ранжирования заключается в разбиении всего парка трансформаторов на отдельные группы (ранги), обладающие некоторыми общими признаками. Как правило, в результате ранжирования весь парк трансформаторов разбивается на следующие группы:

  1. трансформаторы, в которых отсутствуют признаки существенных дефектов и которые не требуют проведения каких-либо мероприятий по продлению срока службы;
  2. трансформаторы с признаками дефектов, приводящих к ускоренному старению материалов и сокращению потенциально возможного срока службы. Для снижения скорости старения трансформаторы этой группы нуждаются в проведении профилактических работ без отключения от сети;
  3. трансформаторы с признаками дефектов, которые могут вызвать отказ при воздействии атмосферных или коммутационных перенапряжений, ограниченных имеющимися на подстанции средствами защиты от перенапряжений. Поддержание работоспособности трансформаторов этой группы может быть обеспечено комплексом мероприятий - восстановлением электрической прочности изоляции без отключения от сети пли в процессе капитального ремонта трансформатора, усовершенствованием защиты от перенапряжений;
  4. трансформаторы с признаками дефектов, которые могут вызвать отказ при вероятных коротких замыканиях в сети, в том числе с признаками значительного старения изоляционных материалов. Для продления ресурса работоспособности трансформаторов этой группы требуется проведение капитального ремонта, как правило с реконструкцией или заменой отдельных элементов активной части;
  5. трансформаторы с признаками дефектов, которые могут привести к отказу при рабочих режимах с учетом допустимых перегрузок. Отдельно выделяются трансформаторы, отказ которых с большой вероятностью может сопровождаться взрывом и пожаром. Трансформаторы этой группы должны заменяться в первую очередь.

Основные принципы ранжирования показаны на рис. 1.
принципы ранжирования трансформаторов
Рис. 1. Ранжирование по состоянию
Одним из основных принципов ранжирования является получение необходимой информации без отключения трансформаторов от сети (при необходимости в отдельных случаях могут изменяться их нагрузочные режимы).
Главная часть информации о состоянии активной части трансформатора получается в ходе проведения полевой диагностики и специфических анализов масла, позволяющих получить представление о степени развития процессов деструкции основных элементов активной части (в первую очередь изоляционной системы). Большое внимание уделяется оценке самого масла, так как именно масло во многом определяет работоспособность изоляционной системы трансформатора в целом.
Важную часть составляет анализ конструктивных особенностей трансформаторов и их комплектующих узлов, во многом предопределяющих возможные причины появления дефектов и отказов трансформаторов.

Технология проведения работ

Работы по ранжированию трансформаторов включают следующие этапы (рис. 2):

  1. сбор и анализ данных по эксплуатации трансформаторов (начальное ранжирование);
  2. измерения и анализы на месте установки трансформатора;
  3. специальные испытания отдельных трансформаторов для подтверждения выявленных дефектов (только в случае крайней необходимости);
  4. аналитическую обработку результатов испытаний и анализов, включая анализ особенностей конструкции, аварийности трансформаторов аналогичной конструкции и условий эксплуатации (окончательное ранжирование);
  5. подготовку и выпуск отчета с результатами ранжирования и предложениями по дальнейшей эксплуатации, ремонту или замене трансформаторов.

Блочная схема методологии ранжирования
Рис. 2. Блочная схема методологии ранжирования

Непосредственно на месте установки трансформатора выполняются следующие работы:

  1. внешний осмотр с заполнением опросного листа, фотография трансформатора и обнаруженных дефектов;
  2. тепловизионное обследование трансформатора и его основных узлов;
  3. виброакустическое обследование трансформаторов - оценка прессовки обмоток и магнитопровода, состояния маслонасосов;
  4. регистрация частичных разрядов электрическим методом и локация их очагов акустическим методом (особенно при обнаружении характерных газов);
  5. анализ растворенных газов и воды в масле из бака трансформатора и бака контактора РПН;
  6. измерение распределения напряженности магнитного поля по поверхности бака трансформатора;
  7. сканирование ЭМИ вблизи вводов трансформатора с целью выявления возможных ЧР в изоляции вводов;
  8. оценка эффективности системы охлаждения по данным тепловизионного обследования и измерений скорости и объема протекания масла;
  9. отбор проб масла из бака трансформатора и бака контактора РПН для штатных и специальных лабораторных исследований масла.


В исключительных случаях для подтверждения наиболее опасных дефектов, обнаруженных на предварительной стадии обследования, могут проводиться следующие специальные испытания трансформаторов, в основном без отключения трансформатора:

  1. контрольный прогрев трансформатора;
  2. контроль трансформатора в режиме максимально возможной нагрузки и в режиме холостого хода;
  3. отбор проб масла из маслонаполненных вводов;
  4. локация частичных разрядов электрическим методом с установкой специальных устройств присоединения.

Обработка результатов испытаний трансформаторов и анализов масла производится группой экспертов с учетом действующей нормативно-технической документации и специальных алгоритмов анализа, включая различные специализированные экспертно-диагностические системы.

Результаты ранжирования

За 2009 г. с целью проведения ранжирования обследовано около 100 ед. автотрансформаторов и трансформаторов МЭС Сибири и Востока, причем обследование последних 65 ед. оборудования МЭС Сибири тремя бригадами Новосибирской СПБ были проведено всего за три недели. Необходимость таких работ была обусловлена прежде всего ограниченным временем на проведение диагностики линий и ПС измененного транзита электроэнергии, связанного с событиями на СШГЭС, перед вхождением в особые условия ОЗП 2009-1910 гг.
Для оценки состояния применена методология функциональной диагностики с ранжированием оборудования по фактическому состоянию.
Основная диагностическая информация была получена по данным полевой диагностики, а также анализа конструкции и систематизированного опыта эксплуатации. Средний возраст трансформаторов 15-20 лет. Наиболее старый - AT типа АТДЦТГУ-120000/220 выпуска 1965 г.
Выявлено, что трансформаторы не имеют необратимых повреждений основных узлов, препятствующих возможности продолжения эксплуатации. По данным расчетных оценок и измерений, после 15-20 лет работы значительный износ изоляции обмоток не предполагается, хотя в отдельных трансформаторах отмечаются симптомы аномальной деструкции, требующие дополнительного обследования.
Вместе с тем практически во всех трансформаторах обнаружены различные дефекты, в основном обратимого характера, которые не предполагались по данным традиционных (нормированных) испытаний; три единицы потребовали серьезных мер по устранению дефектов, вплоть до капитального ремонта.
Характерные причины местных перегревов и образования горючих газов в масле связаны с наличием контуров в потоке рассеяния, а также перегревом контактов отводов и РПН. Вызывают озабоченность повторяющиеся дефекты контактных систем ПУ зарубежных изготовителей, прекративших производство. Во многих случаях обнаружено значительное старение масла, загрязнение поверхности изоляции продуктами старения и износа маслонасосов, увлажнение изоляции трансформаторов с «открытым дыханием». В таких трансформаторах предполагаются существенное снижение импульсной прочности и ускорение процессов старения. Типовые капремонта, как правило, являются малоэффективными, а в ряде случаев приводят к ухудшению состояния изоляции. Для восстановления состояния изоляции требуются регенерация ее, очистка и сушка с применением регенерационных масел.
Программа продления срока службы должна включать также частичную модернизацию и внедрение средств мониторинга и диагностики под напряжением. Требуются также специальные работы по восстановлению и ли замене отдельных вводов.

Заключение

Ранжирование по состоянию позволяет классифицировать парк оборудования по признаку надежности с помощью анализа конструкции, условий эксплуатации и функциональной полевой диагностики. При этом учитываются влияние дефектов на снижение запасов прочности, чувствительность конкретного трансформатора к данному дефекту, вероятность развития дефектного состояния до полного отказа.
Опыт Новосибирской СПБ при проведении ранжирования показал высокую эффективность данного метода при продлении ресурса силового трансформаторного оборудования.

 
« Разрушение изоляции оборудования - частичный разряд   Распределительные устройства сверхвысокого напряжения »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.