Силовые трансформаторы - СИГРЭ-2002 - Реконструкция или замена

Принятие решения о реконструкции или замене трансформатора.

Заключительному этапу диагностики, принятию решения о том, что делать с трансформатором, имеющим дефекты, посвящен доклад специалистов компании “Electricite de France”, управления электрическими сетями RTE, фирм Alstom и “VATECH” (доклад 12-111).
Для принятия решения о продолжении работы, ремонте или выводе из эксплуатации во Франции разработан разный подход к блочным, сетевым и распределительным трансформаторам. В докладе рассмотрен подход к первым двум группам на примерах блочных однофазных трансформаторов
EDF и подстанционных трехфазных трансформаторов RTE.
Риск повреждения трансформатора зависит от методов ухода, контроля и оценки состояния. Периодичность мероприятий по уходу для этих двух групп трансформаторов приведена в таблице.
В состав методов непрерывного контроля входят анализ содержания газов с помощью датчика Hydran, регистрация переходных процессов, использование других, более сложных систем.
Регулярно проводится анализ газов, растворенных в масле.
В объем обследований входят осмотр, измерения частичных разрядов, снятие частотных характеристик обмоток, определение перегревов тепловизором, осмотр, обычные измерения электрических параметров: емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, сопротивлений изоляции и обмоток, полных сопротивлений обмоток, тока холостого хода и др. В случае разборки поврежденного трансформатора определяется коэффициент полимеризации бумаги DP.
Все необходимые средства для обследования трансформатора на месте установки имеет Национальный центр диагностики трансформаторов (CNDT).
Принятие решения по поврежденному трансформатору учитывает прямые расходы на восстановление изоляции, косвенные расходы на отказ в работе, частично - влияние удаления подстанции от центров потребления.
Подход к решению различен для этих двух типов трансформаторов; возможные варианты: превентивный уход за “здоровыми” трансформаторами, наблюдение за режимом и непрерывный контроль трансформаторов в сомнительных случаях, устранение дефектов, реконструкция и вывод трансформаторов из эксплуатации. Отмечается, что трансформаторы АЭС, отработавшие по 25 лет, не показывают признаков старения. Однако за ними следует внимательно наблюдать, потому что их выход из строя приведет к очень серьезным последствиям.
В докладе приводится последовательность действий при выявлении дефектов в работе, варианты принятия решения. Разный подход иллюстрирован представительной выборкой дефектов.
Один из примеров показывает решение о ремонте трансформатора 300 МВ-А, 400/220 кВ на основании результатов анализа частотной характеристики обмоток при обследовании.
В докладе специалистов компании АВВ и шведских энергокомпаний (12-108) также рассмотрен подход к решению о замене или ремонту трансформаторов на основе оценки их состояния в работе.
В прошлом такая оценка производилась в основном по предыстории нагрузок трансформатора, но такой подход является слишком узким. Учитываться должны все опасные воздействия на трансформатор: тепловые (старение бумаги, всей изоляционной системы, нагрев сердечника), электрические (перенапряжения), воздействия коротких замыканий и перегрузок.
Для объективности оценки применено ранжирование по состоянию, в основе которого лежит следующая система:
ранжирование проводится по трем группам степени общего старения всех узлов, по трем группам, соответствующим интенсивности нагрева сердечника, по трем группам, отражающим состояние электрических характеристик, в ранжировании по механическим усилиям имеется шесть групп по радиальным усилиям, шесть - по аксиальным, пять групп ранжируют трансформаторы по возможности КЗ в сети, по кратковременным (пять групп) и долговременным перегрузкам (шесть групп). В зависимости от местных условий работы в этих группах учитывается возможность появления местных перегревов и пузырьков в масле;
полное ранжирование трансформаторов по их рабочему состоянию определяется по совокупности оценок по отдельным группам. Ранжирование особенно полезно для определения очередности вывода трансформаторов в ремонт.
Система ранжирования проверялась сначала на блочных трансформаторах, в последнее время ранжировались 13 сетевых трансформаторов на напряжение 220 кВ мощностью 75 - 500 МВ-А, отслуживших от 13 до 30 лет, все трансформаторы, кроме одного, имели РПН.

Практика ранжирования показала, что тепловым старением изоляции практически можно пренебречь, поскольку обычно трансформаторы сильно недогружены. У четырех трансформаторов выявлено старение масла. Электрические характеристики во всех случаях были в норме.
Значительное различие имелось по группам ранжирования, отражающим воздействия КЗ и перегрузок в прошлом.
Процедура оценки опирается на аппарат нечеткой (fuzzy) логики, позволяющий полнее представить функциональные зависимости воздействий и их последствий. Особенно важно это для трансформаторов с большим сроком службы. Правила используемой экспертной системы содержат сопоставление норм и получаемых при обследовании данных с помощью аппарата нечеткой логики.
Практическим выводом обследований с ранжированием для наиболее уязвимых к опасным воздействиям трансформаторов является переход к ремонтам по состоянию вместо ремонтов по графику, с индивидуальным подходом к каждому трансформатору. Особенно это важно для трансформаторов с большой наработкой, требующих продления срока службы. Условия дерегулирования в энергетике требуют, чтобы замена или реконструкция старых трансформаторов была произведена в ближайшее время.
Авторы доклада отмечают, что определение остаточного срока службы в годах сложно и практически невозможно - надо знать будущие воздействия на трансформатор. Другой подход реален - оценка состояния трансформатора и определение риска его повреждения на основе сравнения с другими трансформаторами - ранжирование группы трансформаторов по этим параметрам.
Подход компании АВВ (Швейцария и США) к решению о продолжении эксплуатации, выводе в ремонт или замене трансформатора осуществляется на основе концепции “Asset Management” - управление затратами и прибылями в эксплуатации (доклад 12-106). Помимо анализа результатов обследования состояния каждого трансформатора производится экономическая оценка разных возможностей восстановления состояния трансформатора, продления срока службы, рассчитываются экономические затраты на оставшийся срок службы. Схема применения концепции: оценка в работе (история работы, оценка состояния, анализ конструкции, расчет экономического риска); альтернативные мероприятия (ревизии, ремонт и повышение мощности, замена, непрерывный контроль, контроль живучести); расчет потерь и доходов.
Анализируются риск повреждения и расходы, связанные с изменением режима работы. Риск повреждения определяется ускоренным старением, недостаточной прочностью к КЗ, высокими скоростями масла в обмотке, слабостью прессовочных элементов обмотки и сердечника, несовершенством конструкции бака. Главное - определение риска для устаревших конструкций трансформаторов с наработкой 30 лет и больше.
Поскольку влажность изоляции и качество масла играют решающую роль в старении, предусматривается замена масла, применяется новый метод сушки трансформаторов с подогревом обмоток на пониженной частоте.
Экономическая оценка альтернативных вариантов показала, что наиболее выгодный сценарий для продления срока службы трансформатора с оставшихся 5 до 15 лет - реконструкция существующего парка с введением непрерывного контроля состояния. Вариант без непрерывного контроля дешевле, но менее выгоден; вариант с реконструкцией и установкой резервного трансформатора дороже; вариант с реконструкцией, резервным трансформатором и непрерывным контролем - самый дорогой. Составляющие затрат для этого варианта: доля стоимости обследования - 5%, ремонта и реконструкции - 31%, системы непрерывного контроля - 14% и установки резервного трансформатора - 50%.
Применение концепции “Asset Management” показано на примере обследования группы давно работающих трансформаторов на промышленных предприятиях с целью определения возможности догрузить их на 10%. Ранжирование трансформаторов проводилось по степени риска повреждения, определяемого по результатам обследования.
В докладе специалистов сетевой компании и исследовательских организаций Польши (12-104) освещается методика определения состояния трансформаторов 400 и 220 кВ, принятая в сетях этой страны. Основной задачей оценки состояния является повышение коэффициента готовности парка силовых трансформаторов.
Наиболее сложный вопрос, стоящий перед эксплуатационным и ремонтным персоналом - что выбрать: реконструкцию или замену трансформатора. Замена резко ограничивается экономическими и техническими возможностями. Во многих случаях экономически выгодно вместо замены трансформатора провести его реконструкцию.
Примером могут служить автотрансформаторы мощностью 160 МВ-А на напряжения 220/110 кВ. Первые такие машины установлены в начале 60-х годов, некоторые из них повреждались и успешно реконструировались при ремонте. Другим примером служит серия блочных трансформаторов 240 МВ-А, 110/400 кВ. Несколько лет назад принято решение о реконструкции этой серии с повышением мощности до 270 МВ-А. На сегодняшний момент реконструкция этих трансформаторов значительно дешевле замены.
Отмечается, что одним из факторов, усложняющих принятие решения о состоянии трансформатора, является сложность выявления комбинированных дефектов в трансформаторе, например, сочетания дугового разряда в обмотке и перегрева сердечника.