Продление срока службы силовых трансформаторов. Новые виды трансформаторного оборудования. СИГРЭ-2002
На очередной, 39 сессии СИГРЭ значительная доля докладов, относящихся к эксплуатации электрооборудования энергосистем, была посвящена проблемам силовых и измерительных трансформаторов. Доклады проходили не только в рамках заседаний Исследовательского комитета 12 (трансформаторы), но и ИК-14 (силовая электроника), ИК-15 (электротехнические материалы), ИК-23 (подстанции) и ИК-33 (координация изоляции).
Обсуждались такие проблемы, как методы обследования трансформаторов и принятие решения об их реконструкции или замене, оценки старения изоляции, возможности улучшения состояния изоляции (в особенности для трансформаторов с большими сроками службы), продления срока службы, выявления в процессе эксплуатации дефектов. Два доклада были посвящены таким видам трансформаторного оборудования, как фазоповоротные трансформаторы и управляемые шунтирующие реакторы.
Во второй части обзора освещаются проблемы старения изоляции, методы улучшения ее состояния и продления срока службы, дефекты, возникающие во время работы, другие виды трансформаторного оборудования.
Оценка старения изоляции. Исследовательские организации в Германии и Швейцарии анализировали процесс старения изоляции под воздействием электрических, химических, тепловых и механических нагрузок (доклад 12-101). Показано, что старение изоляции в высшей степени зависит от режимов работы трансформатора.
Степень деградации бумажной изоляции при старении непосредственно определяется по коэффициенту полимеризации DP. Для новой целлюлозы DP составляет около 1100 ед. Сокращение длины молекулы целлюлозы при деградации снижает DP примерно до 200 ед. В этом состоянии целлюлоза становится ломкой и резко уменьшается ее сопротивление механическим воздействиям.
Ключевую роль в старении играет увлажнение, вода - катализатор этого процесса. Знание степени увлажнения твердой изоляции и масла является основой для принятия решения о дальнейших профилактических мероприятиях, в том числе, сушки активной части на месте установки трансформатора. Непосредственно влага в образцах изоляции определяется по методу Карла Фишера. При косвенной оценке увлажненности изоляции в целом комплексный характер миграции влаги требует использования разных параметров состояния изоляции, например, проводимости масла, tg δ и коэффициента абсорбции изоляции.
В развитие этих исследований разработан метод анализа токов поляризации и деполяризации, позволяющий оценить степень увлажнения твердой изоляции без вскрытия трансформатора.
Проблема повышения эксплуатационной надежности силовых трансформаторов с состаренной изоляцией рассматривалась также специалистами Австралии (доклад 15-303). Важнейшим считается организация эффективного контроля состояния изоляции, разработки новых методов контроля, определяющих степень старения изоляции.
В основу исследований процесса старения изоляции положена методика определения старения в эксплуатации, разработанная рабочей группой СИГРЭ РГ 15.11. Методика предполагает проведение опытов на моделях и образцах изоляции. Разработаны четыре вида опытов: для изоляции измерительных трансформаторов, для трансформаторного картона (изучение явления ползущего разряда), для стержней обмоток электрических машин и для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена.
В Квинслендском университете (Австралия) проводятся исследования методов оценки состояния изоляции трансформаторов. Цель исследований - разделение влияния старения и увлажнения на деградацию изоляции (доклад 15-304). Непосредственно деградация изоляции определяется по коэффициенту полимеризации DP целлюлозы, косвенно - по результатам ГХА проб масла и концентрации в нем фуранов. Оценка степени старения и увлажнения изоляции проводится новыми методами, основанными на измерениях поляризационных явлений в изоляции. Такие методы не требуют вскрытия трансформатора и необходимы при переходе к стратегии ухода по состоянию для трансформаторов с большим сроком службы.
Специалистами из Югославии (доклад 12-113) проведены исследования возможностей продления срока службы трансформаторов и повышения надежности их работы. Анализировался механизм старения маслобумажной изоляции и влияние продуктов распада на этот процесс. Установлено каталитическое воздействие металлов на процесс теплового старения, а на более поздних стадиях старения - возрастающее влияние продуктов деструкции (вода, кислород, кислоты). Опыты показали, что в процессе старения количество влаги в изоляции увеличивается за 8 лет до 4% при рабочей температуре 100°С и за 18 лет до 3% при температуре 90°С.
Измерения коэффициента DP образцов бумаги, отбираемых при ремонтах со вскрытием, показали, что состояние бумаги, омываемой маслом, при возрасте трансформаторов 15 лет и больше часто хуже, чем бумаги, контактирующей с медью. Отсюда делается вывод о сильном влиянии продуктов старения на этот процесс. Предлагается методика очистки изоляции трансформаторов от продуктов старения.
Компания Siemens AG провела исследования возможности определения степени старения изоляции трансформаторов по содержанию фурановых соединений, растворенных в изоляционном масле (доклад 15-302).
Первой задачей исследований было определение корреляции концентрации фуранов в масле с коэффициентом полимеризации твердой изоляции DP, которая непосредственно связана с механической прочностью бумаги. Так, снижение прочности бумаги на разрыв до 50%, принимаемое характерным для конца срока службы, соответствует снижению DP до 30 - 50% начального значения.
Приводимые разными авторами формулы корреляции между DP и фуранами (чаще всего измеряемым фураном является фурфуральдегид 2FAL) заметно различаются. Так, разброс значений DP, рассчитанных по разным формулам, при концентрации 2FAL 10 мг/кг составляет 150 - 350 ед., при 1 мг/кг - 430 - 600 ед. Опыты в лаборатории Siemens дали зависимость, близкую к средней, разбросы для реальных образцов бумаги соответствуют примерно ± 75 ед. DP при тех же концентрациях 2FAL.
Таким образом, связь между концентрацией фуранов и значением DP существует, но точной корреляции между ними нет. Причиной этого является влияние на концентрацию фуранов не только степени деградации изоляции, но и других факторов. Это показали опыты при разных температурах и разных циклах старения.
Известно, что фурфуральдегид термически нестабилен и чувствителен к кислороду - при воздействии этих факторов он легко превращается в другие вещества. Поэтому концентрация 2FAL в масле определяется равновесием между его образованием и деградацией при данной температуре. Поскольку температура определяет этот процесс, на него влияет режим работы и наличие влаги, от которой зависит распределение фуранов между маслом и твердой изоляцией.
Значительное влияние оказывает марка масла. Замена масла приводит к снижению на определенное время концентрации фуранов, но после установления равновесия достигается начальная концентрация. Присадки повышают термостабильность бумаги и замедляют образование фуранов, термостойкая бумага вообще образует гораздо меньше фуранов, чем обычная.
Влияние конструкции на концентрацию фуранов определяется соотношением объемов бумаги и масла, а также условиями охлаждения.
Определялась деградация фуранов под воздействием температуры в присутствии воздуха: снижение концентрации 2FAL при 60°С за 10 недель составило 92% начального значения, при 90°С - 44%. Опыты на модели с отношением масло:бума- га, равным 1:10, показали, что шестичасовые циклы при 130°С снижают концентрацию 2FAL через 7 недель до нуля. При смене масла в модели процесс возвращения к первоначальной концентрации 2FAL длился 2 недели.
Все полученные фирмой Siemens и другими авторами зависимости могут применяться для оценки DP и степени старения бумаги. Однако только полный комплекс параметров (ГХА, кислотное число масла, влажность масла и целлюлозы и др.), сравнение с исходными данными и анализ тенденций изменения дают возможность оценить срок службы изоляции.
Сама по себе концентрация 2FAL в сочетании с результатами ГХА и измерениями кислотности масла дает ценную информацию о состоянии твердой изоляции. Скорость образования 2FAL при контроле трансформатора в работе также может дать ценную информацию о перегреве изоляции, например, при повреждениях системы охлаждения.
Контроль фуранов часто является единственной приемлемой альтернативой измерению коэффициента DP изоляции, требующему отбора проб бумаги и картона из трансформатора.
В докладе специалистов энергокомпаний Великобритании и фирм - изготовителей трансформаторов (Alstom и “Hawker Siddeley”) анализируется влияние факторов экономики и надежности на решение относительно допустимого срока службы трансформаторов (доклад 12-115). Продление срока службы осуществляется применением специальных конструктивных решений уже при создании трансформатора, организацией регулярного контроля состояния при работе, своевременной реконструкцией.
Важнейшим параметром оценки экономичности эксплуатации трансформаторов являются капитализированные потери, рассчитанные за весь срок службы трансформатора. Экономическая модель процесса эксплуатации показывает, что учет капитализированных потерь говорит о примитивности коммерческого подхода с минимизацией капитальных вложений. Учет этого параметра дает возможность существенной экономии по отношению к начальной стоимости за счет снижения потерь за весь срок службы трансформатора.
Пример современного конструктивного решения - выполнение трансформатора с раздельными отсеками бака для обмоток и устройства РПН. При этом снижается повреждаемость трансформатора, стоимость ремонта при повреждениях, ущерб от аварийных выходов из строя, который важно точно оценить.
Внедрение регулярного контроля состояния трансформатора трудно оценить экономически. Однако для трансформаторов, в которых можно предполагать наличие развивающихся дефектов, оценку эффективности мониторинга можно дать на основе расчета экономии от внезапных выходов из строя. Реально, например, рассчитать экономию от ежегодного проведения ГХА, предупреждающего катастрофические аварии.
Реконструкция трансформатора до истечения срока службы может рассматриваться как продление остаточного срока службы в нормальном режиме работы в течение следующих 10 лет. Наибольшая неуверенность экономической оценки реконструкции не в ущербе от повреждения, а в оценке необходимых мероприятий по продлению срока службы.
Несмотря на имеющиеся неопределенности в оценке расходов и выгод, экономическая модель облегчает принятие решения относительно срока службы трансформаторов.
Специалисты национальной индийской сетевой компании “Power Grid” посвятили свой доклад оценке допустимого срока службы измерительных трансформаторов тока (ТТ) СВН на основе контроля их состояния в работе (доклад 23-304).
Индийская компания “Power Grid” транспортирует около 40% передаваемой мощности страны, ее 68 подстанций имеют более 300 ТТ СВН. Срок службы их составляет от 12 до 18 лет. За последние 6 лет было 26 повреждений ТТ из-за ухудшения состояния первичной изоляции. Во всех случаях аварии тщательно анализировались с применением комплекса методов контроля состояния ТТ: измерения емкости, тангенса угла диэлектрических потерь и сопротивления изоляции, обследования с помощью тепловизора. Особенно эффективным считается применение газохроматографического анализа масла из ТТ.
Во время работы ТТ допускается увеличение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции на 0,1% в год (обычно значение этого параметра 0,2 - 0,3%). Анализ зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от температуры показывает, что нормальное значение температурного коэффициента находится в пределах от 0,015 до 0,03. Его увеличение более 0,3 считается сигналом об опасности эксплуатации.
Важный фактор для оценки состояния изоляции - коэффициент абсорбции R60/R15.
Однозначным признаком дефекта внутри ТТ является рост содержания газов в масле, оценка производится по рекомендациям МЭК 60599.
Ускоренное старение изоляции выявляется контролем увлажнения масла и бумаги. Рост емкости изоляции более чем на 1% в год считается слишком высоким. Контролируется также давление азота в ТТ с азотной подушкой.
Подробному обследованию были подвергнуты 15 ТТ 420 кВ, 2 кА трех заводов-изготовителей: измерялись емкость и тангенс угла диэлектрических потерь на напряжении 10 кВ, определялись значения R60/R15 и R60, параметры масла оценивались по рекомендациям МЭК 60422, анализ газов в масле - по МЭК 60599. Для отбора проб масла был разработан специальный маслоприемник.
Почти все параметры ТТ были в норме, тепловизионное обследование дефектов не выявило. В результате обследования был сделан вывод, что 12-18 лет работы не являются предельным сроком службы этих трансформаторов тока.
Улучшение характеристик изоляции и продление срока службы. Большой опыт по улучшению характеристик трансформаторов, отслуживших срок службы выше номинального, освещен в докладе НПО “Техносервис-Электро” (доклад 12-102).
Показаны возможности продления срока службы трансформатора, которые открывают оптимальная технология ремонта и восстановление свойств изоляции после длительной работы.
Технология ремонта трансформаторов с большим сроком службы должна учитывать особенности обработки старой изоляции. При сушке и вакуумировании коэффициент DP изоляции снижается, что ведет к снижению механической прочности и остаточного срока службы. Сушка старой изоляции до уровня влаги менее 0,5% ведет к хрупкости изоляции. Подпрессовка до исходных значений также может привести к повреждениям. Сушка изоляции без ее предварительной очистки может
привести к повреждениям после ремонта. При загрязнении масла частицами углерода необходима его очистка, применение фильтров с ячейками размером 5 мкм недостаточно.
Получен опыт восстановления свойств старой изоляции (очистка, сушка, частичное восстановление прессовкой) с применением промывки моющим средством - смесью масла с жидкостью Midel 7131 и сушки. Жидкость Midel 7131 обладает способностью поглощать влагу в 200 раз больше, чем масло.
На примере ремонта с сушкой и промывкой трансформатора типа ТДГ-40500/110, отработавшего 44 года, показано значительное снижение влажности изоляции, улучшение электрических характеристик, повышение DP c 200 - 240 до 320 - 380 ед.
Механические свойства изоляции оценивались в соответствии со следующей шкалой: первый класс - эластичная изоляция, не повреждающаяся при сгибе на 180°; второй класс - жесткая изоляция, но еще не повреждающаяся при сгибе на 180°; третий класс - ломкая изоляция, разрывающаяся при сгибе на 180°, четвертый класс - ветхая изоляция, разрывающаяся при сгибе на 180°.
После такой обработки трансформатора типа ТДГ-40500/110 твердая изоляция в наиболее состарившихся местах перешла из четвертого класса в третий, в менее состарившихся - стала соответствовать второму-третьему классам.
По мнению докладчиков, объем ремонта должен включать комплексное обследование трансформатора; установку нужного оборудования; вскрытие бака и подпрессовка до 60% начального значения усилий сжатия; реконструкцию и замену устаревших деталей в требуемом объеме; подготовка масла и сорбентов; промывка и сушка.
Для трансформаторов с наработкой 35-40 лет определена оптимальная концентрация добавок, степень вакуумирования, продолжительность промывки, вакуумирования и нагрева. При этом восстанавливается работоспособность, продлевается срок службы. Считается, что эксплуатация трансформатора после 50 лет опасна. Стоимость наиболее сложного ремонта составляет до 10% стоимости трансформатора.
Анализ влияния продуктов распада изоляции на ее старение, проведенный специалистами из Югославии (доклад 12-113), показал возможность продления срока службы и повышения надежности работы трансформатора при очистке масла от этих продуктов.
Для очистки применены новые методы экстракции воды, кислорода, перекисей, радикалов, кислот и остатков полярных молекул из маслобумажной изоляции.
Регенерация маслобумажной изоляции осуществляется поглощением из масла всех полярных молекул специальными сорбентами, нейтральными по отношению к маслу. При циркуляции масла в баке вымывающиеся из твердой изоляции продукты старения выделяются в масло (процесс ускоряется при росте температуры и разницы в нагреве масла и обмотки). После насыщения абсорбента примесями он реактивируется с полным окислением кислорода до СO2 и Н2O, далее абсорбент возвращается в оборот масла, это повторяется через 3-10 сут. в зависимости от состояния изоляции. Реактивация может повторяться 300 - 500 раз.
Процесс регенерации изоляции применяется как для работающих трансформаторов с большим сроком службы, так и для защиты новых трансформаторов от ускоренного старения. Восстановление свойств изоляции старых трансформаторов занимает от 15 до 90 дней (в зависимости от состояния изоляции), во время процесса обновления установка выделяет из масла от 10 до 60 л воды.
При защите новых трансформаторов замена адсорбента производится каждые 6-12 мес (в зависимости от режима работы). Процесс полностью автоматизирован, замкнутый, не влияющий на окружающую среду, контролируемый и управляемый на расстоянии, не представляет опасности для трансформатора, режима работы, систем защиты.
В докладе приведены примеры глубокой очистки изоляции силовых трансформаторов мощностью 150-400МВ-А с контролем состояния масла и оценкой состояния изоляции до и после очистки.
Опыт четырех европейских стран (Дания, Германия, Норвегия, Швеция) по очистке масла на работающих трансформаторах приводится в докладе специалистов компании АВВ (12-103).
Используется широко и давно применяющийся метод очистки масла с помощью земли Футтера, однако прямо во время работы трансформатора. В Северной Европе очистка масла на работающих трансформаторах применяется с 1995 г.
В докладе показано, что сначала очистка дает большой эффект, улучшая все характеристики масла до уровня нового масла. Процесс улучшения длительный. Лишь продукты деградации изоляции ограничивают эффект очистки. Во время первых месяцев после очистки несколько растет тангенс угла диэлектрических потерь масла, ухудшается цвет и снижается коэффициент поверхностного натяжения масла. Ухудшения кислотного числа и пробивной прочности масла остаются незначительными в течение нескольких лет.
Стабильность масла к окислению достигается присадками, однако следует учитывать, что они имеют срок службы и необходимо своевременно их обновлять.
Установлено, что сочетание очистки масла с осушкой и дегазацией дает лишь временный эффект: из твердой изоляции при этом удаляется только поверхностная влага. Влага в толще изоляции остается и в процессе установления равновесия со временем снова выравнивается по толщине, а электрические характеристики изоляции возвращаются к прежним значениям.
Практика ремонта крупных силовых трансформаторов на месте установки освещается в докладе специалистов компании АВВ на примерах из Южной Америки (12-114).
Ремонт силовых трансформаторов ВН на месте установки обладает целым рядом преимуществ, ограничения для крупных трансформаторов налагает в основном технология разборки. В последнее время доказано, что на месте можно ремонтировать и трансформаторы СВН, включая полную разборку активной части - обмоток и сердечника. Решение о ремонте на месте принимается с учетом технических возможностей, ограничений по времени ремонта, стоимости потерь и расходов на транспортировку.
Одним из первых примеров ремонта на месте установки был ремонт трансформатора мощностью 1300 МВ-А на напряжение 345 кВ в 1976 г. в США. В Южной Америке после 1992 г. на месте установки был произведен ремонт 85 силовых трансформаторов мощностью от 30 до 440 МВ-А, на напряжения от 115 до 765 кВ разных заводов- изготовителей. После 1992 г. наработка отремонтированных трансформаторов в этом регионе составила 194 трансформаторов-лет.
В докладе приведены критерии для решения проведения ремонта на месте установки, особенности технологии такого ремонта, опыт сушки и испытаний трансформаторов СВН в Бразилии и Южной Америке. Высказаны соображения о контроле состояния трансформаторов в работе, помогающем принять решение о ремонте, об особенностях проведения ремонта и реконструкции трансформаторов в зависимости от условий в энергосистеме.
Опыт последнего десятилетия показывает возможность ремонта и реконструкции на месте установки не только трансформаторов малой и средней мощности, но и крупных трансформаторов. Такое решение имеет высокую техническую и экономическую эффективность.
Важнейшим фактором для обеспечения высокого качества, надежности и экономичности трансформаторов является целенаправленное конструирование. Этому посвящен доклад специалистов компании “VA TECH Peebles Transform. Ltd.”, Великобритания (12-109).
В настоящее время разработка трансформаторов ведется в условиях жесткой конкуренции, с очень высокими требованиями к качеству и надежности. Проектирование оптимизируется в направлении уточнения расчетов, детальной их проверки. Это должно начинаться на самой ранней стадии проектирования для повышения вероятности создания надежных трансформаторов. В докладе показаны конкретные примеры проектирования, в том числе, выбор конфигурации межобмоточной изоляции, оптимизации конструкции системы изоляции в целом.
Высокая точность определения распределения напряжений внутри трансформатора с высокой разрешающей способностью по объему достигнута применением интеллектуальных средств проектирования.
Для эффективной оценки риска возникновения опасных напряжений исследуются связи диэлектрических процессов с конфигурацией изоляции и переходными процессами с перенапряжениями. Оценка риска опирается на знание вероятности повреждения и его механизма, полученное при опыте работы трансформаторов подобных конструкций и при подобных режимах работы.
В докладе показано, что представительная статистика пробоев с учетом разницы в конструкции трансформаторов и условиях их испытаний позволяет осуществить “управление риском повреждения” уже в процессе проектирования.
Один из вопросов оптимального конструирования освещен в докладе специалистов исследовательского отдела компании ELMACO, Египет (доклад 12-105).
Перед проектировщиками была поставлена задача - минимизировать потери от вихревых токов в обмотках трансформаторов. Для ее решения проводился анализ влияния потоков рассеяния на вихревые токи в меди обмоток. Получены расчетные формулы с учетом влияния конструкции трансформатора: размеров окна сердечника, индукции в сердечнике, толщины проводников в обмотках.
При конструировании использован трехмерный анализ электромагнитных процессов в сочетании с методом конечных элементов. Комплекс расчетных программ на основе интегральных уравнений доступен для конструкторов и проектировщиков трансформаторов. Приведено сравнение расчетов по эмпирическим формулам, применявшимся до сих пор с результатами использования новых компьютерных программ. Это сравнение показало, что новые программы повышают точность расчетов и применимы для разной геометрии обмоток и сердечника.
