Силовые трансформаторы - СИГРЭ-2002

Обследование состояния силовых трансформаторов. СИГРЭ-2002

Алексеев Б. А.

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 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.
В первой части обзора освещаются методы обследования и особенности принятия решений дальнейшей судьбы трансформатора.

Методы обследования состояния трансформаторов.

Доклад ведущих фирм и ряда энергокомпаний Японии (12-107) посвящен усовершенствованию методики обследования трансформаторов. При высокой энергоплотности Японии необходима высокая надежность электрических сетей и станций, поэтому ведущая роль принадлежит трансформаторам. Актуальная проблема - старение парка трансформаторов Японии, где 686 трансформаторов на межсистемных связях, или 24% общего числа, работают более 30 лет.

Сроки службы трансформаторов межсистемных сетей Японии приведены далее.

В докладе рассматриваются анализ старения, критерии оценки, экономическая оценка профилактики, примеры замены и реконструкции, позволяющие продлить срок службы трансформаторов. Анализ надежности включает исследование причин выхода из строя, выявленных дефектов и исследование мест повреждения в трансформаторе.
Приведена методика оценки состояния изоляции на основе результатов газохроматографического анализа масла (ГХА). Содержание газов и нормируемые значения приведены далее.

Приняты три уровня состояния.
Первый уровень - если содержание газов не превосходит нормируемых значений, то состояние трансформатора нормальное.
Второй уровень - если С2Н2, С2Н4 и количество горючих газов больше нормы, то возможны дефекты в трансформаторе.
Третий уровень (опасный) - если С2Н2 больше 5 · 10-6 отн. ед., С2Н4 больше 100 · 10-6 отн.ед. и горючих газов больше 700 · 10-6 отн. ед. или, если С2Н4 больше 100 · 10-6 отн. ед. и рост горючих газов больше 70 · 10-6отн. ед/мес, то наличие дефектов в трансформаторе явное.
Характер дефекта определяется несколькими методами:
по графику концентраций: по оси х - характерные газы, по оси у - относительные их концентрации (за 1,0 принята концентрация наибольшего по объему газа);
по критериям отношений газов - первая диаграмма: отношение C2H2/C2H4 в зависимости от С2Н4/С2Н6 определяет разряды и перегревы (ниже 300°С, выше 700°С и промежуточные температуры). Вторая диаграмма - С2Н2/С2Н6 в функции от С2Н2/С2Н4 определяет дуговые разряды, разряды высокой и низкой (ЧР) энергии, перегревы (ниже 300°С, выше 700°С и промежуточные температуры);
по характерным для разных дефектов газам - СО, СО2, С2Н2.
Если трансформатор по этим нормам вышел на второй или третий уровни, то проводится полная диагностика, результаты ГХА сравниваются с историей нагрузок, профилактики, испытаний и осмотров. Результаты обсуждаются с изготовителем трансформатора, решениями может быть более частое проведение ГХА или вскрытие и осмотр.
Важным параметром является коэффициент полимеризации DP образцов изоляции, изъятых при вскрытии. Поскольку электрическая прочность изоляции не зависит от срока службы, показателем износа считается механическая прочность, определяемая по величине DP. Эта зависимость определялась разными авторами. Снижение механической прочности в 2 раза соответствует снижению DP с начального значения 700 - 1000 ед. до 400 - 550 ед.
Было принято, что DP = 450 ед. соответствует первому и второму уровням состояния, а DP = 250 ед. - третьему, опасному.
На основании практических измерений на трансформаторах с различными сроками службы получена эмпирическая связь коэффициента деполимеризации DP со сроком службы трансформатора
DP (T ) = (1 -0,014T )DP (0),
где Т - время работы, лет; DP (0) - начальное значение DP.
Часто нет возможности вывести трансформатор из работы и тогда возможную степень старения бумаги определяют по продуктам старения, растворенным в масле: газам СО и СО2, а также фурановым соединениям. Полученные опытным путем данные приведены далее.

Для определенных по этим параметрам первому и второму уровням состояния (DP между 450 и 800) решение о дальнейших мерах производится с учетом срока службы, частоты и продолжительности отключенного состояния.
Для третьего уровня состояния (DP между 250 и 450) принимается решение о возможно более скором восстановлении качества изоляции.
Экономические реформы 90-х годов потребовали снижения расходов при эксплуатации трансформаторов без снижения их надежности. Усовершенствование системы профилактики, в первую очередь, заключается в замене проведения ревизий по расписанию на ревизии по рабочему состоянию. Приводится схема организации профилактики трансформаторов, связывающая состояние трансформатора с соответствующими мероприятиями в виде алгоритма действий.
Следующая ступень совершенствования ухода за трансформатором - профилактика, основанная на допустимой степени риска повреждения (RBM - Risk-Based Maintenance). Практический шаг по осуществлению такого ухода - расчет стоимости восстановления трансформатора на основе оценки старения его изоляции. Учитывается ущерб от повреждения, вероятность повреждения при DP больше 450 ед. принимается равной нулю, при DP меньше 250 ед. - единице. Вероятность повреждения при DP ниже 450 ед. принята как F = (450 - DP )/200. Используя приведенную связь DP со сроком службы трансформатора, рассчитываются расходы при разных уровнях DP c учетом вероятности КЗ. На их основе организовывается уход по системе RBM. Работы по уточнению определения срока службы и организации обследований для снижения общих затрат продолжаются.
Компания АВВ (Швейцария и США) совместно с другими организациями провела исследования, целью которых являлась оценка состояния трансформаторов, проработавших 10-40 лет, как часть процесса управления качеством и надежностью (доклад 12-106). В основе оценки лежит анализ конструкции и критических параметров, связанных с надежностью и сроком службы трансформатора: концентрация газов и фуранов в масле, состояние изоляции, воздействие КЗ на обмотки, история нагрузок, режимов работы и повреждений, принятый порядок предупреждающей профилактики.
Оценка состояния изоляции включает обычно применяемые методы: определение концентрации газов и фуранов в масле, коэффициента трансформации, сопротивления обмоток, диэлектрических характеристик изоляции. Наиболее достоверная оценка состояния твердой изоляции - по коэффициенту полимеризации DP образцов твердой изоляции из трансформатора. Методом, не требующим отбора проб, является определение концентрации фуранов в масле.
В качестве новых методов оценки состояния трансформаторов применяются анализ частотных характеристик (FRA - Frequency Response Analysis) для оценки деформации обмоток (сравнение с исходными характеристиками); измерения частотной характеристики диэлектрика - зависимость tg δ от частоты от 0,001 до 1000 Гц; акустические методы выявления частичных разрядов, измерения ЧР при возбуждении трансформатора повышенным напряжением на месте установки, анализ частиц в масле, измерения шума и вибрации. Дополнительными методами обследования являются применение тепловизоров и непрерывного контроля вводов.
На основе результатов обследования и с учетом экономических факторов принимается решение о дальнейшей судьбе трансформатора (концепция Asset Management).
В докладе отечественных специалистов (12-102) отражается опыт обследований трансформаторов и восстановления качества изоляции, полученный НПО “Техносервис-Электро”.
Из 200 тыс. работающих в России трансформаторов и шунтирующих реакторов на напряжение 110 кВ и выше, мощностью не менее 63 МВ-А более 40% выработали срок службы 25 лет. Необходимое при таких обстоятельствах поддержание работоспособности достигается при проведении обслуживания и ремонта не по расписанию, а по действительному состоянию трансформатора.
При комплексном обследовании трансформатора производится оценка состояния твердой изоляции (увлажнение, загрязнение, разрушение), магнитной системы (прессовка, потери, изоляция относительно бака), механического состояния обмоток (распрессовка, деформация), вводов, устройств РПН, контактов, масляного охлаждения, системы защиты от увлажнения и окисления масла, системы сигнализации и др. Для выбора комплекса методов обследования имеется таблица, показывающая эффективность применения разных методов для выявления различных видов дефектов.
Успех обследования определяется использованием многих методов диагностики как давно применяющихся, так и новых: измерения уровня ЧР, акустические методы, тепловидение, контроль вибраций, определение концентрации фуранов в масле, инфракрасная спектроскопия шлама и примесей и др. В докладе приводятся описание конкретных дефектов и методов их выявления, тепловые профили, полученные с помощью тепловизора.
Отмечается, что около 25% выходов из строя трансформаторов происходит за счет неверных действий оперативного и ремонтного персонала.
Высокую эффективность обследования состояния трансформаторов в работе показал опыт контроля 250 трансформаторов мощностью от 6,3 до 1000 МВ-А: срок службы 75% из них превышал 25 лет. Результаты оценки состояния показали, что 30% обследованных трансформаторов могут продолжать работу без принятия каких-либо мер, более частого контроля требуют 30%, улучшения состояния изоляции - 23%, капремонта - 15% и только в 2% случаев требуется замена трансформатора полностью.
Стоимость полного обследования составляет менее 1% стоимости трансформатора.
Разработка методики оценки увлажненности трансформатора, не требующей его вскрытия, проведена в последние годы рядом фирм и университетов Германии и Швейцарии (доклад 12-101).
В докладе рассмотрен метод анализа токов поляризации и деполяризации (PDC - Polarisation / Depolarisation Currents) как неразрушающий метод определения содержания влаги в твердой изоляции. При измерениях постоянное напряжение 100 В прикладывается к контролируемому объекту на время заряда, а затем происходит разряд на измеритель тока. Измерения проводятся анализатором PDC-Analyser-3205 (разработка компании “Siemens AG”). Для анализа используется модель изоляции трансформатора, учитывающая геометрические соотношения масла, барьеров и дистанционных реек. Электрическая модель соответствует схеме Максвелла - Вагнера, представляющей изоляцию как бесконечный ряд резистивноемкостных цепочек с разной постоянной времени.
Измерения и расчеты на моделях изоляции и реальном трансформаторе мощностью 392 МВ-А показывают, что при времени заряда и измерения больше 1000 с четко определяется разница между увлажненностью 0,5 и 1,0%. Это подтвердили и измерения на 10 новых трансформаторах и трех трансформаторах с большим сроком службы.
Результаты анализа кривых тока заряда и разряда (метод PDC) сравнивались с двумя методами, применяющимися в последнее время: измерение восстанавливающегося на изоляции напряжения после длительного заряда и разряда накоротко (определение спектра поляризации), а также измерение тангенса угла диэлектрических потерь на сверхнизких частотах (в частности, на 0,1 Гц).
Сравнение показывает, что оценка увлажнения по tg δ соответствует результатам измерений методом PDC. Однако расчет tg δ на основе полученных кривых заряда и разряда много проще, чем измерения tg δ в широком диапазоне частот. Оценка увлажнения по методу PDC не зависела от свойств масла, заливаемого в трансформатор. В то же время измерения восстанавливающегося напряжения дают существенно различные значения увлажненности изоляции при разном качестве масла.
По мнению авторов доклада, хорошее соответствие результатов PDC-анализа непосредственному определению влаги в изоляции по Карлу Фишеру и по измерениям точки росы, проведенным на заводе Siemens на многих трансформаторах разной мощности, конструкции и срока службы, позволяет считать PDC-анализ надежным методом определения увлажнения твердой изоляции. На основе результатов PDC-анализа эксплуатационный персонал может принимать решение о дальнейших действиях, в частности, о сушке активной части трансформатора на месте установки.
Исследования возможности разделения влияния старения и увлажнения изоляции с помощью измерений поляризационных явлений в ней (доклад 15-304) проводятся в Квинслендском университете (Австралия).
Разработанный в последнее время метод восстанавливающегося напряжения (RVM - Return Voltage Measurement) для контроля состояния трансформаторов не позволяет во всех случаях точно оценить состояние изоляции из-за совместного влияния на результаты измерений старения и увлажнения изоляции.
Задача проведенных в университете опытов - разделить эти два влияния. Образцы изоляции увлажнялись до определенного уровня (2, 3 и 5%) и затем “старились” при 115°С до 125 сут. При опытах проводились измерения восстанавливающегося напряжения (метод RVM), токов заряда и разряда (метод PDC - Polarisation/Depolarisation Current), определение относительной молекулярной массы изоляции методом гель-хроматографии (GPC).
В результате экспериментов установлено, что для несостаренных образцов кривые RVM для влажностей 2 и 3% совпадают, для 5% - восстанавливающееся напряжение резко падает. Так же невыразительны зависимости кривых RVM от старения изоляции.
Токи поляризации для несостаренных образцов (кривые PCM) отличаются в 3 раза при влажности 2 и 3% (измерения при времени заряда 100 - 10 000 с), а для состаренных при 2% влаги - токи выше в 5 раз, чем для несостаренных, при 3% - токи выше в 2 раза.
Таким образом, для образцов, не подвергнутых старению, токи поляризации точно оценивают увлажненность изоляции. Для состаренных образцов уверенно определяется факт старения, но труднее определить увлажненность изоляции.
Однозначно оценивает старение средняя относительная молекулярная масса: чем выше влажность при старении, тем меньше и еe значение.
В дальнейшем будут совершенствоваться эксперименты и моделироваться процессы поляризации, что позволит разделить влияние влаги и старения. В настоящее время в университете проводятся эксперименты по нахождению корреляции между результатами поляризационных измерений и химическими свойствами изоляции с целью проверки возможности определения остаточного срока службы изоляции трансформаторов.
Специалисты компании Alstom, энергокомпаний Бразилии и Германии рассмотрели экономические преимущества непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов (доклад 12-110).
Новые условия при дерегулировании энергетики в Бразилии и Германии заставили обратить самое пристальное внимание на экономичность эксплуатации трансформаторов. Регулирующий со стороны государства энергетику орган ANEEL в Бразилии налагает большие штрафы на энергокомпанию при выходе трансформаторов из строя. В Германии снижение стоимости электроэнергии в условиях свободного рынка привело к значительному уменьшению инвестиций в энергохозяйство.
Эффективным средством повышения надежности работы, снижения ремонтных расходов, продления срока службы является использование систем непрерывного контроля состояния трансформаторов. Выбор контролирующих измерительных датчиков такой системы производится на основе опыта выявления дефектов. Обработка данных измерений, их анализ осуществляются высокоразвитой вычислительной техникой, передача данных - современными средствами связи и информации, включая Интернет.
Использование в системах математических моделей процессов в трансформаторе позволяет надежно оценивать его состояние. Расчетный ход процесса сравнивается с информацией, получаемой от измерительных датчиков. выявляющих большинство развивающихся при работе дефектов.
Для раннего выявления дефектов в активной части используются непрерывные измерения содержания газов и влаги в масле, особенно эффективные для оценки состояния изоляции обмоток.
Контроль состояния вводов производится с помощью измерения напряжения на измерительной обкладке. Это дает возможность также измерять рабочее напряжение и фиксировать перенапряжения. Повреждения конденсаторных вводов часто связаны с внутренними перекрытиями, которые увеличивают емкость вводов и изменяют распределение напряжений между обкладками, особенно на сетевых трансформаторах 400 кВ.
Выявление довольно частых повреждений устройств РПН достигается определением положения контактов и потребления двигателя РПН.
Отклонения в работе системы охлаждения выявляются проверкой эффективности охлаждения по тепловому сопротивлению системы.
Экономические преимущества непрерывного контроля:
раннее выявление дефектов и предупреждение повреждений;
устранение косвенного ущерба - суммы стоимости повреждения трансформатора и недоотпуска электроэнергии;
повышение перегрузочной способности в продолжительном режиме и при временных перегрузках;
организация ухода по состоянию вместо ухода по графику;
отсрочка инвестиций благодаря продлению срока службы.
Непрерывный контроль, безусловно, необходим для крупных трансформаторов с длительным сроком службы, трансформаторов в стратегически важных точках сети - защита от большого ущерба в случае аварии, при проведении ремонтов и ожидании косвенных последствий аварии.
Специалисты Политехнического института в Лозанне, компании “ABB Secheron” и канадской энергокомпании “BC Hydro” (доклад 15-102) разработали систему оценки состояния трансформаторов с интеллектуальной обработкой данных контроля в непрерывном режиме. Система создана в помощь персоналу и в основе имеет стратегию контроля состояния AAA (Apparatus Assessment Assistance).
Контроль включает непрерывные или периодические измерения параметров, оценивающих состояние трансформатора в работе. Новым подходом является использование принципов SOM (Self-Organizing Map) с применением искусственных нейронных сетей. Сочетание показаний разных опытов контроля отображается преобразованием n-мерного пространства в одномерное. Результаты контроля вводятся в базу знаний системы, используются для самообучения системы.
Приведен пример отображения состояния трансформатора на выходном мониторе системы для конкретного метода контроля - газохроматографического анализа газов в масле. На экране высвечиваются: название компании, эксплуатирующей трансформатор, его номер и паспортные данные; по отдельности содержание девяти газов и суммы горючих газов; содержание в масле фуранов; диаграммы концентрации с отметкой допустимых пределов; значение отношения газов СО и СO2, диагноз, поставленный по методу Роджерса; рекомендации по необходимым мероприятиям: учащение отбора проб масла (1 раз в квартал); восстановление состояния изоляции (необходимость сушки). Указаны возможные дефекты в трансформаторе, необходимость дополнительных испытаний. Отдельно вызываются диаграммы оценки состояния в процентах работоспособности по отдельным узлам: сердечник; бак; устройства ПБН и РПН; вводы; масло; радиаторы; защита масла; насосы и вентиляторы. Есть экран, поясняющий связи результатов измерений с дефектами и рекомендующий мероприятия по отдельным узлам.
Реальная установка на трансформаторе мощностью 185 MBA. на напряжения 220/65 кВ в Швейцарии выполняет следующие функции: контроль нагрузки, температуры воздуха, масла и бака, газов и влаги в масле, вибрации бака, перенапряжений и ТКЗ во всех фазах. База данных наполняется с 1997 г.
Организации базы данных оценки состояния электрооборудования посвящен доклад (15-107) членов ИК-12 СИГРЭ (специалисты Австралии, Нидерландов, США) по результатам работ задания TF 15.11.
Потребность в такой базе данных определяется применением многих методов испытаний, включая вновь разрабатываемые. В базе данных должны храниться сведения о контроле состояния оборудования, истории его эксплуатации, характере повреждений.
Множество данных, закладываемых в такую базу, требует эффективных методов извлечения из нее необходимой информации. Приводятся сведения о таком методе с применением системы “Data Mining”, использующей аппарат цепей Кохонена. Система учитывает появление новых методов диагностики.
Доклад специалистов российской организации Электросетьсервис (33-301) освещает аспекты особо сложного вопроса контроля состояния изоляции - измерения частичных разрядов (ЧР) в трансформаторах и на их вводах.
В докладе приведена методика измерений и анализа, проводимых с помощью цифрового осциллографа типа “PCS-64i Velleman” и цифрового анализатора ЧР типа “DPDA-1”. Даны схема системы непрерывного контроля ЧР на вводах ВН трансформаторов, трехмерные распределения ЧР по фазе и значению, описаны особенности программного обеспечения системы, использование результатов анализа ЧР для диагностики трансформаторов и другого маслонаполненного оборудования ВН.
Самым эффективным методом оценки качества изоляции трансформатора являются заводские испытания на повышенном напряжении. Доклад специалистов польского Института энергетики (33-303) посвящен методике измерений частичных разрядов на промышленном испытательном стенде, используемом при приемных испытаниях оборудования, способам защиты от посторонних помех. Стенд имеет автономную экранировку и свой испытательный трансформатор. Отмечена также возможность испытания на этом стенде кабелей ВН с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Практике испытаний на месте установки трансформаторов, кабелей и газоизолированных систем при приемочных испытаниях и в эксплуатации посвящен доклад специалистов Штуттгартского университета и энергокомпаний Германии (33-305). Приведены общие соображения о диагностике повреждений различных аппаратов и КРУ ВН.