Диагностические обследования силовых трансформаторов в Оренбургэнерго

Матвеев Ю.В. (ЭТС АО "Оренбургэнерго", Оренбург)

Парк силовых трансформаторов, эксплуатируемых в энергосистеме АО "Оренбургэнерго” достаточно старый. Не имеется финансовой возможности своевременного обновления оборудования отработавшего свой нормативный срок (25 лет ГОСТ 11677-85*).
Технически возможный и экономически целесообразный срок службы должен определяться индивидуальными характеристиками каждого конкретного трансформатора, зависящими от условий работы, места установки, технического уровня эксплуатации и многих других факторов.
В связи с этим возникает необходимость принятия правильного решения о дальнейшей судьбе оборудования для определения его надежности и безопасной работы без капитальных ремонтов или выявления дефектов на ранней стадии развития и принятия обоснованных решений о проведении ремонтов.
РАС "БЭС России” издан приказ № 304 от 07.07.95г. ”0 проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования”, где поставлена задача по выполнению комплексных обследований трансформаторного оборудования, при которых может быть установлен наиболее точный диагноз его состояния и исключены ложные отбраковки.
В АО "Оренбургэнерго” с 1995 года согласно «Типовой программы комплексного        обследования     силового трансформатора,
автотрансформатора и шунтирующего реактора» обследование проводит НПО «Техносервис - Электре».
При комплексном диагностическом обследовании НПО "Техносервис-Электро" использует как традиционные методы, широко применяемые при текущем контроле, так и методы, редко используемые в эксплуатации, требующие дорогостоящего оборудования, расходных материалов, специальной подготовки персонала и т.п.
При диагностическом обследовании применяются следующие методы:

1. определение влагосодержания трансформаторных масел из бака кулонометрическим титрованием с реактивом Карла Фишера на автоматическом приборе РЕДАН;
2. определение повреждений, степени старения и деструкции твердой изоляции электрооборудования по содержанию фурановых производных в трансформаторном масле методом высокоэффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖК) с использованием приборов для ВЭЖК Laboratoni Pristroje, Praha;
3. высокочувствительный хроматографический анализ растворенных в масле из бака и вводов девяти газов, в том числе непредельных углеводородов СЗ, С4, С5;
4. измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ и удельной объемной проводимости масла из бака и РПН при различных температурных режимах;
5. оценка эксплуатационных свойств трансформаторных масел, наличия дефектов и повреждений электрооборудования при помощи контроля фракционного состава, количества и характера загрязнений (механических примесей) в маслах по классу промышленной частоты (КПЧ);
6. определение содержания в масле из бака и РПН антиокислительной присадки, ароматических углеводородов, продуктов старения для оценки и контроля их эксплуатационных свойств при помощи инфракрасной спектроскопии;
7. определение уровня и места расположения источников частичных разрядов (ЧР) электрическим методом и локации ЧР акустическим методом;
8. тепловизионное обследование для выявления места повышенного нагрева бака, системы охлаждения, термосифонных фильтров и др.;
9. вибрационное обследование с целью определения состояния прессовки активных элементов трансформатора в целом, отдельных фаз обмотки и сердечника, а также маслонасосов что позволяет выявить дефекты на самой ранней стадии их развития.

В 1995-99г.г. в АО "Оренбургэнерго" проведены комплексные обследования 60 силовых трансформаторов мощностью 63 MBA и выше, сроками эксплуатации от 15 до 25 и более лет. По итогам работы НПО «Техносервис-Электро» переданы отчеты, в которых приведены результаты обследования, их анализ и заключение о состоянии силовых (авто) трансформаторов, включающие:

1. перечень выявленных в результате обследования дефектов в баке, высоковольтных вводах, системе охлаждения, РПН и др.;
2. документальное подтверждение возможности дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора или заключение о необходимости ввода его из работы; в крайнем случае, списании;
3. рекомендации по дальнейшей эксплуатации с перечнем возможных ограничений режимного характера и дополнительного диагностического контроля.

Результаты обследования показали следующее:

1. вывода из работы требовали около 30% трансформаторов, в основном, по причине выявленных дефектов вводов (около 60% );
2. примерно 45% трансформаторов не требовали немедленного ремонта, и увеличение их ресурса без снижения эксплуатационной надежности было оправдано благодаря учащению контрольных испытаний по сравнению с нормативной периодичностью, а в некоторых случаях вследствие использования нетрадиционных методов диагностики;
3. около 25% трансформаторов не требовали ни капитальных ремонтов, ни увеличения объема диагностического контроля.

Проведенные обследования помогли выявить дефектное оборудование и своевременно вывести его из работы, а также сохранить в работе (перенести сроки капитальных ремонтов) оборудования, состояние которого оказалось удовлетворительным. Кроме того, обследования, при относительно низкой стоимости, которая зависит от мощности, класса напряжения и фактического объема проведенных работ, позволили сохранить значительные материальные средства за счет предотвращения возможных серьезных повреждений дорогостоящего оборудования, либо обоснованной отсрочки проведения ремонтных работ.
Таким образом, подтверждается актуальность работ по обследованию трансформаторов, их техническая и экономическая обоснованность.
Объемы и сроки проведения диагностических обследований должны уточняться при составлении конкретных программ с учетом состояния оборудования объекта.
Один из примеров динамики проявления дефекта при комплексном обследовании трансформатора Т-3 Самарской ТЭЦ типа ТД-80000/100 Тольятинского трансформаторного завода.
В результате эксплуатационных анализов масла из бака трансформатора в октябре 1997г. было обнаружено высокое содержание ацетилена, в 4 раза превышающее граничную концентрацию. Такая концентрация С2Н4 характерна при развитии дефектов электрического характера (искровом или дуговом разряде) После дегазации масла концентрация растворенных в масле газов (в том числе ацетилена) значительно снизилась. Однако, в пробах масла, отобранных из бака трансформатора 21.05.98г. было обнаружено высокое содержание водорода (превышающее граничную концентрацию в 2,4 раза). Полученные результаты также характерны для дефектов, обусловленных электрическим разрядом. При обследовании трансформатора обнаружены зоны повышенной акустической активности со стороны ВН и НН, наличие частичных разрядов (ЧР) в магнитной системе (на осциллограммах зафиксированы импульсы в момент прохождения напряжения фазы "С" через ноль).

Выводы и рекомендации были следующие:

1. в трансформаторе вероятно наличие дефекта электрического характера, имеющего нерегулярный характер;
2. целесообразно вскрытие трансформатора и осмотр активной части. До проведения этих работ в случае эксплуатации трансформатора целесообразен учащенный контроль за содержанием растворенных в масле бака газов и проведение хроматографического анализа газов не реже 1 раза в 3 месяца.

По рекомендации НПО "Техносервис-Электро" трансформатор был выведен в средний ремонт для замены вводов 110 кВ фаз "В” и "С" и замены резиновых прокладок между баком и радиаторами охлаждения. 18.09.98г. трансформатор был включен в работу и около часа работал с нагрузкой 30-40 % от номинальной, затем сработали газовая и дифференциальная защиты с выбросом масла через выхлопную трубу.
Результаты вскрытия подтвердили основные выводы, приведенные в отчете, о наличии в трансформаторе нерегулярного дефекта электрического характера.
При осмотре обгоревшей "косы", соединяющей вывод обмотки с высоковольтным вводом, было обнаружено следующее:

1. большое число ранее оборванных проводников и жгутиков;
2. коса "распушена";
3. следы от воздействия дуги между токоведущими проводниками;

Такое состояние "косы" подтверждает, что она имела механические повреждения задолго до аварии. Не исключено, что при замене ввода накануне аварийного отключения были повреждены новые проводники "косы".
Проявление дефекта носило нерегулярный характер, что было обнаружено при хроматографическом анализе в конце 1997г. и начале 1998г. После дегазации масла в апреле 1998г. до комплексного обследования трансформатора в июле 1998г. дефект не проявлялся. Обнаружить его в рабочем режиме в этом случае не представляется возможным. После замены ввода фазы "С" и, вероятно, дальнейшего сокращения площади сечения "косы", оставшиеся в работе проводники не отвечали не только требуемому уровню термической стойкости, но, и нагрузочной способности. Поэтому, после включения трансформатора произошло перегорание этих проводников.
Осмотр активной части не выявил значительных загрязнений обмоток, осадков на дне бака, что подтверждает выводы отчета об удовлетворительном состоянии изоляции трансформатора.