Осотов В.Н. (Свердловэлектроремонт, Екатеринбург)
Работы по комплексному обследованию силовых трансформаторов начаты в Свердловэнерго около 10 лет назад совместно с ЗТЗ-Сервис.
Программа обследования практически полностью соответствует рекомендациям РАО ЕЭС. Всего обследовано около 40 силовых трансформаторов напряжением от 110 до 500 кВ, мощностью от 40000 до 630000 кВА.
По сроку службы эти трансформаторы можно разделить на две группы:
- первая со сроком службы от 11 до 16 лет (среднее 13 лет) составляет 30% от числа обследованных;
- вторая со сроком службы от 23 до 46 лет (среднее 36 лет) составляет 70% от числа обследованных.
Общее состояние трансформаторов первой группы можно охарактеризовать следующим образом:
- Опасного увлажнения изоляции не зафиксировано.
- Загрязнение изоляционных промежутков маловероятно (8%).
- Старение масла маловероятно (8%).
- Признаки развивающихся дефектов по ХАРГ имеются у 16% трансформаторов.
- Снижение усилия запрессовки обмоток прогнозируется у 25% трансформаторов.
- Замечания по состоянию РПН имеют 57% трансформаторов.
- Замечания по состоянию высоковольтных вводов имеют 58% трансформаторов.
- Замечания по состоянию системы охлаждения имеют практически все трансформаторы (92%).
Однако, несмотря на обилие замечаний по состоянию отдельных узлов, полномасштабный капитальный ремонт трансформаторов с полным сливом масла и ревизией активной части требуется лишь у отдельных трансформаторов.
У трансформаторов второй группы признаки старения выражены достаточно отчетливо:
- Увлажнение изоляции близкое к предельному прогнозируется у каждого второго трансформатора (52%).
- Загрязнение изоляционных промежутков прогнозируется у 56% обследованных трансформаторов.
- Снижение ресурса работоспособности масла прогнозируется у 64% обследованных трансформаторов.
- Замечания по состоянию вводов имеют 80% трансформаторов.
- Развивающиеся дефекты по результатам ХАРГ прогнозируются у 20% обследованных трансформаторов.
Относительно лучшие показатели по сравнению с трансформаторами первой группы отмечены у трансформаторов второй группы по следующим узлам и системам:
- Замечания по состоянию РПН имеют 33% обследованных трансформаторов.
- Замечания по состоянию элементов системы охлаждения имеют 50% обследованных трансформаторов, что объясняется, по видимому, наличием в этой группе значительного числа трансформаторов с системой охлаждения типа “Д”.
Несмотря на большой срок службы трансформаторов второй группы, полномасштабный капитальный ремонт с полным сливом масла и ревизией активной части требуется лишь для части трансформаторов (около 40%), а замена из-за утраты ресурса работоспособности требуется лишь для отдельных трансформаторов (около 10%).
Более глубокое исследование характеристик трансформаторов при комплексных обследованиях выявило ряд новых аспектов и проблем, среди которых наиболее важными являются следующие.
У некоторых трансформаторов с достаточно высокими диэлектрическими характеристиками наблюдается аномальное, с традиционных позиций, протекание адсорбционных процессов, когда коэффициент адсорбции определяемый как IWRis оказывается меньше единицы. При увеличении времени измерения до нескольких минут коэффициент адсорбции вырастает до обычных для нормальной изоляции величин. Это ставит на повестку дня вопрос о необходимости пересмотра методики измерения сопротивления изоляции силовых трансформаторов и выпуска отечественных мегаомметров, обеспечивающих корректность измерений больших значений сопротивления изоляции в течение длительного промежутка времени.
Оценка влагосодержания твердой изоляции трансформаторов расчетным путем, как правило, дает корректные результаты, хотя расчетные значения по разным методикам могут несколько отличаться. Представляется целесообразным в “Объёмах и нормах испытания электрооборудования” ввести нормирование зоны риска по влагосодержанию твердой изоляции на уровне 3%, а существующую норму 4% рассматривать как предельно допустимую. Целесообразно также нормировать температуру верхних слоев масла, при которой допустимо оценивать влагосодержание масла, так как при относительно невысоких температурах влагосодержания масла физически не может быть выше 10 г/т.
Загрязнение изоляционных промежутков достаточно достоверно может прогнозироваться расчетным путем, о чем свидетельствует наличие корреляции между расчетными коэффициентами и сроком службы трансформаторов. О загрязнении изоляционных промежутков может свидетельствовать и аномальная зависимость характеристики изоляции от температуры, которая при достаточно высоких значениях температуры на порядок ниже заводских значений, а при относительно низких значениях температуры приближаются к заводским значениям.
Загрязнение нижних покрышек высоковольтных вводов желтым налетом на определённой стадии может быть обнаружено как по аномальной абсорбционной зависимости сопротивления изоляции, так и по аномальной зависимости сопротивления изоляции от приложенного напряжения. Этот факт свидетельствует о целесообразности измерения сопротивления изоляции трансформаторов при большем напряжении, чем общепринятое в России 2500В. Повышение напряжения мегаомметра целесообразно также для снижения влияния внешних электромагнитных полей на точность измерения сопротивления изоляции (см. Энергетик, №5, 1987, Ефимов Ю.К., Константинов А.Г., Осотов В.Н. “Измерение сопротивления изоляции при влиянии внешних электромагнитных полей”).
Наличие фурановых соединений в масле зафиксировано только у трансформаторов второй группы, что свидетельствует о наличии корреляции между старением твердой изоляции и содержанием фурановых соединений в масле. Однако существенное, хотя и не предельное содержание фурановых соединений в масле отмечено только у 20% трансформаторов второй группы, причем только у трансформаторов со сроком службы более 33 лет. Это свидетельствует о достаточном ресурсе работоспособности изоляции трансформаторов второй группы в целом.
Особо следует остановиться на оценке состояния трансформаторного масла. У всех трансформаторов традиционные характеристики, контроль которых предусмотрен “Объёмами и нормами испытаний электрооборудования”, находились в нормируемых пределах. Однако ИК-спектроскопия и испытания на стабильность показали, что у большинства трансформаторов (64%) второй группы масло имеет признаки заметного старения, когда возможно шламообразование и загрязнение изоляционных промежутков. Поэтому нельзя считать случайным совпадением, что у 56% трансформаторов второй группы прогнозируется загрязнение изоляционных промежутков. Игнорировать эти обстоятельства нет оснований. Целесообразно расширить номенклатуру контролируемых характеристик трансформаторного масла и прежде всего для оценки степени его старения.
Высокая вероятность загрязнения изоляционных промежутков трансформаторов с большим сроком службы ставит вопрос о совершенствовании технологии ремонта таких трансформаторов. В докладе приводятся результаты оценки состояния изоляции трансформатора типа ТДЦГ-24000/220 со сроком службы 33 года до и после капитального ремонта с сушкой активной части и промывкой ее обычным трансформаторным маслом. Хотя в результате сушки влагосодержание изоляции снизилось с 3% до 0,94% и заметно улучшились изоляционные характеристики промежутка “НН-Корп”, состояние промежутков “ВН-Корп” и “ВН-НН” по результатам измерения изоляционных характеристик практически не изменилось, так как загрязнение изоляции продуктами старения не было устранено.
Большое число замечаний по состоянию систем охлаждения (особенно ДЦ) и устройств РПН не является случайным, так как в силу ряда объективных и субъективных причин техническому обслуживанию этих систем на практике уделяется недостаточно внимания. Например, отсутствует контроль за реальным расходом масла и воздуха через охладители, отсутствует вибродиагностический контроль маслонасосов и вентиляторов и.т.п.
Особую важность в условиях начавшейся реструктуризации энергетики приобретают проблемы организации и технического обеспечения диагностики силовых трансформаторов. Ввиду высокой наукоемкости и трудоемкости проведение полномасштабных диагностических исследований требует координации усилий высококвалифицированных инженеров разных специализаций в электроэнергетике, что зачастую трудно реализуемо даже в масштабах современных энергосистем. При делении энергосистем на более мелкие подразделения проведение таких работ силами таких подразделений становится просто не возможным. Неизбежно создание специализированных диагностических центров, способных решать подобные задачи как самостоятельно, так и с привлечением уникальных специалистов, методов и средств диагностики. Учитывая масштабы российской энергетики такие центры целесообразно иметь как минимум в каждом регионе, объединенном общим диспетчерским управлением.
