Что делать с электротехническим оборудованием, которое уже отслужило свой срок: менять на новое, ремонтировать или эксплуатировать дальше – должно подсказать его фактическое состояние, а не нормы ГОСТ.
Таков один из принципов нынешней технической политики РАО «ЕЭС России». Об этом сегодня рассказывает Михаил Львов, который рассматривает ситуацию на примере силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше.

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТЫ НА 110 кВ И ВЫШЕ БУДУЩЕЕ ОПРЕДЕЛИТ ДИАГНОСТИКА Михаил Львов, к.т.н., первый заместитель начальника Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России», г. Москва

На современном этапе эксплуатации парка силового трансформаторного оборудования следует выделить два момента.
Первое: в Российской Федерации растет парк оборудования, отработавшего установленный нормативный срок службы.
Второе: отечественные энергетические предприятия переходят от нормативно установленных сроков ремонта оборудования к ремонту в зависимости от его технического состояния. Так, около 50% блочных силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электрических станциях России, отработали 25 лет – срок службы, установленный нормами ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия».
Для аналогичного парка силовых трансформаторов и автотрансформаторов, эксплуатируемых на российских предприятиях электрических сетей, доля оборудования, отработавшего этот срок, составляет 32%.
В ближайшие пять лет еще примерно 18% блочных трансформаторов и 20% трансформаторов в электрических сетях России будут иметь наработку более 25 лет. В связи с этим всё более актуальным становится продление сроков службы и оценка возможности дальнейшей эксплуатации такого оборудования.
Надо заметить, что проблема эта существует не только в России, но и во многих развитых странах Европы и Америки.

Срок службы диктует бумага
Опыт эксплуатации силовых трансформаторов показывает, что и после отработки установленного срока службы значительная часть существующего парка сохраняет работоспособность и его замена нецелесообразна. При этом следует отметить, что срок службы 25 лет установлен в ГОСТ 11677-85, исходя из представлений о возможном тепловом износе витковой изоляции обмоток за указанный период.
Действительно, именно целлюлозная изоляция обмоток в силовом трансформаторе – наиболее подверженный процессам старения элемент, фактически определяющий его ресурс. Но накопленный опыт показывает, что фактический износ целлюлозной изоляции обмоток за номинальный срок службы существенно различается. Значительное влияние на кинетику деструкции изоляции обмоток в процессе эксплуатации оказывает нагрузка трансформатора, а также качество масла, тип защиты масла от окисления, наличие термосифонных фильтров, эффективность системы охлаждения трансформатора, особенности конструкции. Помимо перечисленных эксплуатационных факторов, скорость и степень разрушения изоляции обмоток зависит от исходного уровня полимеризации намоточной бумаги, что связано с возрастом, условиями произрастания и типом древесины, со способом варки бумаги и составом конкретного варочного щелока и т.д.
В парке блочных трансформаторов, имеющих сравнительно высокие нагрузки, ресурс изоляции обмоток длительно работающих устройств исчерпывается быстрее, чем это происходит у крупных сетевых трансформаторов, т.к. увеличение нагрузки ведет в первую очередь к повышению температуры изоляции, что ускоряет все физико-химические процессы, приводящие к ее деградации.
К сожалению, из-за достаточно сложной сетки химических реакций в изоляции, приводящих к деградации целлюлозы, и множества причин, влияющих на их развитие, невозможно точно спрогнозировать степень износа изоляции обмоток трансформатора, анализируя воздействие эксплуатационных факторов.
Следует подчеркнуть, что электрическая прочность пропитанной маслом бумаги в результате ее старения существенно не снижается. Исчерпание ресурса бумажной изоляции обмоток приводит в первую очередь к снижению механической прочности бумаги и развитию дегидратации (образованию воды). Вследствие этого резко возрастает риск повреждения трансформатора из-за возможности витковых замыканий при протекании сквозных токов короткого замыкания и местного увеличения концентрации влаги из-за дегидратации целлюлозной изоляции.

Оценка ресурса изоляции
Накопленные знания о процессах, происходящих в изоляции трансформатора в процессе эксплуатации, и современное развитие физико-химических методов анализа позволили разработать методику оценки фактического ресурса бумажной изоляции. Методика, которая сейчас внедряется в практику, основана на отборе образцов витковой изоляции трансформатора при выводе его из работы и измерении степени ее полимеризации.
Опыт эксплуатации показывает, что тяжелые повреждения трансформаторов с внутренними короткими замыканиями могут появиться раньше, чем будет исчерпан ресурс изоляции. Возникновение внутренних коротких замыканий связано с развитием процессов, ухудшающих изоляцию трансформаторов и высоковольтных вводов. К их числу относятся: загрязнение и увлажнение твердой изоляции и масла трансформатора, газовыделение из изоляции, развитие коллоидно-дисперсных процессов в герметичных высоковольтных вводах, снижающих электрическую прочность масляного канала.
Необходимо отметить, что до сих пор в эксплуатации находится достаточно много трансформаторов, у которых расчетная мощность трехфазного короткого замыкания в соответствии с нормами старого ГОСТ 11677-65 в 2,5 раза меньше, чем принятая в ГОСТ 11677-85. На таких трансформаторах возможны существенные превышения значений допустимых для них токов коротких замыканий. Еще одной значимой причиной, которая в ряде случаев приводит к внутренним коротким замыканиям в трансформаторах, является повреждение устройств переключения под рабочим напряжением.

Удельная повреждаемость
Анализ показывает, что удельная повреждаемость блочных трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более на тепловых и гидравлических электростанциях России, сопровождающаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,66% в год.
Для трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, работающих в электрических сетях, удельная повреждаемость, сопровождающаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,45% в год.
Следует отметить, что, согласно позиции СИГРЭ, продолжение эксплуатации экономически невыгодно, если удельная повреждаемость оборудования превышает 3%. В настоящее время такого уровня достигли блочные трансформаторы со сроком эксплуатации более 40 лет.

Критерий – фактическое состояние
Необходимо подчеркнуть, что уже в 90-х годах для силовых трансформаторов начала реализовываться концепция перехода от нормативно установленных сроков ремонта к ремонту в зависимости от их фактического состояния.
Основой для принятия решений о возможности и целесообразности продолжения эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, является состояние основных элементов: сердечника и обмоток, включая все элементы их твердой изоляции, замена которых требует значительных затрат. При приемлемом для дальнейшей эксплуатации состоянии, остальные элементы, включая масло, вводы, переключатели ответвлений, должны находиться в исправном состоянии.
Система диагностики трансформаторов, как, впрочем, и другого оборудования, должна иметь полноценное информационное, техническое, нормативное обеспечение, а также стратегию принятия решений о возможности и целесообразности его дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода в ремонт.
Основным документом, регламентирующим перечень испытаний трансформаторов при вводе в работу и в процессе эксплуатации, предельно допустимые значения контролируемых параметров и периодичность контроля, является руководящий документ «Объем и нормы испытаний электрооборудования».
В шестом издании этого документа (1998 г.) для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. Наряду с традиционными критериями оценки изоляции (сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции, пробивное напряжение масла и др.), имеющими многолетний опыт практического применения, введены дополнительные показатели. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворенных в масле, измерение степени полимеризации, контроль содержания фурановых соединений в масле, измерение сопротивления короткого замыкания, тепловизионный контроль.
Опыт показывает, что, хотя традиционные испытания необходимы и лежат в основе оценки состояния трансформаторов, они не всегда позволяют обнаруживать дефекты на ранней стадии и своевременно давать информацию о развитии процессов, приводящих к снижению надежности и работоспособности оборудования. Поэтому использование дополнительных контролируемых параметров объективно оправдано и развивается как в нашей стране, так и за рубежом. При этом совершенствуется и система нормативных параметров для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.

Система диагностики, основанная на действующих нормативных документах РАО «ЕЭС России», позволяет комплексно оценивать состояние силовых трансформаторов, принимать решения по их дальнейшей эксплуатации и осуществлять техническую политику перехода к ремонту по фактическому состоянию оборудования в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.