 |
СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
35 КВ И ВЫШЕ
Технология продления
ресурса изоляции
В настоящее время в России и странах ближнего зарубежья значительная часть силовых трансформаторов 35 кВ и выше отработала нормативный срок службы. Экономическая ситуация, а также общее количество оборудования с длительным сроком службы не позволяют в ближайшие годы провести его замену. Поэтому для поддержания требуемой эксплуатационной надежности трансформаторов очень важным является диагностический контроль и при необходимости проведение капитальных ремонтов.
О современных методах комплексной диагностики московские специалисты уже рассказывали в нашем журнале («Новости ЭлектроТехники» № 2(38) 2006). Сегодня они рассматривают особенности проведения капитальных ремонтов трансформаторов, основываясь на собственном опыте.
Андрей Долин, к.т.н.,
Владимир Смекалов, к.т.н.,
ОАО «ФСК ЕЭС России»
Наталья Першина,
Сергей Смекалов,
НПО «Техносервис-Электро»,
г. Москва
Обоснование необходимости
Следует отметить, что необоснованное решение о проведении капитального ремонта, его объеме и технологии проведения в лучшем случае приводит к неоправданным затратам, в худшем – к снижению надежности, ресурса и даже отказам, а в итоге – к значительным материальным потерям.
Дело в том, что ревизия активной части трансформаторов может приводить к следующим негативным факторам:
- снижению изоляционных характеристик в результате соприкосновения масла и твердой изоляции с неосушенным воздухом;
- образованию газовых пузырей при заливе масла в бак трансформатора без строгого выполнения требований РДИ 34-38-058-91 [1] (и, следовательно, к опасности перекрытия изоляции при включении трансформатора);
- случайному повреждению отдельных элементов, загрязнению активной части;
- попаданию посторонних предметов в бак трансформатора при недостаточной культуре работ и слабом контроле за ходом ревизии и др.
Печальная статистика вскрытия трансформаторов, у которых ранее проводились капитальные ремонты, замена вводов и другие работы в активной части, показала, что почти в 30% случаев на дне бака находились посторонние предметы: гайки, болты, инструменты и др. Это свидетельствует о грубых организационных нарушениях при проведении ремонтных работ.
Не менее важен правильный выбор технологии проведения ремонта, особенно трансформаторов с длительным сроком службы. Например, отказ от обмыва и сушки изоляции при глубоком зашламлении и увлажнении бумажной изоляции, ремонты со вскрытием трансформаторов, изоляция которых имеет достаточно глубокую деструкцию и низкую механическую прочность, и в некоторых других случаях приводит к негативным последствиям и даже тяжелым авариям.
 Рис. 1. Разрушенная изоляция отвода обмотки ВН фазы В трансформатора ТДГ-40500/110
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ
КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Данная методика в условиях промышленной эксплуатации включает в себя типовые ремонтные работы согласно [1], реконструкцию отдельных узлов трансформатора, сушку и регенерацию масла, обмыв активной части трансформатора маслом, содержащим специальные присадки при неполном и глубоком вакууме. Последняя операция предназначена для сушки изоляции и смыва шламов. В результате значительно улучшаются изоляционные характеристики обмоток. Кроме того, технология в ряде случаев позволяет повысить механическую прочность бумажной изоляции в результате структурных изменений целлюлозы.
Методика разработана совместной группой специалистов НПО «Техносервис-Электро» и монтажников ОАО «Электроцентроналадка», используется уже более 7 лет и позволила получить весьма эффективные результаты при ремонте трансформаторов со сроком службы от 30 до 45 лет.
Ремонт трансформатора включает в себя несколько основных этапов работы.
ПЕРВЫЙ ЭТАП. КОМПЛЕКСНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ
Предварительно проводится комплексное диагностическое обследование (КДО) трансформатора, о котором мы рассказывали в предыдущем материале [2]. В результате обследования составляется отчет и дается развернутое заключение о состоянии трансформатора, выявленных дефектах, уровне их развития, а также о возможных методах их устранения или блокирования.
Приведем два примера выявленных при КДО дефектов трансформаторов.
При вскрытии активной части трансформатора типа ТДГ-40500/110 (зав. № 469479, МТЗ, 1954 года выпуска, капитальный ремонт проводился летом 2000 года) обнаружено разрушение изоляции отвода обмотки ВН фазы В (рис. 1). Проведенное накануне КДО показало следующее. В масле из бака трансформатора наблюдалось повышенное содержание водорода (322 ppm), а также окиси углерода СО (758 ppm) и двуокиси углерода СО2 (8135 ppm), что свидетельствует о развитии в активной части частичных разрядов. Кроме того, проведенное акустическое обследование выявило наличие повышенной акустической активности в верхней части поверхности бака со стороны вводов ВН в районе фазы В.
При проведении ревизии системы охлаждения в рамках капитального ремонта трансформатора типа АТДЦТ-250000/330/150 (зав. № 76681, ЗТЗ, 1970 года выпуска, капитальный ремонт проводился осенью 2000 года) обнаружен дефект головного подшипника электромаслонасоса охладителя № 7 (рис. 2). Проведенное предремонтное вибрационное обследование маслонасосов системы охлаждения выявило повышенные зазоры в головном подшипнике этого маслонасоса.
Рис. 2. Разбитый головной подшипник маслонасоса
системы охлаждения трансформатора АТДЦТ-250000/250
ВТОРОЙ ЭТАП. СОСТАВЛЕНИЕ ПЛАНА
На основании результатов комплексного диагностического обследования заказчику предлагается технически обоснованный объем и технология проведения ремонта. В частности:
- замена оборудования (например, вводов ВН и НН, запорной арматуры и т.д.);
- реконструкция отдельных узлов;
- сушка, регенерация или замена трансформаторного масла;
- в случае необходимости – метод сушки и восстановления изоляционных характеристик обмоток;
- объем необходимой поставки комплектующих и расходных материалов (кранов, защитной оболочки, предохранительных и отсечных клапанов, силикагеля, «ионола» и т.п.);
- план производства работ и другие необходимые документы.
ТРЕТИЙ ЭТАП. ПОДГОТОВКА
Накануне ремонта на предприятии развертывается мобильная физико-химическая лаборатория, а в случае необходимости – электротехническая лаборатория. При этом максимально возможно используются приборы и оборудование эксплуатирующего предприятия.
На ремонтную площадку завозится и устанавливается технологическое оборудование для такелажных работ (электролебедка, блоки, гидравлические и реечные домкраты, толкатели, стропы и т.д.), для сушки и регенерации масла (цеолитовая установка типа НО-80 или ОФ-3/6, дегазационная установка УВМ-2, УВМ-3 или УВМ-4М/10, маслоподогреватели типа НТМЛ-160 или НФ-160/36, фильтры типа ФОСН-60, ФТО-10 и т.д.), для сушки и подготовки сорбентов (установка типа ОВ-200 «Суховей»), для проведения обмыва активной части трансформатора.
ЧЕТВЕРТЫЙ ЭТАП. ВСКРЫТИЕ И ТИПОВОЙ РЕМОНТ
Такелажные работы, вскрытие трансформатора и проведение ремонта по типовой номенклатуре [1] (в том числе прессовка обмоток и магнитопровода, ревизия системы охлаждения, системы регулирования напряжения, адсорберов и термосифонных фильтров, устранение течей, замена резиновых уплотнений и т.п.).
ПЯТЫЙ ЭТАП. РЕКОНСТРУКЦИЯ ОТДЕЛЬНЫХ УЗЛОВ ТРАНСФОРМАТОРА
Опыт КДО и ремонтов трансформаторов подтвердил, что у старых трансформаторов зачастую увлажнение активной части происходит через неплотности мембраны выхлопной трубы. Кроме того, были выявлены трансформаторы, у которых в результате коррозии образовались щели в верхней части выхлопной трубы (рис. 3).
 Рис. 3. Щели в верхней части выхлопной трубы трансформатора Т-3 Княжегубской ГЭС АО «Колэнерго»
У трансформаторов со свободным дыханием, расположенных в зоне промышленных предприятий, прежде всего химических и металлургических, при наличии в атмосфере летучих кислот наблюдается активное старение масла в баке, а также в негерметичных вводах и, как следствие, зашламление твердой изоляции.
В указанных случаях оправдана замена выхлопной трубы на предохранительные клапаны, а также установка пленочной защиты. Замена выхлопной трубы требует реконструкции крышки бака или колокола, а установка пленочной защиты, кроме того, реконструкции расширителя.
Реконструкция при замене вводов ВН на другой тип, как правило, ограничивается установкой новых переходных фланцев. Однако в некоторых случаях, например у автотрансформатора типа АТДЦТ-250000/330/150, замена негерметичных вводов типа БМТ-150/1000 потребовала изготовления новых креплений бакелитовых цилиндров.
Кроме того, старые и современные вводы НН 6–10 кВ могут иметь разные диаметры фарфорового тела, размеры фланцев, количества креплений. Тогда необходима расточка отверстий под вводы в крышке бака, а также изготовление и установка специальных креплений с учетом места расположения немагнитного шва на крышке бака. Следует отметить, что в этом случае завод-изготовитель трансформатора не смог предложить способ реконструкции при замене старых вводов на новые. Для снижения протечек оказывается оправданной замена болтовых соединений на шпилечные.
ШЕСТОЙ ЭТАП. ПОДГОТОВКА МАСЕЛ И СОРБЕНТОВ
Этот этап является одним из важнейших компонентов качества проведения ремонтов и дальнейшей надежной эксплуатации оборудования, поэтому занимает большой объем времени.
Обработки требуют не только эксплуатировавшиеся масла, но также находившиеся в маслохранилищах свежие масла. Как правило, это сушка, часто чистка, дегазация (прежде всего для трансформаторов с пленочной защитой), а в ряде случаев регенерация на силикагеле. Безусловно, необходимо строгое соблюдение требований ОНИЭ [3].
Если масло проработало длительный срок, его регенерация может оказаться экономически неоправдана или технически затруднительна. Вместе с тем, как показывает опыт, масло марки ТК из высококачественной бакинской нефти (например, доссорской нефти) даже при продолжительной эксплуатации более 40–50 лет сохраняет свои высокие диэлектрические свойства. После обработки, в том числе регенерации на силикагеле, диэлектрические параметры масла не уступают лучшим показателям новых масел. В табл. 1 приводятся параметры масла ТК из бака трансформатора 110 кВ, проработавшего 45 лет, подвергшегося значительному увлажнению, загрязнению до и после обработки.
В процессе эксплуатации производилась незначительная доливка (в связи с ремонтными работами) только маслом ТК. Перед заливкой в бак из-за отсутствия аналогичного масла было долито примерно 15% масла марки Т-1500 (также после обработки). Кроме этого, подготовленное к заливке масло было стабилизировано антиокислительной присадкой 2,6-дитрибутил-4-метилфенол (ионол, АГИДОЛ-1, ДБПК). Следует отметить, что после двух лет эксплуатации tgd этого масла при 90OC оставался менее 0,2%.
При ремонте обязательно контролируется влагосодержание силикагеля, подготовленного для термосифонных и воздухоосушительных фильтров. Обычно его приходится подсушивать. К сожалению, подготовленный к работе эксплуатирующими предприятиями силикагель зачастую не отвечает по влагосодержанию требованиям [1].
СЕДЬМОЙ ЭТАП. ОБМЫВ И СУШКА ИЗОЛЯЦИИ
Обмыв и сушка изоляции является значительным моментом в ремонте трансформаторов со значительным сроком службы, а также имеющих увлажнение и зашламление изоляции. Здесь используются как традиционные, так и новые решения.
Принципиальная схема обмыва и сушки изоляции при неполном и глубоком вакууме приведена на рис. 4. Схема состоит, по крайней мере, из двух контуров – контура промывки активной части и контура вакуумирования. Контур промывки работает по замкнутому циклу и включает в себя разбрызгиватели 2, установленные в активной части трансформатора, маслонагреватель 6 (например, НТМЛ-160 или аналогичного типа), который осуществляет нагрев и финишную очистку масла, циркуляционный насос 4 типа ЭЦТ-100, фильтры 5 (например, ФОСН-60), а также вентили и соединительные трубы.
Вакуумирование осуществляется вакуум-насосом 13 (например, АВЗ-90). В контур вакуумирования может быть включена вакуумная установка «Иней».
Технология промывки и сушки подобна известным и описанным, например в [1] и др., особенность процесса в следующем. Исходя из состояния бумажной изоляции, её влажности и зашламленности, устанавливается продолжительность экспозиций периодического прогрева (обмыва) и вакуумирования. Температура нагрева выбирается наиболее оптимальной для получения высокого конечного результата. Уровень вакуума в трансформаторе прежде всего устанавливается исходя из конструктивных особенностей бака. Однако здесь надо учитывать не только возможность работы при глубоком вакууме, но и параметры изоляции.
На определенном этапе обмыва обычное трансформаторное масло заменяется раствором трансформаторного масла, содержащим моющую присадку Midel7131. Оптимальное содержание присадки в масле, установленное в результате лабораторных и натурных исследований, позволяет, с одной стороны, достигнуть заметного повышения механической прочности, а с другой стороны, обеспечить активный смыв шламов и удовлетворительную сушку изоляции.
Следует отметить, что нарушение технологического режима и процентного содержания присадки значительно снижает эффективность упрочнения и сушки бумажной изоляции. Работа должна проводиться при постоянном контроле влагосодержания, КПЧ, изоляционных и других характеристик промывочного масла, а также (при возможности) сопротивления изоляции обмотки R15 и R60.
Индивидуальный подход к ремонту каждого трансформатора, строгое соблюдение технологических требований, постоянный контроль параметров промывочного масла и изоляционных характеристик обмоток позволят получить стабильные положительные результаты для различных трансформаторов.
Таблица 1. Физико-химические параметры масла из бака трансформатора до ремонта, предназначенного к заливке и после заливки в бак
Рис. 4 . Принципиальная схема обмыва и сушки изоляции трансформатора
1 – трансформатор;
2 – разбрызгиватели;
3 – боковой вентиль для слива масла из трансформатора;
4 – циркуляционный маслонасос;
5 – фильтр;
6 – установка НТМЛ-160;
7 – фильтр грубой очистки;
8 – насос;
9 – электронагреватель масла;
10 – фильтр тонкой очистки;
11, 12 – краны для отбора проб масла;
13 – вакуумный насос;
14 – манометрический датчик температуры;
15 – натекатель;
16 – мановакуумметр;
17 – установка «Иней».
Список литературы
1. Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110–1150 кВ, мощностью 80 МВА и более. Капитальный ремонт. РДИ 34-38-058-91. – М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
2. Долин А.П., Смекалов В.В., Першина Н.Ф., Смекалов С.В. Силовые трансформаторы 35 кВ и выше. Современные методы комплексной диагностики // Новости ЭлектроТехники. – 2006. – № 2(38).
3. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300.97.– 6-е изд. – М.: ЭНАС, 1998.
| 
|
