Трансформаторное оборудование

Контроль и оценка состояния силовых трансформаторов высших классов напряжения приобретают в последние годы особую актуальность в связи с постоянным старением парка этого оборудования. Сейчас количество трансформаторов, эксплуатирующихся с превышением нормативного ресурса, составляет 70–95% с постоянной тенденцией к увеличению. Физический ресурс остается еще весьма большим, однако эксплуатация трансформаторов с длительным сроком службы имеет свои особенности. Анализ аварийности показывает, что отказы, связанные с выработкой физического ресурса, составляют по разным источникам только 7–20%. Остальные отказы обусловлены появлением и развитием в трансформаторах различных видов дефектов, основная масса которых при своевременном их выявлении могла бы быть устранена.
Поэтому основной задачей при эксплуатации трансформаторов является выявление дефектов на ранних стадиях развития и устранение их, считает Александр Евгеньевич Монастырский.

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ВЫСШИХ КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ
Основные проблемы контроля состояния в эксплуатации

Александр Монастырский, к.т.н., Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

Для решения поставленной задачи в предыдущие годы была разработана система периодического контроля силовых трансформаторов (СТ), нашедшая отражение в [1].

Большинство дефектов, развивающихся в СТ с малым сроком эксплуатации (меньше нормативного ресурса – «молодые» трансформаторы), имеют длительное время развития, измеряющееся годами, так называемые медленно развивающиеся дефекты. По оценкам, их количество в «молодых» трансформаторах составляет порядка 75%, и именно для них разрабатывалась система периодического контроля.

Однако в СТ существуют быстро развивающиеся дефекты, а также дефекты, время развития которых измеряется сутками и даже часами, так называемые внезапные отказы. Существующая периодичность контроля практически не в состоянии своевременно выявлять эти дефекты, но, учитывая, что их количество для «молодых» трансформаторов не превышает 25%, с этим приходилось мириться.

По мере увеличения срока эксплуатации количество быстро развивающихся дефектов и внезапных отказов в СТ увеличивается, и для трансформаторов со сроком эксплуатации, превышающим 30 лет («старые» трансформаторы), количественное соотношение дефектов выглядит примерно следующим образом: 40% – медленно развивающиеся дефекты, 40% – быстро развивающиеся дефекты, 20% – внезапные отказы [2]. Очевидно, что для таких трансформаторов существующая периодичность контроля оказывается неудовлетворительной.

ПЕРИОДИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

Согласно [1] в процессе эксплуатации СТ должны подвергаться периодическому контролю по следующим параметрам.

Испытание трансформаторного масла

Одним из основных параметров, характеризующих эксплуатационные характеристики как самого масла, так и СТ в целом является электрическая прочность масла. На электрическую прочность масла влияют две характеристики: наличие в масле эмульгированной влаги и механических примесей.

Хроматографический анализ растворённых в масле газов (ХАРГ)

ХАРГ является наиболее мощным нормативным методом диагностики СТ. С помощью хроматографии можно обнаружить практически все виды развивающихся дефектов, однако для ряда дефектов ХАРГ может обладать значительным запаздыванием, а кроме того, хроматография не позволяет локализовывать место развивающегося дефекта. Основным преимуществом данного метода является его высокая чув-ствительность и возможность применять его под рабочим напряжением без вывода оборудования из работы.

Оценка влажности твердой изоляции

Влажность, с одной стороны, тесно связана со снижением степени полимеризации и позволяет косвенно судить о ее величине. С другой стороны, она характеризует количество влаги в СТ, так как основное количество воды находится в твердой изоляции (с учетом равновесного влагосодержания в целлюлозе и в масле, а также соотношения количества целлюлозы и масла в трансформаторе). Данный параметр позволяет оценивать снижение электрической прочности масла.

Диэлектрические характеристики

В [1] нормируется контроль сопротивления, емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток, однако эффективность этих параметров для основной изоляции крайне низка. Диэлектрические характеристики могут быть главным показателем состояния изоляции для объектов с небольшой емкостью основной изоляции, например маслонаполненных вводов.

Состояние твердой изоляции обмоток

Оно оценивается у СТ 110 кВ и выше по наличию фурановых соединений в масле. В мировой практике метод контроля состояния твердой изоляции маслонаполненного оборудования по содержанию фурановых производных получил широкое распространение с середины 80-х годов. К сожалению, в отечественной практике в связи с активной борьбой с кислыми продуктами в масле эффективность этого метода существенно ниже.

Измерение потерь холостого хода

Производится с целью выявления такого рода дефектов, как старение магнитной системы, нарушение изоляции пластин магнитопровода, образование короткозамкнутых контуров в магнитопроводе.

Измерение сопротивления КЗ

Изменение сопротивления короткого замыкания (Zк) является одним из основных параметров, характеризующих деформацию обмоток. Основной причиной деформации обмоток является недостаточная электродинамическая стойкость к токам КЗ.

Тепловизионный контроль

Применение тепловизионной диагностики основано на том, что наличие некоторых видов дефектов вызывает изменение температуры дефектных элементов и, как следствие, изменение интенсивности инфракрасного излучения, которое может быть зарегистрировано тепловизионными приборами. Такое обследование наиболее эффективно для малогабаритных объектов, поэтому применяется в первую очередь для диагностики навесного оборудования трансформаторов. Также данный метод способен выявить аномально разогретые участки на поверхности бака, которые могут свидетельствовать о дефекте магнитной системы. Метод удобен тем, что не требует отключения и может применяться на работающем трансформаторе.

Помимо методов контроля параметров, которые регламентированы [1], к настоящему времени получили широкое распространение иные методы оценки состояния СТ. Рассмотрим те из них, которые обеспечивают высокую эффективность.

Измерение характеристик частичных разрядов (ЧР)

Все виды развивающихся повреждений изоляции трансформатора начинаются с частичных разрядов или сопровождаются ими. Возникновение ЧР всегда свидетельствует о местной неоднородности изоляции, где под действием высокой напряженности поля происходит пробой газовых включений, локальные пробои малых объемов жидкой или твердой изоляции, разряды по поверхности твердого диэлектрика. В связи с этим измерение характеристик ЧР позволяет оценить качество изоляции и выявить местные дефекты, которые практически невозможно определить посредством нормативной системы профилактических испытаний. Опыт эксплуатации и профилактических испытаний показывает, что во многих случаях локальные дефекты, приводящие к появлению ЧР, не могут быть обнаружены ни одним из широко применяемых методов испытаний (за исключением газовой хроматографии), хотя именно локальные дефекты чаще всего являются причиной повреждений СТ.

Вибродиагностика

Одним из наиболее опасных дефектов в трансформаторах является деформация обмоток. Появление деформации обуславливается воздействием токов КЗ при условии снижения электродинамической стойкости обмоток за счет снижения усилия прессовки. Снижение усилия прессовки происходит в процессе эксплуатации из-за вибрации, динамических нагрузок и деструкции твердой изоляции. Контроль усилия прессовки реализуется методами пассивной и активной вибродиагностики.

Методы низковольтных импульсов и частотного анализа

Как было показано выше, нормативным методом для выявления деформации обмоток является опыт КЗ. Однако уже доказано, что для некоторых видов деформации этот метод не обладает достаточной чувствительностью. Более чувствительным является метод низковольтных импульсов, разработанный в ВЭИ. Метод отработан в течение длительного срока, применяется как на испытательных стендах, так и в эксплуатации и дает надежные результаты. За рубежом более широкое распространение получил метод частотного анализа, заключающийся в анализе амплитудно-частотной характеристики обмотки. Возможности метода частотного анализа оказались выше, чем метода низковольтных импульсов. Дело в том, что в разной области частот на амплитудно-частотную характеристику оказывают влияние различные части трансформатора, а именно: в диапазоне 10 Гц – 7 кГц влияет состояние магнитопровода, в диапазоне 7–500 кГц – состояние обмоток, а от 0,5 до 1 МГц – кабели и заземление.

Диэлектрическая спектроскопия

За рубежом широкое распространение получил метод диэлектрической спектроскопии, который заключается в снятии частотной зависимости диэлектрических потерь главной изоляции в диапазоне частот 0,001–1000 Гц. Он по-зволяет выделить влияние различных элементов изоляции: область низких и высоких частот определяет состояние твердой изоляции, а область средних частот – состояние масла. В нашей стране это метод пока не получил широкого распространения.

ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ ИТОГИ

Опыт показывает, что достоверность адекватной оценки состояния СТ при использовании всего комплекса методов (комплексное обследование трансформатора) достигает 98%. Однако стоимость таких обследований достаточно высока и обеспечить их с малой периодичностью невозможно. Некоторые организации (особенно генерирующие предприятия) позволяют себе для наиболее ответственных трансформаторов периодичность обследований от 2 до 5 лет. Но даже и в этом случае в СТ, имеющих большой срок эксплуатации, своевременно выявить быстро развивающиеся дефекты и предотвратить внезапные отказы не удается. А для основной массы эксплуатируемых трансформаторов период комплексных обследований составляет 12 лет и более.

В этих условиях целью комплексного обследования является определение необходимости и объема ремонта, а не своевременное выявление дефектов. Таким образом, система периодического контроля не решает основной задачи эксплуатации, описанной во введении: выявление дефектов на ранних стадиях развития с последующим их устранением.

ВАРИАНТЫ РЕШЕНИЯ

Имеется два варианта решения задачи обследований СТ.

В первом случае необходимо разработать упрощенную и дешевую систему контроля состояния трансформаторов, имеющую цель выявить СТ с опасными дефектами, а уже для них использовать комплексное обследование. В этом случае период контроля можно сделать достаточно малым – 1–2 месяца. Подобный подход был предложен В.В. Соколовым в разработанной им системе ранжирования парка трансформаторов [3], а также Е.Г. Ермаковым в двухступенчатой системе контроля состояния СТ [4]. Недостатком этих систем является необходимость постоянных дополнительных затрат на эксплуатацию, а достоинством – простота и малая стоимость реализации.

Во втором случае необходимо весь парк трансформаторов оборудовать системами непрерывного контроля с целью выявления любого опасного типа дефектов. Этот вариант обеспечивает кардинальное решение указанной проблемы, не требует значительных постоянных дополнительных затрат, гарантирует реальную возможность перехода от периодического ремонта трансформаторов к ремонту по состоянию, но необходимы достаточно большие единовременные финансовые затраты и время для реализации.

Поэтому в качестве стратегического варианта следует принять второй, а на время его реализации для обеспечения надежности трансформаторного парка использовать первый.

ВИДЫ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ

Системы непрерывного контроля состояния СТ показали, что, помимо решения основной задачи – своевременного выявления зародившихся дефектов, они способны выполнять целый ряд дополнительных функций, связанных с повышением удобства эксплуатации, с возможностью снижения эксплуатационных затрат, регулирования ресурса СТ, а также с получением более детальной информации о процессах, происходящих в трансформаторе, которая может использоваться для совершенствования конструкции трансформаторов.

Необходимо отметить, что реализация дополнительных функций влечет за собой значительное увеличение стоимости систем, которая в конечном счете ложится на плечи потребителя. Поэтому при выборе основных принципов построения конкретных систем в первую очередь должен быть решен вопрос о назначении данной системы.

Как указывалось выше, основной задачей систем непрерывного контроля является своевременное выявление любых дефектов, способных вызвать отказ трансформаторов, особенно с большим сроком эксплуатации.

Поэтому этими системами должен оборудоваться практически весь парк «старых» трансформаторов. Следовательно, основным требованием, предъявляемым к этим системам, является гарантированное выявление любого «катастрофического» дефекта при минимальной стоимости системы.

Для трансформаторов высших классов напряжения (110 кВ и выше) «катастрофические» отказы (под катастрофическими понимаются отказы, приводящие либо к утилизации, либо к дорогостоящему ремонту) связаны в основном с повреждением изоляции. Для надежного выявления таких дефектов необходимо контролировать сравнительно небольшую группу параметров: электрическую прочность масла; газы, растворенные в масле; диэлектрические характеристики основной изоляции высоковольтных вводов и частичные разряды в основной изоляции и изоляции вводов. Стоимость наиболее простых систем, обеспечивающих контроль перечисленных параметров, составляет 350–400 тыс. руб., или менее 1% от стоимости трансформатора мощностью 40 МВА.

Системы для более мощных трансформаторов могут оснащаться измерителями дополнительных параметров, которые связаны с удобством эксплуатации и возможностью регулирования ресурса. К ним относятся контроль вибраций, параметра Zк, контроль РПН, контроль и управление системой охлаждения трансформатора и др. Стоимость таких систем увеличивается по сравнению с простейшими на порядок и более, поэтому экономически целесообразность их применения оправдывается для трансформаторов мощностью 400 МВА и более.

Особое место занимают системы, предназначенные для получения информации о процессах, развивающихся в трансформаторах в эксплуатации, с целью совершенствования конструкции и оптимизации режимов работы трансформаторов. Заинтересованными в таких системах являются в первую очередь производители трансформаторов. Эти системы оказываются наиболее дорогими и включают в себя, помимо указанного, контроль распределения температуры вдоль обмотки, контроль состояния магнитной системы, контроль изменения геометрии обмоток, более мощные измерители характеристик частичных разрядов и др.

Следует отметить негативную тенденцию, наблюдаемую при внедрении систем непрерывного контроля силовых трансформаторов. Наиболее необходимыми такие системы являются для «старых» трансформаторов. В то же время этими системами сейчас оборудуются в основном новые трансформаторы, для которых они будут необходимы через 20–30 лет. Связано это, по-видимому, с организационными причинами распределения средств по статьям: проще выделить средства для приобретения нового оборудования, чем для обеспечения эксплуатации старого. Тенденция эта порочна, и ее надо преодолевать.

ВЫВОД

Основной задачей для обеспечения надежной работы парка силовых трансформаторов является широкое внедрение наиболее простых и дешевых систем непрерывного контроля на максимальном количестве «старых» трансформаторов.

Одновременно с этим целесообразно для наиболее мощных и ответственных трансформаторов использовать системы с дополнительными функциями.

Что же касается применения наиболее сложных систем, то их реализацию должны взять на себя заводы-изготовители силовых трансформаторов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. 6-е изд. М.: ЭНАС, 2001.
2. Монастырский А.Е. Система непрерывного контроля состояния изоляции силовых трансформаторов высших классов напряжения "СКИТ": сборник «Электроэнергетика 2008». СПб.: ПЭИПК, 2008.
3. Соколов В.В. Новая методология диагностики трансформаторного оборудования с ранжированием по техническому состоянию // Электротехника 2100: сборник докладов VIII симпозиума (ТРАВЭК). М., 2005.
4. Ермаков Е.Г. Оптимизация схемы диагностики силовых трансформаторов высших классов напряжения: дисс. на соискание ученой степени канд. техн. наук. СПб., 2010.