Проблемы неисправности трансформаторов в результате старения изоляции

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

Введение

1. Методы диагностики

2. Достоверность видов диагностических обследований трансформаторов

3. Оценка фактического ресурса изоляции трансформатора

3.1 Факторы старения силовых трансформаторов

3.2 Влияние защиты от окружающего воздуха и режимов работы

3.3 Старение трансформаторного масла

3.4 Старение целлюлозной изоляции

4. Важность постоянного мониторинга

5. Продление срока эксплуатации силовых трансформаторов

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Проблема недостаточной электродинамической стойкости обмоток высоковольтных силовых трансформаторов при коротком замыкании (КЗ) остается на сегодняшний день достаточно актуальной. Накопленный опыт испытаний на стойкость к токам КЗ и опыт обследований трансформаторов в эксплуатации показывает, что основными причинами потери электродинамической стойкости обмоток являются осевые и радиальные остаточные деформации, полегание обмоточного провода, скручивание или раскручивание обмоток и другие, то есть механические повреждения. Повреждение мощного трансформатора высокого напряжения в процессе эксплуатации вызывает аварийные ситуации и снижение надежности работы электрической сети, поэтому результаты диагностических испытаний очень ценны для эксплуатации. Они необходимы для выявления начальных повреждений и прогнозирования надежности конструкции трансформатора

В данной работе я рассматриваю проблемы неисправности трансформаторов в результате старения изоляции и мероприятия по предотвращению данной проблемы.

1. Методы диагностики

На основании проведенных многочисленных обследований были рассмотрены вероятные сценарии повреждения трансформаторного оборудования со сроком эксплуатации 25 лет и более и сделаны следующие предположения.

* Блочные трансформаторы длительно работают на номинальной мощности, они имеют дефекты старения изоляции активной части. Вероятным сценарием повреждения при длительной эксплуатации будут межвитковые или межкатушечные разряды.

* ТСН длительно работают на номинальной мощности, также имеют дефекты старения изоляции активной части. РПН выработали свой ресурс. Сценарий их повреждения будет, вероятно, связан с разрушением изоляции отводов, а также повреждениями контактов РПН.

По этой причине для повышения эксплуатационной надежности блочных трансформаторов, ТСН необходимо увеличение объема диагностических обследований.

В то же время для поддержания эксплуатационной надежности автотрансформаторов связи и резервных трансформаторов на электростанциях достаточно уже сложившейся практики технического обслуживания и ремонтов, поскольку:

* Резервные трансформаторы признаков ухудшения изоляции активной части практически не имеют, так как они работают в сравнительно легких условиях на 10−20% номинальной мощности.

* Автотрансформаторы связи также практически не имеют признаков ухудшения изоляции активной части, так как их загрузка по перетокам мощности невелика (30−40% номинальной). Наиболее слабый элемент — РПН и регулировочная обмотка активной части в связи с возможным электродинамическим воздействием при близких к.з.

Таким образом, с учетом приведенных выше обследований и анализа на мощных станциях в последующие годы следует уделить основное внимание блочным трансформаторам и ТСН в части обеспечения их эксплуатационной надежности. При этом главным является предотвращение повреждения силового трансформатора в эксплуатации за счет эшелонированного по нескольким уровням использования обследований и ремонта «по состоянию». Указанный вид эшелонированного контроля и диагностики позволяет определять ресурс высоковольтной изоляции при выполнении следующих мероприятий.

* Проведение серии последовательных испытаний с углублением контроля. При этом определяется оборудование, требующее внимания, а также группы риска.

* В группу риска попадают трансформаторы с исчерпанным сроком службы для обоснования его замены на новый, а также трансформаторы, по которым еще возможна эксплуатация с выполнением объема дополнительных ремонтных работ.

Указанные обстоятельства требуют (особенно для трансформаторов, выработавших срок службы) проведения систематических длительных наблюдений за техническим состоянием трансформаторов.

Рис. 1. Метод диагностики силовых трансформаторов [1]

При проведении обследований использовались нижеследующие виды обследований, которые позволяли выполнять:

1) Контрольные обследования:

* оперативно (100% охват 1−2 раза в год) проводить контроль за состоянием всего парка трансформаторного оборудования;

* своевременно выявлять по результатам диагностики факты появления грубых дефектов;

* ставить своевременно вопрос об увеличении глубины обследований до расширенного или комплексного.

2) Расширенные обследования:

* выявлять факторы, способствующие ускоренному развитию дефектов в твердой изоляции и, как следствие, сокращению срока его эксплуатации;

* устанавливать объем дополнительных диагностических мероприятий по эксплуатации трансформатора;

* обосновывать необходимость комплексных обследований и определять целесообразность и объем ремонтных мероприятий.

3 Комплексны обследования:

* оценивать техническое состояние трансформатора и обоснованно устанавливать срок службы и ресурс трансформатора в эксплуатации;

* определять объем, сроки ремонтных и профилактических работ.

2. Достоверность видов диагностических обследований трансформаторов

Данные, полученные в последние годы с выполнением обследований различных видов, позволили дать оценку достоверности заключения для нескольких выборок трансформаторов.

1. Достоверность диагностики блочных трансформаторов. Анализ данных о достоверности диагностики в зависимости от видов обследования (глубины и числа методов) по блочным трансформаторам показывает, что достоверность оценки технического состояния блочных трансформаторов следующая:

* 40% обследованного оборудования имеет состояние «НОРМА», при этом для этой группы с наращиванием объема обследований диагноз не изменяется.

* 20% обследований в объеме «контрольных» выявляют наличие дефектов.

* 20% обследований в объеме «контрольных» не выявляют наличия дефектов. Однако эти дефекты проявляются при «расширенных» обследованиях.

* 15% обследований в объеме «расширенных» не выявляют дефектов, которые фиксируются только при «комплексном» обследовании.

* Для 85% оборудования при «расширенном» обследовании заключение достоверно.

2. Достоверность диагностики ТСН. Анализ данных о достоверности диагностики в зависимости от видов обследования (глубины и числа методов) по ТСН показывает:

* 90% - дефекты выявляются при диагностике в объеме «расширенного» обследования.

* Для 10% при «расширенном» обследовании возможны ошибки.

Как показывает анализ данных, контроль разрядной активности и особенно их локация позволяют получать наиболее оперативно максимальный объем информации о наличии дефекта и, главным образом, о его динамике. По этой причине ниже анализируются схемы измерения разрядной активности.

3. Оценка фактического ресурса изоляции трансформатора

3.1 Факторы старения силовых трансформаторов

Основные факторы, отвечающие за старение трансформаторов приведены ниже.

Управляя этими переменными можно максимально продлить срок службы трансформатора:

Температура

Кислород

Влажность

Другие факторы могут включать эксплуатацию в экстремальных условиях, а также неблагоприятные условия окружающей среды (например, высокая температура и влажность), частые короткие замыкания и электрические перенапряжения. Уменьшение прочности бумаги на разрыв вдвое против ее исходного состояния следует считать опасным для изоляции трансформатора. При этом степень полимеризации (СП) бумаги снижается до значения приблизительно равного 400.

При значении СП около 200−250 бумага становится хрупкой и непригодной для испытания на разрыв.

Использование витковой изоляции, состоящей из бумаги со СП меньше 400, может привести к снижению надежности. При токах КЗ и даже при токах включения могут возникать небольшие смещения витков относительно друг друга, и, как следствие этого, могут появляться трещины в слоях витковой изоляции. Это становится все более вероятным по мере снижения СП и приближения ее значения к 200−250. Поэтому не следует оставлять в работе (либо поставить на особый контроль) трансформаторы, имеющие СП изоляции менее 400.

3.2 Влияние защиты от окружающего воздуха и режимов работы

Опыт эксплуатации трансформаторов со свободным дыханием через силикагелевый воздухоосушитель свидетельствует о том, что в этом случае, как правило, обеспечивается удовлетворительная защита от увлажнения для трансформаторов класса напряжения до 110 кВ. Если трансформатор с такой защитой работает при постоянной нагрузке, доступ воздуха и влаги в масло и к твердой изоляции уменьшается, и можно ожидать более длительного срока службы изоляции (даже при нагрузке, близкой к номинальной).

Возможность оценки степени старения твердой изоляции в эксплуатации. В главе рассмотрены способы оценки старения твердой изоляции в эксплуатации. При наличии результатов заводских испытаний на нагрев, а тем более данных превышения температуры наиболее нагретой точки, определение СП образцов изоляции, находящихся в верхнем масле, и пересчет на температуру наиболее нагретой точки могут дать более достоверное значение СП изоляции в районе наиболее нагретой точки.

Вместе с тем, следует отметить, что, несмотря на наличие определенных соотношений между СП и фурановыми составляющими, полученными на образцах изоляции, не представляется возможным точно оценить величину СП на основе измерения фурановых компонентов на реальном трансформаторе, т. к. образование и разложение фуранов зависит от многих факторов, таких как конструкция трансформатора, тип твердой изоляции, тип и состояние масла, условия работы, а также взаимодействия фурановых компонент с маслом и др.

В связи с новыми возможностями вычислительной техники наряду с наиболее распространенными методами оценки состояния старения, как измерение степени полимеризации и фурановых производных, стали применяться такие методы оценки, как измерения распределения молекулярного веса с помощью тонкослойной (проникающей) хроматографии, методы спектроскопии (рентгеноскопия, ультрафиолетовая, инфракрасная и вблизи инфракрасного спектра) и поляризационные методы (метод восстанавливающегося напряжения и метод измерения tgS изоляции при различных частотах — параметры, зависящие от состояния изоляции и не зависящие от ее геометрии.

Однако ни один из существующих методов оценки состояния старения трансформатора не может дать достаточно достоверных (точных) сведений. Оценка остаточного ресурса трансформатора возможна лишь на базе анализа результатов ряда диагностических методов, учета характеристик масла и особенностей конструкции трансформатора.

Экономическая оценка проведения обновления (ремонта) может быть произведена сопоставлением стоимости обновления и стоимости нового трансформатора с учетом таких основных факторов, как капитализация потерь за время, на которое может быть продлена эксплуатация трансформатора. Следует также учесть остаточную стоимость нового трансформатора после предполагаемого срока продления службы.

3.3 Старение трансформаторного масла

Основным продуктом старения масла являются кислоты. Удаление воздуха и содержащегося в нем кислорода, растворенного в масле, содействует замедлению этого процесса.

Почти полная дегазация масла происходит во время сушки масла. Последующая абсорбция кислорода маслом во время эксплуатации зависит от системы защиты трансформатора от влияния атмосферы. Поэтому устройства, предотвращающие контакт масла с окружающим воздухом, являются весьма желательными.

С точки зрения старения масла наличие нескольких граммов воды на тонну масла не имеет существенного значения. В большинстве случаев срок службы трансформаторного масла до его смены или очистки составляет более 10 лет.

Однако хорошо очищенные масла даже в сочетании с обычным расширителем с воздухоосушителем обеспечивают без специальной обработки срок службы до 30 лет.

3.4 Старение целлюлозной изоляции

Под влиянием ряда воздействий — тепловых, химических и других, в изоляции идет процесс, ухудшающий ее характеристики — старение. Существенно не влияя на электрические свойства, старение резко проявляется в изменении механических характеристик. Для оценки состояния изоляции производится определение степени ее полимеризации.

Целлюлоза — натуральный полимер, молекула которого образует цепь, состоящую примерно из 1200−1300 колец глюкозы, степень полимеризации 1200−1300. Степень молекулярной полимеризации полимера есть среднее число одинаковых частей, образующих молекулу. При разложении молекулы распадаются на более мелкие части. Средняя длина этих частей определяется степенью разложения.

При старении целлюлозы степень молекулярной полимеризации снижается от 1200−1300 приблизительно до 100. Это снижение средней длины цепей сопровождается образованием альдегидов и кетонов в местах разрыва цепочек, которые в свою очередь имеют тенденцию к превращению в кислоты. Степень полимеризации (СП) удобно оценивать по вязкости разбавленного раствора полимера в подходящем растворителе.

Для целлюлозы таким растворителем может быть гидрооксид купроэтилендиамина.

Измерение СП, которое можно производить пробами массой в несколько грамм, при хорошей точности (2%) дает оценку состояния бумаги, начиная от новой и кончая той, которая подверглась сильному разрушению.

Рис 2. Старение пропитанной маслом бумаги в зависимости от времени и температуры:

а — относительные значения степени полимеризации, СП/1300, пропитанной маслом бумаги (опыты проводились в вакууме, содержание воды в бумаге в начале опыта составило 0,3%);

б — степень полимеризации СП в моделях трансформаторов в масле при 85 °C, температура бумаги 100 °C;

в — время и температура, потребные для достижения указанного относительного значения степени полимеризации [2]

По мере старения механические свойства целлюлозных материалов, и в частности бумаги, ухудшаются. По достижении СП значения 360−400 прочность бумаги на разрыв снижается приблизительно вдвое, и дальнейшее ее использование считается нецелесообразным.

В случае развитого старения бумаги механические характеристики становятся ненадежными и имеют существенный разброс величин, тогда как химические критерии старения бумаги позволяют определить любую наиболее глубокую степень старения бумаги, какая только встречается на практике.

На рис. 3 приведены экспериментальные зависимости скорости старения от температуры.

Приведенные кривые получены на образцах, предварительно высушенных и отвакуумированных.

В описан способ экстраполяции экспериментальных данных, с помощью которого получены зависимости рис. в. На этом рисунке различные прямые линии, относящиеся к различным степеням старения бумаги, не являются параллельными. Это свидетельствует о том, что закономерность, найденная Монтзингером справедлива только для определенной степени старения бумаги.

Другими словами, приращение температуры, при котором время, необходимое для достижения одной и той же степени полимеризации, снижается вдвое, зависит от относительной величины степени полимеризации.

Ниже приведены данные о продолжительности термического старения в вакууме бумаги с начальным содержанием влаги 0,3%, необходимой для достижения степени полимеризации, равной 150.

Рис. 3. Изменения приращения температуры, А9, обусловливающей удвоение скорости старения бумаги, в зависимости от достигаемой при этом степени старения, оцениваемой по относительной степени полимеризации СП/1300 [3]

4. Важность постоянного мониторинга

Физические параметры и поведение изоляции деградируют со временем. Старение бумажной изоляции и трансформаторного масла приводит к образованию влаги и фуранов, которые могут вызывать дальнейшее ускоренное старение. Перегрев системы изоляции, частичные разряды и искрение все это может привести к выбросу газов. Влага в изоляции вводов может привести к их деградации и разрушению. Температура может оказывать влияние на содержание влаги, и как она проходит между бумажной изоляцией и маслом. Один из способов минимизации ущерба от старения трансформатора — постоянный мониторинг газов, температуры и содержания влаги. Эти данные могут помочь в выявлении типа неисправности, ее интенсивности и, в некоторой степени, ее местонахождения.

Механические свойства изоляционной бумаги значительно снижаются с возрастом, хотя ее электрические свойства, возможно, не показывают существенных изменений. Механическая прочность изоляционной бумаги может снизиться за счет увеличения температуры в обмотках. Механическое повреждение стареющей изоляционной бумаги может привести к электрическому пробою. Это, в свою очередь, может отрицательно повлиять на характеристики изоляции, что может привести к аварии трансформатора. Следовательно, состояние изоляции должно контролироваться регулярно, как и оценка состояния трансформатора в целом. Изоляционная бумага может быть проверена непосредственно, путем измерения степени ее полимеризации.

Правильное техническое обслуживание и диагностика неисправностей. Старение трансформатора может также ускориться, если трансформатор не претерпевает надлежащего технического обслуживания и диагностики неисправностей. Правильный диагноз нарушений играет жизненно важную роль в продлении жизни трансформатора. Процент отказов трансформаторов вызванных диэлектрическими проблемами может быть выше, чем 75%. Диэлектрическая проблемы могут быть обнаружены тестами на наличие фурановых соединений в трансформаторном масле, которые являются свидетельством ухудшения твердого диэлектрика.

Температура масла / бумаги изоляционной системы может повлиять на процесс старения, что приводит к тепловому стрессу, и изменениям механических и электрических свойств материала. Если нарушения в трансформаторе обнаруживаются на ранних стадиях, то это может значительно снизить незапланированные простои и затраты, которые их сопровождают. Если свойства трансформаторного масла, есть вероятность того, что это ухудшение может привести к повреждению трансформатора. Кроме того, выбросы трансформаторного масла могут серьезно повредить другие изоляционные материалы. Поэтому важно регулярно контролировать изоляцию трансформатора.

Один из способов определить характер и серьезность короткого замыкания в трансформаторе — анализ растворенных газов. Разложение изоляционного масла и целлюлозных материалов приводит к выделению газов. Эти горючие газы образуются при воздействии на трансформаторные масла и целлюлозные материалы избыточного электрического или теплового напряжения. Если короткое замыкание развивается медленно, концентрация газов, растворенных в масле, также возрастает постепенно. Первоначальное количество газов очень мало, и требуется время чтобы свободный газ накопился в достаточном количестве в газовом реле. В связи с этим важно проанализировать трансформаторное масло на растворенные газы. Эти данные позволяют определить состояние трансформатора, и выявить проблемы как можно раньше. Если обнаруживается неисправность, различные методы анализа могут быть использованы для предсказания типа неисправности. Несколько тестов растворенного газа анализа должны быть проведены в течение времени, для возможности контролировать темпы роста газов, и с этим развитие короткого замыкания.

5. Продление срока эксплуатации силовых трансформаторов

трансформатор старение масло изоляция

Если трансформатор находится под регулярным и тщательным контролем, то процессом его старения можно управлять и продлить срок его эксплуатации. Более длительный срок эксплуатации трансформаторов, а также связанные с этим повышение безопасности и надежности, в свою очередь может помочь сократить расходы. Это возможно только с помощью хороших диагностических методов и реалистической интерпретации данных. Полезность старого трансформатора может быть улучшена, если выполняются надлежащие эксплуатационные критерии и эффективно поддерживается его система изоляции.

В настоящее время комплексные диагностические обследования (КДО) или испытания все шире используются для оценки состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов (далее трансформаторов), определения характера и уровня развития дефектов всех систем и узлов этих электрических машин.

Для успешной реализации основных задач комплексных диагностических обследований трансформаторов, как правило, используется следующая программа работ:

1) анализ аварийности и характерных дефектов данного типа трансформатора;

2) осмотр трансформатора и сбор технической информации (о режимах работы, нагрузке, уровнях токов к.з. и рабочего напряжения, особенностях эксплуатации, потребителях, климатических условиях, загрязненности атмосферы и др.);

3) анализ технической документации и результатов эксплуатационных измерений;

4) проведение электрических измерений на отключенном трансформаторе (tg дельта и R изоляции обмоток и вводов, сопротивление обмоток постоянному току, потерь х.х. и сопротивления (напряжения) к.з.);

5) проведение измерений на работающем трансформаторе в режимах нагрузки и х.х. (измерения частичных и других электрических разрядов, локация разрядов акустическими приборами, тепловизионное обследование всех узлов трансформатора, вибрационное обследование бака, а также маслонасосов системы охлаждения);

6) отбор проб масла из бака, маслонаполненных вводов, контакторов РПН и проведение физико-химических анализов масла в лаборатории по крайней мере в объеме требований «Объемов и норм испытания электрооборудования»;

7) подготовка и выпуск технического отчета, в котором приводятся результаты обследования, анализ полученных результатов, заключение о состоянии трансформатора и рекомендации по дальнейшей эксплуатации и текущем диагностическом контроле, а при необходимости — объему и методике проведения ремонтных работ.

Результаты обследования около 600 трансформаторов, а также проведенные ремонты примерно 60 трансформаторов подтвердили, что это необходимый минимум работы, который обеспечивает достоверную оценку диагностического состояния этих электрических машин, позволяет устранить неопределенность в оценке технического состояния трансформаторов.

Дефекты трансформаторов могут быть вызваны естественными факторами: рабочими токами и токами к.з., рабочими напряжениями и перенапряжениями, воздействиями окружающей среды, химическими реакциями, спровоцированы развитием других дефектов, а также «человеческим фактором»: ошибками при конструировании, монтаже и ремонтах трансформаторов. Например, один узел крепления изоляции нижней ярмовой балки от днища бака трансформатора типа ТДТН-40 000/110 (400 МВА, 110 кВ) имел уменьшенные изоляционные расстояния. В результате зашламления и загрязнения активной части в этом узле произошло значительное снижение сопротивления изоляции ярмо- вой балки относительно бака и образование короткозамкнутого контура. Дефект диагностировался ростом концентрации углеводородных газов (в том числе появлением ацетилена в незначительных концентрациях), растворенных в масле, а также измерением электрических разрядов и их локацией акустическими приборами.

НПО «Техносервис-Электро» постоянно совершенствует методику проведения комплексных диагностических обследований. С этой целью реализуется программа повышения эффективности обследований трансформаторов, которая включает выполнение следующих работ:

1. Создание базы данных аварийности и характерных дефектов трансформаторов различных типов.

2. Систематизация основных видов дефектов и разработка базы данных дефектов (включая иллюстративный материал).

3. Сопоставление результатов комплексных диагностических обследований и ремонтов (вскрытий трансформаторов).

4. Разработка и внедрение новых и развитие известных диагностических методов.

5. Статистическая обработка полученных результатов и оценка достоверности и эффективности отдельных методов комплексных диагностических обследований.

6. Разработка рекомендаций по оценке уровня и опасности развития дефектов.

Формирование базы данных аварийности и характерных дефектов основано на статистике отказов (аварий) трансформаторов, а также на результатах выполненных НПО «Техносервис-Электро» и другими организациями диагностических обследований и ремонтов трансформаторов. В качестве примера на рис. 1 представлены диаграммы количества и причин повреждений наиболее массового отечественного трансформатора типа ТДЦ-125 000/110.

Рис. 4. Диаграммы зависимости количества повреждений трансформаторов типа ТДЦ-125 000/110 [4]:

а — от срока службы;

б — от срока службы и причины с суммированием по 5 лет

Создание базы данных позволяет уточнить рабочую программу обследования и включить при необходимости дополнительные методы измерений и анализов, уделить особое внимание диагностированию наиболее вероятных или опасных дефектов.

Опыт проведения комплексных диагностических обследований, ремонтов и вскрытий трансформаторов позволил приступить к созданию иллюстрированной базы данных характерных дефектов и их основных признаков. Дефекты условно разделены на две группы: конструкционные (обусловленные несовершенством конструкции, недостатками сборки и монтажа) и развивающиеся под действием внешних и внутренних факторов. Кроме того, все дефекты классифицированы по узлам и системам трансформатора: дефекты твердой изоляции, масла, обмоток, магнитопровода, системы регулирования и т. д. Указана связь между различными дефектами.

Постоянное совершенствование диагностических методов позволяет определять точное место возникновения дефектов, прогнозировать дальнейшее развитие дефектов, определять уровень опасности дефектов.

Эффективность комплексного подхода при решении задачи по выявлению причины развития дефекта, а также точного места возникновения дефекта подтверждается на примере трансформатора типа ТР-0104−31,5/А производства завода «Минел» (Сербия), комплексное диагностическое обследование которого было проведено НПО «Техносервис-Электро».

В 2005 г представители завода «Минел» пригласили НПО «Техносервис-Электро» для проведения комплексного диагностического обследования (КДО) двух силовых трансформаторов типа ТР-0104−31,5/А. Причиной проведения такого обследования трансформатора стали превышенные значения уровня частичных разрядов (ЧР) в активной части трансформатора, а также повышенная аварийность трансформаторов подобного типа. Было установлено, что в большинстве трансформаторов, изготовленных после 2001 г, при работе в эксплуатационных условиях были зафиксированы повышенные концентрации водорода.

На основании имеющихся данных была разработана программа работ, которая включала в себя: измерение ЧР электрическим методом, акустическую локацию, вибрационное обследование, тепловизионное обследование, измерение индукции магнитного поля, а также полный цикл физико-химических и хроматографических анализов.

Тепловизионное и вибрационное обследования, а также измерение индукции магнитного поля дефектов не выявили. Все физико-химические показатели качества масла соответствовали требованиям российских «Объемов и норм испытания электрооборудования».

Однако анализ масла методом мембранной фильтрации выявил наличие большого количества металлических частиц правильной округлой формы (рис. 5, а), а также большое количество частиц мелкодисперсного углерода (рис. 5, б).

Рис. 5. Фотографии, выполненные с применением микроскопа производства фирмы [5]

PALL, фильтровальных мембран после выделения на них металлических примесей масла из бака трансформатора ТР-0104−31,5/А

Измерение уровня ЧР проводились с плавным поднятием напряжения от 0 до 1,5 Uном. В результате измерений было установлено, что при напряжении, равном номинальному, возникали частичные разряды с повышенным уровнем энергии. Применение метода трехмерной акустической локации позволило выявить точное место расположение дефекта. На рис. приведены осциллограммы импульсов ЧР, их акустической локации и предполагаемое место развития дефекта (рис. 6).

Рис. 6. Осциллограмма импульсов ЧР и их акустической локации [6]

Рис. 7. Акустическая антенна на крышке бака трансформатора (а) и предполагаемое место дефекта (б) [7]

Комплексные диагностические обследования около 600 трансформаторов со сроком службы 20 и более лет, выполненные НПО «Техносервис-Электро», показывают, что немедленного вывода из работы и списания требуют менее 2% трансформаторов, капитальный ремонт в ближайшее время необходим около 15% трансформаторов, замена вводов и ремонт отдельных узлов — 2325%, а учащенного контроля и в перспективе проведения капитального ремонта (в течении 2−5 и более лет) — примерно 27−30%. Более 30% обследуемых трансформаторов не требовали проведения дополнительных организационных и технических мероприятий, так как уровень развития дефектов был незначительным. Высокая достоверность результатов комплексных диагностических обследований, а также своевременно выполненные технические мероприятия обеспечили безаварийную надежную работу всех диагностируемых трансформаторов, в том числе со сроком службы более 50 лет.

Для поддержания требуемой эксплуатационной надежности трансформаторов, кроме диагностического контроля, необходимо своевременное проведение капитальных ремонтов. Вместе с тем, необоснованное решение о проведении капитального ремонта, его объеме и технологии в лучшем случае приводит к неоправданным затратам, в худшем — к снижению надежности, ресурса и даже отказам, а в итоге к значительным материальным потерям. Комплексные диагностические обследования позволяют не только выявить развивающиеся дефекты, оценить уровень их опасности, но и обосновать необходимость, объем и сроки проведения капитальных ремонтов.

В качестве примера в таблице приводится объем обследований и ремонтов силовых трансформаторов, проведенных НПО «Техносервис-Электро» в одной из энергосистем. На рис. 5 представлена диаграмма срока службы трансформаторов этой энергосистемы, на которых выполнены ремонтные работы. Как видно из этой таблицы, немедленного выполнения ремонтных работ потребовало относительно небольшое число трансформаторов. Значительное количество ремонтов было отложено. При этом основанием для такого решения прежде всего были диагностические показатели и экономические соображения. Для трансформаторов с развитыми дефектами в предремонтных периодах, как правило, рекомендовались учащенный диагностический контроль, а в ряде случаев технические мероприятия (например, смена силикагеля в термосифонных фильтрах, замена маслонасосов и т. д.). Состояние одного трансформатора потребовало вывода его из работы и замены.

Срок эксплуатации и количество трансформаторов, выведенных в ремонт.

Одним из наиболее важных этапов ремонта является сушка изоляции активной части. Для трансформаторов со значительным сроком службы, а также имеющих увлажнение и зашламление изоляции, обычно используется метод разбрызгивания масла при вакуумировании. Следует отметить, что сушка твердой изоляции связана с воздействием повышенных температур, а вакуумирование, кроме того, с макромеханическим воздействием на целлюлозу при удалении влаги. В результате этого процесса наблюдается ускоренное старение бумажной изоляции и, как следствие, снижение ее степени полимеризации (на 50−250 ед.). Однако в последние годы успешно используется новая технология обмыва, значительно снижающая эти негативные факторы. Эта технология позволяет не только улучшить изоляционные характеристики обмоток, но и сохранить прочность и степень полимеризации бумажной изоляции.

Принципиальная технологическая схема обмыва и сушки изоляции подобна традиционной схеме и 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, установленные в активной части трансформатора, маслонагреватель, который осуществляет нагрев и финишную очистку масла, циркуляционный насос, фильтры, а также вентили и соединительные трубы. Вакуумирование осуществляется форвакуумным насосом. В контур вакуумирования может быть включена вакуумная установка. Схема обмыва может быть дополнена контурами регенерации, дополнительной осушки и очистки масла, которые периодически используются в технологическом процессе.

В качестве технологического масла используются российские трансформаторные масла с высоким содержанием ароматических веществ. Для повышения растворяющей способности масла в него на определенном этапе вводятся специальные присадки. Для каждого трансформатора индивидуально, исходя из состояния бумажной изоляции (влажности, зашламленности, загрязнения и прочности), выбирается продолжительность экспозиций периодического обмыва (прогрева) и вакуумирования. В процессе работы постоянно контролируются влагосодержание, состав и характер механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь и другие параметры промывочного масла, а также сопротивления твердой изоляции R15 и R60.

В зависимости от контролируемых параметров корректируется температура промывочного масла, давление (уровень вакуума) в баке, а также схема промывки, продолжительность отдельных этапов (обмыв без вакуумирования, обмыв с выкуумированием, вакуумирование без обмыва), уровень концентрации присадки и другое. Это позволяет успешно решать три задачи:

1) интенсифицировать процесс выделения влаги из твердой изоляции,

2) эффективно удалять продукты старения масла, нафтенаты железа и меди, а также механические примеси,

3) не допустить снижения прочности и ускоренной деструкции бумажной изоляции при сушке.

Индивидуальный подход к ремонту каждого трансформатора, строгое соблюдение технологических требований, постоянный контроль параметров промывочного масла и изоляционных характеристик обмоток, а также накопленный опыт проведения ремонтов по новой технологии позволили получить стабильные положительные результаты для различных трансформаторов.

Анализ результатов показал следующее. Во всех ремонтах удалось значительно повысить значения сопротивления обмотки R60. В ряде случаев после ремонтов сопротивления были выше заводских и монтажных значений (в том числе во всех случаях у трансформаторов со сроком эксплуатации более 35 лет). Сопротивление изоляции практически не изменялось после обмыва и сушки, если до ремонта значения R60 превышали 10 000 МОм.

Следует отметить, что нарушения технологического режима, в частности, процентного содержания присадок, температуры нагрева масла при сушке, продолжительности тех или иных экспозиций процесса обмыва, давления на разных этапах обмыва и сушки изоляции, а также ослабления физико-химического контроля за этим процессом приводят к снижению уровня конечных результатов.

Однако даже увеличение продолжительности обмыва и восстановление обычно принятого технологического процесса не позволили снизить tg6 до предремонтных значений.

Как правило, принятая технология позволяет по крайней мере сохранить прочность бумажной изоляции и степень полимеризации бумаги. В ряде случаев эти показатели возрастают. Наибольшее увеличение прочности и степени полимеризации бумажной изоляции (при одинаковых условиях обработки) наблюдается у образцов с большим уровнем деструкции. При высокой начальной степени полимеризации и прочности изоляции заметного улучшения этих параметров обычно не происходит.

Следует особо отметить, что первые ремонты по новой технологии были выполнены 7 лет назад. Среди первых были трансформаторы с параметрами изоляции, которые не допускали дальнейшей эксплуатации (tg6 = 5−6%, D1 < 250 ед.). Выполненные ремонты позволили значительно улучшить изоляционные характеристики и степень полимеризации (tg6 = 0,8−1,1%, D2 > 320 ед.) и ввести трансформаторы в работу. Они успешно эксплуатируются до настоящего времени.

Заключение

Изоляция трансформаторов в эксплуатации ухудшается вследствие проникновения воздуха и влаги из окружающей атмосферы, а также твердых частиц. Степень ухудшения и его скорость зависят от защитных устройств трансформатора. Наиболее эффективной является пленочная защита, которой снабжаются трансформаторы напряжением 220 кВ и выше.

В неблагоприятных случаях может произойти электрическое повреждение изоляции.

В течение эксплуатации происходит термическое старение изоляции, в результате которого механическая прочность обмоток снижается. Наличие в трансформаторе кислорода, воздуха и влаги могут значительно ускорить процессы старения изоляции.

Поддержание изоляции в части содержания влаги, газа и твердых частиц в хорошем состоянии позволяет повысить надежность изоляции и продлить ее срок службы.

Список используемой литературы

1. Журнал «Новости электротехники» / Автор Александр Могиленко. — Стр. 12−16.

2. Школа для электрика: электротехника и электроника. — Стр. 23−28.

3. Ванин Б. В., Львов Ю. Н. и др. Вопросы повышения надежности блочных трансформаторов. // Электрические станции. № 7, 2003.

4. http: //leg. co. ua/transformatory/praktika/starenie-izolyacii-transformatora. html [5]

5. http: //silovoytransformator. ru/stati/povyshenie-nadezhnosti-ekspluatacii-i-prodleniya-sroka-sluzhby-transformatorov. [1]

6. http: //www. google. com/imgres?hl=ru&sa=Х&biw=1366&bih=653&tbm=isch&prmd=imvns&tbnid=_sХhQczVEq_A_M:&imgrefurl=http://silovoytransformator. ru/stati/povyshenie-nadezhnosti-ekspluatacii-i-prodleniya-sroka-sluzhby-transformatorov. htm&docid=BWkacCPeq_eWMM&img [7]

7. http: //www. google. com/imgres?hl=ru&biw=1366&bih=653&tbm=isch&tbnid=хbJI_frM8FSG1M:&imgrefurl=http://silovoytransformator. ru/stati/povyshenie-nadezhnosti-ekspluatacii-i-prodleniya-sroka-sluzhby-transformatorov. htm&docid=BWkacCPeq_eWMM&imgurl=http://silovoytransformator. ru/img/2/povyshenie-nadezhnosti/1. jpg&w=290&h=178&ei=fхB4T6yWF9GUOvPhzd0N&zoom=1&iact=rc&dur=238&sig=105 055 925 844 321 320 960&page=1&tbnh=110&tbnw=179&start=0&ndsp=18&ved=1t:429,r:0,s:0&tх=144&ty=54

8. http: //www. google. com/imgres?hl=ru&biw=1366&bih=653&tbm=isch&tbnid=ioGWdAPIZ0l5dM:&imgrefurl=http://silovoytransformator. ru/stati/povyshenie-nadezhnosti-ekspluatacii-i-prodleniya-sroka-sluzhby-transformatorov. htm&docid=BWkacCPeq_eWMM&imgurl=http://silovoytransformator. ru/img/2/povyshenie-nadezhnosti/kolichestvo-povrezhdenij-transformatorov. jpg&w=299&h=316&ei=UхF4T9eQE9ChOpnV2NAN&zoom=1&iact=hc&vpх=183&vpy=141&dur=299&hovh=231&hovw=218&tх=137&ty=127&sig=105 055 925 844 321 320 960&page=1&tbnh=155&tbnw=144&start=0&ndsp=19&ved=1t:429,r:0,s:0 [4]

9. http: //www. google. com/imgres?hl=ru&sa=Х&biw=1366&bih=653&tbm=isch&prmd=imvns&tbnid=6хGnmRrnUCUHSM:&imgrefurl=http://leg. co. ua/transformatory/praktika/starenie-izolyacii-transformatora. html&docid=p48fizHuQaLJSM&imgurl=http://leg. co. ua/images/trans/praktika/1/izol-trans. jpg&w=223&h=157&ei=uRF4T-elCISEOrqo-PMN&zoom=1&iact=hc&vpх=421&vpy=195&dur=72&hovh=125&hovw=178&tх=145&ty=49&sig=105 055 925 844 321 320 960&page=1&tbnh=125&tbnw=178&start=0&ndsp=2&ved=1t:429,r:1,s:0 [3]

10. http: //www. google. com/imgres?hl=ru&sa=Х&biw=1366&bih=653&tbm=isch&prmd=imvns&tbnid=Pc7uzVl7mi8RVM:&imgrefurl=http://leg. co. ua/transformatory/praktika/starenie-izolyacii-transformatora. html&docid=p48fizHuQaLJSM&imgurl=http://leg. co. ua/images/trans/praktika/1/izol-tr. jpg&w=336&h=271&ei=uRF4T-elCISEOrqo-PMN&zoom=1&iact=rc&dur=249&sig=105 055 925 844 321 320 960&page=1&tbnh=142&tbnw=176&start=0&ndsp=2&ved=1t:429,r:0,s:0&tх=169&ty=55 [2]

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой