О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов и др.

Силовые трансформаторы являются одним из наиболее массовых и значимых элементов энергосистем. Так, в 1999 г. только в ЕЭС России было в эксплуатации в сетях 110 - 750 кВ силовых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью Sт.уст. = 567 569 МВ-А при установленной мощности генераторов Pг.уст.= 194 000 МВт. При этом коэффициент соотношения установленных мощностей трансформаторов и генераторов составил: Kт.г. = 2,92. При учете установленной мощности всех силовых трансформаторов, включая трансформаторы напряжением менее 110 кВ, Кт.г. существенно больше и достигает 6-6,5. Естественно, что надежность работы сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы трансформаторов, тем более, что значительная часть трансформаторов отработала определенный стандартом минимальный срок службы - 25 лет [I], а техническое перевооружение трансформаторов в силу сложившихся условий идет крайне медленно: в 1993 г. оно составило 1,1%, а в 1999 г. - всего только 0,5%. Для анализа надежности работы трансформаторов в первую очередь необходима представительная выборка эксплуатационных данных, а также следующая информация: распределение повреждений по основным узлам трансформаторов разных классов напряжений; характеристики тяжести повреждений; роль коротких замыканий; частота повреждений в зависимости от срока службы трансформаторов; причины и последствия повреждений; данные об отклонениях от требований нормативно-технических документов, инструкций заводов-изготовителей, противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, руководящих и распорядительных документов РАО "ЕЭС России" [2]. За период с января 1997 по ноябрь 2000 г. было проанализировано в общей сложности по актам, поступившим в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России", 712 отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35 - 750 кВ. В табл. 1 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам и классам напряжений, при этом их число составило: 29% для 35 кВ; 47% для 110 кВ; 19% для 220 кВ; 2% для 330 кВ; 3% для 500 кВ; 0% для 750 кВ. Как следует из табл. 1, наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы - 22%, обмотки - 16%, устройства РПН - 13,5%. Значительная доля отказов приходится на течи (11%) и упуск трансформаторного масла (23%). Т а б л и ц а 1 Распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам и классам напряжений за период январь 1997 г. - ноябрь 2000 г. Узел Класс напряжения, кВ 35 110 220 330 500 750 Всего Число % Число % Число % Число % Число % Число % Число % Обмотки 61 30 43 13 10 7 1 8 0 0 0 0 115 16 Магнитопровод 0 0 0 0 2 1,5 1 8 0 0 0 0 3 0,5 Система охлаждения 7 3 16 5 8 6 2 15 3 14 0 0 36 5 РПН 4 2 61 18 26 19 1 8 5 24 0 0 97 13,5 Вводы 27 13 77 23 44 32 3 23 7 34 0 0 158 22 Течь масла 15 7 35 10 21 15 3 23 4 19 0 0 78 11 Упуск масла 59 30 75 22 24 18,5 2 15 2 9 0 0 162 23 Вандализм 31 15 31 9 1 1 0 0 0 0 0 0 63 9 Итого 204 100 338 100 136 100 13 100 21 100 0 0 712 100 В табл. 2 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам, для которых в актах указана продолжительность их эксплуатации. Как видно из табл. 2, повреждения обмоток имеют место у трансформаторов с любыми сроками эксплуатации, для РПН наибольшее число повреждений у трансформаторов со сроками эксплуатации 10-30 лет, для высоковольтных вводов - после 10 лет эксплуатации. Однако имеющиеся данные не позволяют сделать оценку зависимости повреждаемости трансформаторов от срока эксплуатации, так как для этого необходимо учитывать число эксплуатируемых трансформаторов в каждом диапазоне времени службы. Наиболее тяжелым повреждением трансформатора является внутреннее короткое замыкание (КЗ). Как показал анализ, повреждения, вызванные внутренними КЗ, имели место при повреждениях обмоток в 80% случаев общего числа повреждении обмоток, при повреждениях высоковольтных вводов - 89%, при повреждениях РПИ -25% и при повреждениях прочих узлов - 36% соответственно, включая ошибки при монтаже, ремонте и эксплуатации. При обработке данных актов выявлен ряд случаев неправильного применения [3] в части требований к составлению актов расследования технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем. Составители актов не всегда выполняют при их заполнении требования всех пунктов. Так, за период 1997-1998 гг. 23,4% актов были оформлены не полностью. В 2000 г. доля не полностью оформленных актов сократилась до 10,4%. В частности, в ряде случаев отсутствуют данные о недоотпуске, недовыработке энергии и экономическом ущербе от последствий отказа, как того требует [4]. Основные повреждения трансформаторов и высоковольтных вводов с указанием причин их возникновения, характером и последствиями их развития приведены в табл. 3. Анализ повреждений трансформаторов с внутренними короткими замыканиями по периодам, указанным в [1] (первый - в течение первых 12 лет эксплуатации до первого капитального ремонта, второй - за полный нормированный срок службы не менее 25 лет, третий - за срок службы более 25 дет), представлен далее. За период эксплуатации до 12 лет имели место следующие виды повреждений: внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного неотключения при сквозных КЗ на стороне 10 кВ; повреждения обмоток высшего напряжения из-за возникновения виткового замыкания; повреждения негерметичных вводов, длительно хранившихся на складе до установки в трансформатор; перекрытия масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки; нарушения целостности контактной системы и токоограничивающих сопротивлений контактора РПН, приведшие к образованию электрической дуги и выбросу масла. За период 12-25 лет эксплуатации имели место следующие повреждения: повреждения обмоток низшего напряжения при резко переменных нагрузках дуговых электрических печей завода; повреждения из-за увлажнения и загрязнения изоляции обмоток; увлажнения бакелитовой изоляции контактора РПН; повреждения негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения внутренней изоляции; перекрытие, масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки. Т а б л и ц а 2 Распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам с указанием продолжительности их эксплуатации за период январь 1997 г. - ноябрь 2000 г. Узел Число повреждений по продолжительности эксплуатации Всего 10 лет 10-20 лет 20-30 лет 30-40 лет более 40 лет Обмотки 23 25 23 28 12 111 Магнитопровод 6 0 1 0 0 1 Система охлаждения 2 14 13 1 0 30 РПН 12 28 21 10 0 71 Вводы 15 37 38 31 9 130 Течь масла 12 16 19 11 3 61 Упуск масла 12 22 22 14 5 75 Вандализм 3 6 10 1 1 21 Итого 79 148 147 96 30 500 Т а б л и ц а 3 Основные повреждения трансформаторов высоковольтных вводов Узел Повреждение Причина возникновения повреждения Характер и последствия развития повреждения Обмотка Выгорание витковой изоляции и витков обмотки Длительное неотключение сквозного тока КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора Выгорание витковой изоляции и витков, разложение масла, расплавление и разбрызгивание меди и разрушение изоляции Деформации обмотки Недостаточная электрическая стойкость обмоток Повреждение изоляции вследствие деформации обмоток с возможным повреждением трансформатора Увлажнение и загрязнение изоляции обмоток Нарушение герметичности трансформатора к токам КЗ Снижение электрической прочности маслобарьерной изоляции и пробой первого масляного канала, что может вызвать: - развитие "ползущего разряда" - ионизационный пробой витковой изоляции за счет вытеснения масла водяным паром из капилляров изоляции - повреждение трансформатора Износ изоляции обмоток Снижение механической стойкости изоляции обмоток Разрушение изоляции обмоток с последующим возникновением виткового замыкания или замыкания на другую обмотку при умеренном сквозном токе КЗ с внутренним повреждением трансформатора Дефект изготовления грозоупорной обмотки Касание петель грозоупорных обмотокразделяющей перегородки В условиях вибрации трансформатора ведет к истиранию изоляции петель и развитию пробоя Магнитопровод Перегрев магнитопровода Образование короткозамкнутого контура в магнитопроводе Оплавление стали магнитопровода, пожар в железе, разложение масла Система охлаждения Нарушение охлаждения трансформатора Повреждение маслонасосов Нарушение охлаждения трансформатора и загрязнение механическими примесями Засорение труб охладителей Перегрев трансформатора Переключатели ответвлений РПН Нарушение контактов в РПН Искрение, перегрев, оплавление и выгорание контактов. Подгар токоограничивающих сопротивлений Неработоспособность РПН Нарушение перегородки, изолирующей бак расширителя МЧН от бака трансформатора Дефект изготовления Загрязнение масла трансформатора, снижение его электрической прочности, усложнение диагностики трансформатора Механическая неисправность ГОН Износ элементов кинематической схемы Обгорание контактов переключателей Нарушение герметичности бака контактора Увлажнение бакелитового цилиндра контактора Внутреннее дуговое КЗ по увлажненным расслоениям бакелитовой изоляции бака РПН Прочие узлы Нарушение герметичности Подсос воздуха через сальники задвижек. Нарушение герметичности гибкой оболочки расширителя, неисправность воздухоосушителя Проникновение атмосферной влаги и воздуха, ослабление электрической прочности изоляции Нарушение контактных соединений отводов, демпферов и др. Дефект монтажа и наладки Перегрев контактов, загрязнение контактов продуктами разложения изоляции и масла Течь масла через резиновые прокладки в месте соединений бака с выхлопной трубой, из-под разъема крепления ввода Дефекты монтажа, ремонтам эксплуатации Упуск масла из трансформатора Высоковольтные негерметичные вводы Увлажнение и загрязнение изоляции негерметичных вводов Проникновение атмосферной влаги во ввод, образование примесей в масле ввода Создает условия для развития теплового и электрического пробоя изоляции ввода Высоковольтные герметичные вводы Отложение осадка (продуктов окисления масла или вымывания из конструктивных материалов) на внутренней поверхности фарфора и на поверхности внутренней изоляции Осадок адсорбирует влагу и загрязнения, в том числе металлосодержащие Приводит к возникновению проводящих дорожек, развитию разрядов и пробою масляного канала ввода Коллоидное старение масла В результате окислительных процессов и взаимодействия масла с конструктивными материалами, в первую очередь, с медесодержащими и железосодержащими, происходит образование и рост коллоидных частиц Приводит к снижению электрической прочности масляного канала ввода Течь масла из вводов через нижние резиновые прокладки, из-за нарушения верхнего уплотняющего узла, через резиновые уплотнения измерительного вывода Дефекты монтажа, ремонта и эксплуатации Ведет к снижению давления масла, нарушению герметичности, попаданию влаги и воздуха во ввод. Вызывает снижение электрической прочности изоляции Повышение давления во вводах Вызывается потерей герметичности сильфонов и, как следствие, недостаточной температурной компенсацией имеющегося объема масла, а также появлением источника интенсивного газообразования или нарушением связи между вводом и выносным баком давления Снижение электрической прочности внутренней изоляции ввода За период после 25 лет эксплуатации имели место повреждения: внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного их неотключения при сквозных КЗ на стороне 10 кВ; повреждения РПН и обмоток трансформаторов при переключениях РПН; повреждения трансформаторов из-за нарушения контактов отвода обмотки, обрыва части проводников гибкой связи от вводного изолятора к обмотке, отгорания отвода обмотки в баке трансформатора с замыканием на ярмовую балку; повреждения негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения внутренней изоляции; износ изоляции обмоток. Из зафиксированных случаев повреждений трансформаторов с внутренними короткими замыканиями 15% сопровождались взрывами и пожарами. Эти повреждения в основном были вызваны повреждениями РПН, обмоток и высоковольтных вводов. Так, в частности, при перекрытии изоляции масляного канала герметичного ввода ГМТА-110 произошло повреждение автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110 1985г. изготовления. Трансформатор поврежден полностью и восстановлению не подлежит. Из-за сильного износа изоляции обмоток произошло повреждение с пожаром трансформатора ОТД-60000/220/110 1958г. изготовления с полным разрушением трансформатора и вводов 220, 110 и 10 кВ. В результате повреждения РПН автотрансформатора АОДЦТН-267000/500/220 1973 г. изготовления и последующего пожара произошли: разрыв бака, разрушение фарфоровых покрышек вводов 220 кВ, корпуса контактора устройства РПН, отгорание спуска гибкой связи 220 кВ от воздействия пламени пожара, повреждение оборудования шкафов обдува (ШАОТ) и кабельных связей системы охлаждения, а также трех охладителей. Проведенный анализ показал, что внутренние КЗ в трансформаторах 110-500кВ связаны, в первую очередь, с повреждениями РПН, высоковольтных вводов и обмоток. При этом наиболее тяжелые последствия имеют место при развитии таких дефектов, как: снижение электрической прочности масляного канала высоковольтных герметичных вводов из-за отложения осадка на внутренней поверхности фарфора и на поверхности внутренней изоляции, а также из-за коллоидного старения масла; снижение электрической прочности бумажно-масляной изоляции высоковольтных негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения; увлажнение, загрязнение и износ изоляции обмоток трансформаторов; выгорание витковой изоляции и витков обмоток из-за длительного неотключения сквозного тока КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора; ошибки монтажа, ремонта и эксплуатации. Необходимо отметить, что большая часть указанных дефектов могла бы быть своевременно выявлена применением существующих методов и средств технической диагностики. С выходом шестого издания [5] для силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. При этом принципиальное отличие действующего документа [5] от предыдущего [6] заключается в том, что наряду с традиционными испытаниями, лежащими в основе оценки состояния трансформаторов, где контролируемые параметры в своей основе имеют связь с электрической прочностью изоляции, введены новые, не имеющие непосредственной связи, но нацеленные на раннее обнаружение развития дефектов. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворенных в масле; контроль содержания фурановых соединений в масле; измерение степени полимеризации; тепловизионный контроль; измерение сопротивления короткого замыкания. Также появляются предложения по дальнейшему расширению данного перечня, в частности: контроль уровня частичных разрядов; ИК-спектрометрический анализ; контроль мутности и поверхностного натяжения масла; вибрационный контроль состояния прессовки обмотки и др. Т а б л и ц а 4 Вид диагностической ценности методов контроля Метод контроля Анализируемый процесс Вид диагностической ценности Хроматографический анализ газов, растворенных в масле Перегрев токоведущих соединений и элементов конструкции внутренней изоляции, электрический разряд в масле Сопутствующий показатель физико-химического разрушения изоляции. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Измерение степени полимеризации бумажной изоляции Износ бумажной изоляции Функция физико-химического разрушения изоляции. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Измерение содержания фурановых соединений в масле Старение бумажной изоляции Сопутствующий показатель физико-химического разрушения изоляции. Отсутствие монотонности и значимых различий изменения содержания от срока эксплуатации и степени износа изоляции. Случайная диагностическая ценность Измерение мутности масла Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах Функция физико-химического состояния коллоидно-дисперсной системы. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Измерение поверхностного натяжения Старение масла Функция полярности жидкости. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность ИК-спектрометрия Старение масла Сопутствующий показатель наличия продуктов старения масла. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Тепловизионный контроль Локальные зоны перегрева Сопутствующий показатель теплового состояния трансформатора и токоведущих частей. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Измерение частичных разрядов Ионизационные процессы в изоляции Сопутствующий показатель физико-химического разрушения изоляции. Отсутствие монотонности изменения во времени при развитии процесса. Случайная диагностическая ценность Измерение сопротивления короткого замыкания Деформация обмоток Сопутствующий показатель изменения геометрии обмоток Монотонность изменения во времени при развитии процесса Детерминированная диагностическая ценность Метод низковольтных импульсов Деформация обмоток Сопутствующий показатель изменения геометрии обмоток Монотонность изменения во времени при развитии процесса Детерминированная диагностическая ценность Определение усилий прессовки обмоток трансформатора по частоте собственных колебаний системы прессовки при внешнем импульсном механическом воздействии Распрессовка обмоток Сопутствующий показатель степени прессовки обмоток. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Один из наиболее объективных показателей, позволяющих оценить информативность используемого признака, - диагностическая ценность. При наличии статистических данных йот показатель представляет собой численную оценку информации о состоянии оборудования, которой обладает интервал значений измеряемого параметра. Следует отметить, что при анализе диагностической ценности того или иного признака принципиально важное значение имеют следующие аспекты: является ли контролируемый показатель функцией физико-химического состояния изоляции или он отслеживает сопутствующие изменения при развитии процессов, приводящих к повреждениям; наличие монотонности изменения значения измеряемого показателя во времени при развитии характеризуемого им процесса; наличие значимых различий между значениями измеряемого показателя и степенью развития процесса. Выполнение или невыполнение этих условий определяет вид диагностической ценности (наличие детерминированной или случайной, диагностической ценности) у используемых признаков. В табл. 4 приведена оценка вида диагностической ценности методов контроля процессов, приводящих к повреждениям трансформатора. Необходимо подчеркнуть, что признаки со случайной диагностической ценностью, определяемой отсутствием монотонности изменения значений при развитии контролируемого им процесса, не могут быть использованы для принятия решений о состоянии оборудования, а лишь в некоторых случаях могут свидетельствовать о необходимости более полного обследования. Дополнительно необходимо отметить, что в настоящее время в эксплуатации еще находится довольно много трансформаторов, изготовленных в соответствии с [7], имеющих недостаточную электродинамическую стойкость к возросшим уровням токов короткого замыкания в энергосистемах. Согласно [1] расчетная мощность трехфазного короткого замыкания в сетях 6 - 750 кВ примерно в 2,5 раза больше принятой в [I]. Повреждаемость трансформаторов, разработанных до 1970 г., согласно [8] превышает 1%, в то время как у новых она около 0,2% (без учета повреждений из-за высоковольтных вводов). Для трансформаторов, изготовленных в соответствии с [I], имеет место повышенный риск их повреждений. Риск в этом случае представляет собой материальные и социальные потери от коротких замыканий. Объективное наличие фактора риска в условиях эксплуатации требует применения целенаправленных мероприятий, позволяющих снизить риск как в части вероятности повреждения трансформатора, так и в части возможных убытков. К первой части следует отнести используемые в практике координации уровней токов короткого замыкания различные мероприятия по ограничению сквозных токов короткого замыкания автотрансформаторов энергосистем при достижении токами значений 80% и более нормированного уровня [9, 10]. Это изменение схемы сети (схемные решения), обеспечивающее снижение токов короткого замыкания; стационарное и автоматическое деление сети; введение реакторов в нейтраль трансформаторов и автотрансформаторов; ограничение опасных воздействий токов короткого замыкания на обмотки автотрансформаторов путем выбора очередности АПВ линий и даже блокировки АПВ; применение методов и средств диагностики. Требуется повышенное внимание к мероприятиям, оказывающим прямое влияние на снижение возможных убытков в случае возникновения аварийной ситуации: действия персонала в соответствии с нормативными инструкциями, эффективность работы автоматической системы пожаротушения, четкая работа релейной защиты и наличие необходимого резерва электрооборудования. Выводы Внутренние короткие замыкания в трансформаторе обусловлены чаще всего повреждениями РПН, высоковольтных вводов и обмоток. Эти повреждения сами по себе являются наиболее частыми. Целесообразно внесение дополнений и изменений в РД 34.45-51.300-97 "Объем и нормы испытаний электрооборудования" в части оценки состояния бумажной изоляции обмоток на основе анализа диагностической ценности нормируемых показателей для трансформаторов, отработавших определенный стандартами минимальный нормированный срок службы 25 лет. Целесообразно разработать методические указания по повышению надежности герметичных вводов в эксплуатации для продления срока службы трансформаторов. Для трансформаторов, у которых возможны превышения допустимых для них значений токов короткого замыкания, имеет место повышенный уровень риска их повреждений, который следует учитывать в эксплуатации. Важной составной частью мероприятий при оценке технического состояния таких трансформаторов является выявление наличия опасных деформаций обмоток, потери механической прочности витковой изоляции и распрессовки обмоток. Необходимо повысить требования к электротехнической промышленности в части повышения надежности работы РПН, вводов и обмоток (конструкция и изоляция). СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. Издательство стандартов, 1986. РД 153-34.3-46.304-00. Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения. М., 2000. РД 34.20.801-93. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушении В работе электростанции, сетей и энергосистем. М.: ОРГРЭС, 1993. А/Г-34-70-001-95. Методика расчета экономического ущерба от нарушений в работе энергетического оборудования. М.: РАО"ЕЭС России", 1995. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: Энас, 1998. Нормы испытании электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978. ГОСТ 11677-65. Трансформаторы (и автотрансформаторы) силовые. Общие технические требования. М., 1971. Problems ofautotransfonners operation in systems with fault currents upgrowth / Bogomolov V.S., Khublarov N.N., Lvov М.Yu. a.o. - CIGRE, Session-2000, Paper № 12-106. Руководящие указания по ограничению токов однофазных коротких замыканий в электрических сетях 110 - 220 кВ энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985. Противоаварийный циркуляр Ц-11-87(э) "О снижении числа опасных воздействий токов КЗ на обмотки автотрансформаторов 330 - 500 кВ от 16.11.86 г.

Источник:  ©  Электр. станции. Материал размещен на www.transform.ru: 18.02.2005 г.

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010