Разработка и совершенствование методов и критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы являются одним из значимых и наиболее массовых элементов энергосистем. К 2000 году в ЕЭС России находилось в эксплуатации в электрических сетях 110−750 кВ силовых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью 567 569 МВА при установленной мощности генераторов 194 000 МВт. При этом коэффициент соотношения установленных мощностей трансформаторов и генераторов Кт.г. составляет 2,92. При учете установленной мощности всех силовых трансформаторов и автотрансформаторов, включая трансформаторы напряжением менее 110 кВ, коэффициент соотношения Ктг существенно больше и достигает 6 — 6,5.

Естественно, что надежность работы электрических сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

Актуальность данной работы определяется необходимостью обеспечить как в настоящее время, так и в перспективе высокую надежность работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов (далее силовых трансформаторов) напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, значительное количество которых, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, отработали установленный стандартом ГОСТ 11 677–85 срок службы 25 лет [1].

В целом, порядка 40% силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, находятся в эксплуатации более 25 лет.

46% парка блочных трансформаторов напряжением 110−500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях РАО «ЕЭС России», отработали срок службы 25 лет и более. Для аналогичного парка силовых трансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электрических и межсистемных сетей, входящих в Холдинг РАО «ЕЭС России», данное количество составляет 32%.

По данным ОАО «ФСК ЕЭС» [2] 30,7% от общего количества силовых трансформаторов (автотрансформаторов), эксплуатируемых на подстанциях ОАО «ФСК ЕЭС», отработали более 25 лет, при этом динамика ввода нового оборудования составила 0,25% в 2004 г., 1,79% в 2005 г., 2,7% в 2006 г. и 2,17% в 2007 г.

Анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110−500 кВ мощностью 63 MB, А и более эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях, предприятиях электрических и межсистемных сетей России, показывает, что удельное количество технологических нарушений в работе указанного парка оборудования составляет порядка 2% в год, при этом порядка 0,6% в год составляет удельная повреждаемость трансформаторов сопровождавшаяся внутренними короткими замыканиями. Следует отметить, что в эксплуатации на энергопредприятиях России находятся трансформаторы, изготовленные в соответствии с ГОСТ 11 677–65 [3], имеющих недостаточную электродинамическую стойкость к возросшим уровням токов короткого замыкания в энергосистемах. Согласно ГОСТ 11 677–85 [1] расчетная мощность трехфазного короткого замыкания в сетях 6−750 кВ примерно в 2,5 раза больше принятой в ГОСТ 11 677–65 [3]. Удельная повреждаемость трансформаторов разработанных до 70-х годов прошлого столетия, превышает 1% в год, в то время как у «новых» она составляет около 0,2% (без учета повреждений из-за высоковольтных вводов) [4].

Повышенная повреждаемость силовых трансформаторов из-за повреждений высоковольтных вводов стала наблюдаться в СССР с 80-х годов прошлого столетия. На протяжении порядка 20 лет повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше из-за повреждений высоковольтных вводов в определенные периоды времени достигали до 3050% от общего числа повреждений [5, 6]. При этом, на тот период, практически все трансформаторы, эксплуатируемые в СССР, были оснащены вводами Московского завода «Изолятор». Основной причиной повреждений являлось повреждение высоковольтных герметичных вводов из-за перекрытия внутренней изоляции масляного канала, связанное с развитием таких процессов, как отложение осадка (продуктов окисления масла) на внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки и на остове и коллоидное старение масла. Проблема низкой надежности герметичных вводов трансформаторов, для вновь выпускаемых вводов, была существенно решена в 90-х годах для выпускаемых модернизированных вводов после изменения их конструкции и замены применяемого трансформаторного масла [7].

Следует также отметить проблему старения изоляции обмоток, связанную с общей проблемой старения парка силовых трансформаторов, что в последнее десятилетие увеличило долю повреждений из-за износа бумажной изоляции, приводящее, как правило, к возникновению витковых замыканий в обмотке.

Основные причины повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации связаны в первую очередь с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов, устройств РПН как из-за развития дефектов под влиянием эксплуатационных факторов, так и из-за ошибочных или недостаточных действий при монтаже, ремонте и эксплуатации.

Данные об удельной повреждаемости силовых трансформаторов за рубежом публикуются достаточно редко, бессистемно и, как правило, без комментариев. При этом следует также отметить, что в разных странах существуют различные подходы к анализу повреждаемости, как в части трактования самого понятия, так и к формированию статистических данных, что, как правило, не позволят проводить корректное сравнение. Тем не менее, анализ опубликованных данных свидетельствует, что удельная повреждаемость силовых трансформаторов в развитых странах в основном оценивается не более 1,5% -2% в год [8, 9, 10] .

В бывшем СССР и далее в России до 2000 года вопросами анализа повреждаемости силовых трансформаторов системно занимались АО «ВНИИЭ», НИЦ «ЗТЗ Сервис», Фирма «ОРГРЭС». В АО «ВНИИЭ» проводился в основном анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 330 кВ и выше с оценкой общей удельной повреждаемости за различные периоды с описанием причин повреждений и разработкой мероприятий для повышения их надежности. В НИЦ «ЗТЗ Сервис» проводился анализ повреждений крупных трансформаторов (мощностью более 90−100 МВА) напряжением 110 кВ и выше эксплуатируемых в СССР, а позднее в СНГ с выявлением основных причин их повреждений. Фирма «ОРГРЭС» проводила статистический анализ технологических нарушений в работе трансформаторов всех классов напряжений с выпуском ежегодных аналитических обзоров и описанием наиболее серьезных и характерных повреждений. Следует также отметить, что в Департаменте генеральной инспекции РАО «ЕЭС России» с 1996 г. функционировала электронная база данных актов расследования технологических нарушений в работе силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше, где обобщались статистические данные о количестве и причинах нарушений [11], а с введением в 2000 г. в практику эксплуатации РД «Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения» [12] проводился анализ выявленных недостатков при организации эксплуатации данного вида оборудования с ежегодным экспертным анализом эффективности разрабатываемых энергопредприятиями мероприятий по их устранению.

Однако в результатах данных исследований отсутствовали данные о зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов от срока эксплуатации, выделение из общего количества технологических нарушений удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий в трансформаторах, в том числе сопровождающихся взрывами и пожарами, как для блочных, так и для сетевых трансформаторов.

Благодаря достаточно высокой эффективности системы диагностического и ремонтного обслуживания силового трансформаторного оборудования уже в 90-х годах прошлого столетия в отношении силовых трансформаторов раньше, чем по другим видам энергетического оборудования, начала реализовываться концепция перехода от нормативно-календарного планирования ремонтов к их проведению «по состоянию», т. е. в зависимости от фактического технического состояния.

В соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (ПТЭ) [13], ремонт трансформаторов и реакторов (капитальный и текущий) и их составных частей (РПН, система охлаждения и др.) выполняются по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром.

Оценка технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации ведется по комплексу контролируемых показателей и их нормативам. Основным документом, регламентирующим перечень испытаний силовых трансформаторов и высоковольтных вводов при вводе в работу и в процессе эксплуатации, предельно-допустимые значения контролируемых показателей и периодичность контроля, является РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

С выходом в 1998 г. шестого издания РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [14] для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. В дополнение к ранее нормированным традиционным показателям оценки состояния силовых трансформаторов введены новые. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворенных в маслеконтроль содержания фурановых соединений в маслеизмерение степени полимеризацииконтроль содержания антиокислительной присадки ионолтепловизионный контроль и ряд др.

Также, к концу 90-х годов прошлого столетия, в дополнение к РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [14], применительно к оценке состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, действовала система руководящих нормативно-технических документов (НТД) в части методических указаний и методик, что в своей основе позволяло в комплексе определять техническое состояние силовых трансформаторов и принимать решения о необходимости вывода в ремонт.

На протяжении последних десятилетий вопросы теории и практики оценки технического состояния силовых трансформаторов неоднократно обсуждались на различных отечественных и международных конференциях, симпозиумах и семинарах, на сессиях и в материалах СИГРЭ, МЭК, научно-технических советах РАО «ЕЭС России», технических совещаниях различных организаций.

По различным аспектам теории и практики оценки технического состояния силовых трансформаторов значительный вклад внесли ВНИИЭ, ОРГРЭС, НИЦ «ЗТЗ Сервис», ВЭИ, МЭИ (ТУ), ИГЭУ, ХК «Электрозавод», Московский завод «Изолятор» и ряд других организаций.

Вместе с тем, старение парка силовых трансформаторов в России, необходимость обеспечения надежности работы трансформаторов, отработавших установленный срок службы, необходимость принятия обоснованных решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы трансформаторов, анализ повреждаемости, обобщение накопленного опыта обследований технического состояния силовых трансформаторов, анализ применения действующих нормативно-технических документов, рекомендаций СИГРЭ и МЭК выявили необходимость проведения значительного комплекса исследований и разработок новых методов и критериев, и совершенствование существующих и применяемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов, причем в первую очередь, с длительными сроками эксплуатации, в том числе, для обеспечения оценки предельного состояния силовых трансформаторов, обоснования продления их срока эксплуатации и обеспечения надежности работы.

Цель работы — разработка и совершенствование методов и критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше для повышения надежности их эксплуатации на электростанциях и подстанциях, повышения эффективности системы оценки технического состояния и обоснованности принятия решений по их дальнейшей эксплуатации.

Для выполнения поставленной цели потребовалось решение следующих задач:

— анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, и исследование зависимости их удельной повреждаемости от срока эксплуатации;

— оценка эффективности применения действующих нормативных методов и критериев оценки состояния силовых трансформаторов;

— проведение теоретических и экспериментальных исследований изменения свойств трансформаторного масла и бумажной изоляции силовых трансформаторов под воздействием эксплуатационных факторов при длительной эксплуатации;

— разработка методики и критерия оценки износа бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов в эксплуатации;

— разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, применяемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов;

— разработка методики и критериев идентификации предельного состояния силовых трансформаторов в эксплуатации;

— разработка методологии принятия решений о возможности и целесообразности эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, и разработка рекомендаций по совершенствованию стратегии их эксплуатации с учетом анализа повреждаемости и старения парка силовых трансформаторов;

— совершенствование действующих и разработка новых нормативно-технических документов для повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов и обоснованности принятия решений при их эксплуатации.

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения теоретических исследований, научно-исследовательских работ, анализа эксплуатационных данных и актов расследования технологических нарушений в работе силовых трансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, в сочетании с экспериментальными исследованиями с применением современных физико-химических методов анализа, статистических методов обработки результатов измерений и вычислений, и в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

Достоверность результатов основана на использовании положений теоретических основ электротехники, техники высоких напряжений, физической химии, теории надежности, теории информации, теории принятия решений и технической диагностики, подтвержденных экспериментальными данными и опытом эксплуатации.

Научная новизна:

— получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, от срока эксплуатации;

— исследовано влияние эксплуатационных факторов на состояние изоляции силовых трансформаторов и выявлены наиболее значимые физико-химических процессы, приводящие к старению изоляции при длительной эксплуатации;

— получены кинетические закономерности деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации;

— обоснован критерий исчерпания ресурса бумажной изоляции силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации витковой изоляции обмоток;

— разработана формализованная методология принятия решений при оценке возможности и целесообразности эксплуатации силовых трансформаторов с учетом фактора риска их повреждения;

— разработана методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов при эксплуатации;

— обоснованы критерии оценки предельного состояния силовых трансформаторов в эксплуатации;

Практическая значимость.

Результаты диссертационной работы развивают комплексный подход к оценке состояния силовых трансформаторов с целью обеспечения и повышения надежности их эксплуатации, позволяют существенно расширить представления о факторах и процессах, приводящих к развитию повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации и их своевременному обнаружению, обоснованно принимать решения по возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы.

Наиболее значимыми практическими результатами работы являются:

— определение удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, и удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий;

— разработка методики оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов;

— оценка диагностической ценности применения методов для оценки износа бумажной изоляции, методик оценки состояния силовых трансформаторов по измерению концентраций растворенных в масле газов;

— разработка нормативных критериев для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу растворенных в масле газов и мутности трансформаторного масла;

— разработка критериев принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов и необходимый объем послеремонтных испытаний;

— разработка методики оценки предельного состояния силовых трансформаторов для принятия решений о возможности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, или целесообразности и необходимости вывода их из работы;

— разработка рекомендаций по применению методов и критериев для оценки технического состояния силовых трансформаторов, и совершенствованию стратегии эксплуатации.

Полученные практические результаты работы используются генерирующими, электросетевыми, ремонтными и сервисными компаниями, организациями, выполняющими работы по оценке технического состояния силовых трансформаторов. Результаты работы вошли в разработанные и действующие в электроэнергетике нормативно-технические документы.

На защиту выносятся:

— результаты анализа удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей Российской Федерации, с выделением удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий;

— зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110−500 кВ и мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей от срока эксплуатации;

— кинетические зависимости деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации, полученные на основании результатов исследований физико-химических процессов, приводящих к старению изоляции под воздействием эксплуатационных факторов и выполненных исследований состояния изоляции трансформаторов, находящихся в эксплуатации;

— методика оценки износа бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации и обоснование критерия исчерпания ее ресурса;

— методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, позволяющие проводить их классификацию и оценку возможности применения для принятия решений;

— оценка диагностической ценности применения показателей степени полимеризации бумажной изоляции обмоток и содержания фурановых соединений в масле для оценки износа изоляции силовых трансформаторов;

— оценки диагностической ценности методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хро-матографического анализа газов, растворенных в масле, и рекомендации по их применению;

— критерии оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу газов, растворенных в масле, и мутности трансформаторного масла;

— критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов;

— методика и критерии идентификации предельного состояния силовых трансформаторов для принятия решений о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы;

— рекомендации по применению методов и критериев для совершенствования и повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов, и стратегии их эксплуатации.

Тема диссертации соответствует задачам:

• Комплексной программы повышения надежности работы оборудования и персонала и снижения аварийности в ЕЭС России (Утверждена приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.03.2001 № 142 «О первоочередных мерах по повышению надежности работы ЕЭС России»);

• Программе действий по повышению надежности ЕЭС России (Утверждена решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.08.2005 № 1282 пр/1);

• Концепции технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» (Утверждена решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.04.2005 № 1190 пр.);

• Положению о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» (Утверждено протоколом Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.06.2006 № 34);

• Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе (Утверждено распоряжением ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС» от 25.10.2006 № 270р / 293р).

Теоретические исследования образуют научную основу для комплексного подхода к проблеме дальнейшего повышения надежности эксплуатации силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Проведенные исследования позволяют существенно расширить представления о проблемах эксплуатации существующего парка силовых трансформаторов, процессах, приводящих к развитию повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации, а также методов их контроля и критериев принятия решений по возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов.

В диссертации обобщен многолетний опыт исследований и разработок по проблемам оценки технического состояния силовых трансформаторов и повышения надежности их эксплуатации проводимых автором, а также под руководством и непосредственном участии автора.

Результаты исследований, обобщенных в данной работе, отражены в 54 публикациях, в том числе опубликовано 26 статей в журналах, рекомендованных Перечнем ВАК.

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

— Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «Опыт эксплуатации, ремонт, диагностика и пути повышения надежности высоковольтных вводов трансформаторов». Москва, 1998 г.

— Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «О нормировании показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов». Москва, 2002 г.

— Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «Развитие системы диагностики силовых трансформаторов при переходе к ремонту по техническому состоянию». Москва, 2003 г.

— Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «Повреждаемость и оценка состояния блочных трансформаторов ТЭС и ГЭС с длительным сроком эксплуатации». Москва, 2004 г.

— Научно-техническом семинаре «Современные решения в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 1999 г.

— Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2000 г.

— Научно-практическом семинаре «Качество производства и надежность эксплуатации маслонаполненного оборудования». Санкт-Петербург,.

2000 г.

— Заседание регионального Совета по диагностике электрооборудования при Уралэнерго. Екатеринбург, 2000 г.

— Международном научно-практическом семинаре «Продвижение на рынок энергоэффективных технологий: электродвигатели и трансформаторы». Москва, РАН, 2001 г.

— Втором научно-техническом семинаре «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем». Москва, ВНИИЭ,.

2001 г.

— Научно-техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2001 г.

— I Всероссийской конференции «Прикладные аспекты химии высоких энергий». Москва, РАН, 2001 г.

— Юбилейной научно-практической конференции, посвященной 50-летию ИПКгосслужбы «Инновации в энергетических технологиях». Москва, 2002 г.

— Постоянно действующием семинаре «Электрическая часть электростанций» НТОЭ, АЭН РФ, МЭИ (ТУ). Москва, МЭИ (ТУ), 2002 г.

— Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2002 г.

— Заседании регионального Совета по диагностике электрооборудования при Уралэнерго. Екатеринбург, 2003 г.

— Третьем специализированном семинаре «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного трансформаторного оборудования». Москва, ВНИИЭ, 2003 г.

— Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2003 г.

— Семинаре «Современная организация и новые технологии проведения ремонтов оборудования электростанций». Москва, ВВЦ, 2003 г.

— 2-ой Всероссийской конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция», Екатеринбург, УГТУ — УПИ, 2004 г.

— Международном специализированном семинаре «Электрические сети России». Москва, ВВЦ, 2005 г.

— Всероссийском совещание главных инженеров генерирующих компаний ОАО РАО «ЕЭС России». Ставропольская ГРЭС, 2006 г.

— Всероссийском совещание-семинаре главных инженеров МРСК, РСК и нереформированных АО-энерго ОАО РАО «ЕЭС России». Белгород, 2006 г.

— Всероссийском совещание технических руководителей ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России». Санкт Петербург, 2007 г.

— III Конференции-2008. Консолидация усилий электроэнергетики и электротехники в условиях роста инвестиций. Перспективные технологии и электрооборудование. Московская область, 2008 г.

— Научно-практической конференции по вопросам диагностики силового оборудования и состояния производства, эксплуатации и ремонта высоковольтных вводов. Московская область, 2008 г.

— IV Международной конференции «Силовые трансформаторы и системы диагностики», ТРАВЭК. Москва, 2009 г.

Результаты исследований автора внедрены:

— В практику эксплуатации и диагностики силовых трансформаторов электростанций и подстанций генерирующих, электросетевых, сервисных и ремонтных компаний.

— В нормативно-технические документы:

1. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. РД 153−34.0−46.32−00 (СО 34.46.30 200). Утверждены Департаментом научно-технической политики и развития ОАО РАО «ЕЭС России» 10.12.2000.

2. Дополнения и изменения в «Объем и нормы испытаний электрооборудования». Извещение № 1 О внесении дополнений и изменений в «Объем и нормы испытаний электрооборудования», СО 34.45−51.300−97 (РД 34.45−51.300−91) 6-е издание. Утверждено ОАО РАО «ЕЭС России» 24.10.2005.

3. Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России». Утвержден приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 28.03.2007 № 200.

4. Методические указания по определению оптической мутности трансформаторного масла герметичных вводов 110 кВ и выше силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов. Утверждены Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» 21.06.2007. Внесены в реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.08.2007 № 497.

5. Методические указания по определению влагосодержания твердой изоляции обмоток силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) по результатам измерения диэлектрических характеристик. Утверждены Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» 21.06.2007. Внесены в реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.08.2007 № 497.

6. Методические указания по оценке состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов по степени полимеризации. Утверждены Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» 13.12.2007. Внесены в реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 24.12.2007 № 826.

Выводы по работе:

1. Получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов установленных на тепловых и гидравлических электростанциях и на предприятиях электрических сетей Российской Федерации напряжением 110−500 кВ мощностью 63 MB, А и более от срока эксплуатации. Показано, что удельная повреждаемость парка блочных трансформаторов напряжением 110−500 кВ мощностью 63 MB, А и более, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,66% в год и обусловлена чаще всего износом изоляции обмоток, нарушениями контактных соединений отводов обмотки, повреждениями высоковольтных вводов, РПН, недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам коротких замыканий и ее уровень резко нарастает в период эксплуатации после 35−40 лет, достигая 3% в год.

Для парка силовых трансформаторов напряжением 110−500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, удельная повреждаемость, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,45% в год, при этом основными причинами таких повреждений являются пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов, недостаточная электродинамическая стойкость обмоток к токам коротких замыканий, износ изоляции обмоток, пробой изоляции обмоток и отводов, повреждения РПН.

2. Исследована совокупность процессов, приводящих к деградации изоляции обмоток силовых трансформаторов в условиях эксплуатации, выполнены теоретические и экспериментальные исследования влияния эксплуатационных факторов и физико-химических процессов на состояние бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации. При этом показано, что процессы деградации целлюлозной изоляции обмоток: каталитический кислотный алкоголиз, термическая деструкция и дегидратация, гидролиз и окислительная деструкция являются наиболее значимыми и приводят к снижению механической прочности бумаги и образованию воды (дегидратации).

3. Получены кинетические зависимости, адекватно описывающие процесс старения бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов при их длительной эксплуатации, при этом показано, что из-за множественности факторов, влияющих на кинетику развития деградации изоляции, не представляется возможным спрогнозировать с необходимой точностью степень износа изоляции обмоток силовых трансформаторов путем анализа воздействий эксплуатационных факторов.

4. Показано, что имеется значительный разброс значений степени полимеризации исходной намоточной бумаги, что при прочих равных условиях эксплуатации силовых трансформаторов может приводить к достижению предельно-допустимого износа изоляции с разбросом до 12 лет, при этом полученные результаты измерений степени полимеризации образцов изоляции обмоток силовых трансформаторов находящихся в эксплуатации показали, что имели место случаи исчерпания ресурса изоляции обмоток у трансформаторов со сроком эксплуатации 26 лет и имеются трансформаторы, у которых при сроке эксплуатации более 40 лет исчерпание ресурса изоляции не достигается, что связано с различными факторами, влияющими на кинетику деструкции изоляции в процессе эксплуатации силовых трансформаторов.

5. Выполнены исследования показывающие, что при исчерпании ресурса бумажной изоляции обмоток, характеризуемого достижением значения степени полимеризации 250 ед. и не менее чем 4-х кратным снижением механической прочности изоляции в сравнении с исходной, резко повышается риск возникновения витковых замыканий и повреждения трансформатора при возникновении механических усилий, в первую очередь, при протекании сквозных токов коротких замыканий, а также грозовых и коммутационных перенапряжений. При этом показано, что при исчерпании ресурса бумажной изоляции выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, что приводит к резкому снижению электрической прочности изоляции силового трансформатора.

6. Разработана методика оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов и обоснован критерий исчерпания ресурса бумажной изоляции, при этом предложено и обосновано, что для объективной оценки износа бумажной изоляции необходимо проводить измерение степени полимеризации образца витковой изоляции обмотки.

7. Разработана методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, позволяющие проводить их классификацию и оценку возможности применения для принятия решений, получены соотношения для численной оценки диагностической ценности (информативности) применения контролируемых показателей.

8. Получена численная оценка диагностической ценности применения метода контроля состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений в масле, указывающая на его случайную диагностическую ценность, при этом показано, что данный метод не может быть использован для принятия решений о состоянии износа изоляции обмоток силовых трансформаторов.

9. Получены численные оценки диагностической ценности использования различных методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле, при этом показано, что наибольшую диагностическую ценность имеет методика на основе МЭК (1ЕС 60 599), которая внедрена в практику эксплуатации.

10. Разработаны критерии оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу растворенных в масле газов. Выполнен анализ развития возможных дефектов в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов и их связь с появлением растворенных в масле газов, разработаны критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, а также необходимый объем и критерии послеремонтных измерений и испытаний, разработаны рекомендации по нормированию контроля антиокислительной присадки ионол и оптической мутности трансформаторного масла.

11. Разработана методика, обоснованы показатели и критерии для идентификации предельного состояния силового трансформатора, разработана методология для принятия решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленные сроки службы, или необходимости вывода их из работы. При этом показано, что переход силового трансформатора в предельное состояние обусловлен двумя основными причинами: наличием опасных деформаций обмоток и износом витковой изоляции обмоток.

12. Разработаны рекомендации по применению методов и критериев, и нормативно-технические документы, обеспечивающие возможность реализации эксплуатационными предприятиями в полном объеме требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» и требований разработанных «Норм технического диагностирования/контроля силовых трансформаторов», позволяющие обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.

Заключение

.

В диссертации обобщен многолетний опыт исследований и разработок по проблемам оценки технического состояния силовых трансформаторов и повышения надежности их эксплуатации проводимых автором, а также под руководством автора.

В диссертационной работе выполнен анализ опыта эксплуатации и повреждаемости силовых трансформаторов и автотрансформаторов (силовых трансформаторов) напряжением 110 кВ и выше эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях. Выполненный комплекс теоретических и экспериментальных исследований, разработанные методы и критерии, полученные в работе практические результаты развивают и повышают эффективность системы оценки технического состояния силовых трансформаторов, позволяют обеспечивать в полной мере принцип комплексного подхода к оценке их технического состояния, в том числе, определение предельного состояния силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации для принятия решений по возможности их дальнейшей эксплуатации или необходимости и целесообразности вывода из работы.

Внедрение результатов работы имеет важное народнохозяйственное значение, т.к. они непосредственно направлены на повышение надежности работы парка силовых трансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей Российской Федерации.