Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Постановка задач диссертационной работы 25
1.1. Общие положения 25
1.2. Повреждаемость силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях 29
1.3. Методы контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше 40
1.4. Задачи по совершенствованию системы оценки состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше 59
Выводы по главе 1 65
Глава 2. Анализ удельной повреждаемости силовых транс форматоров напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше 69
2.1. Анализ удельной повреждаемости блочных трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых на ТЭС и ГЭС 69
2.2. Анализ удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых в электрических сетях 75
2.3. Причины, приводящие к развитию повреждений силовых трансформаторов с возникновением внутренних коротких замыканий 82
Выводы по главе 2 87
Глава 3. Исследование процессов, приводящих к старению бумажной изоляции в процессе эксплуатации силовых транс форматоров, разработка методов и критериев оценки ее износа 89
3.1. Исследование физико-химических процессов, приводящих к старению и деградации бумажной изоляции силовых трансформаторов в процессе эксплуатации 89
3.2. Исследование кинетических закономерностей деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации 97
3.3. Исследование состояния силовых трансформаторов при достижении предельно-допустимых показателей износа изоляции
3.4. Разработка методики оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов 125 Выводы по главе 3 134
Глава 4. Разработка методологии принятия решений при оценке состояния силовых трансформаторов, методики и критериев оценки диагностической ценности контролируемых показателей 137
4.1. Разработка методологии принятия решений при эксплуатации силовых трансформаторов с учетом фактора риска 137
4.2. Разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации 143
Выводы по главе 4 152
Глава 5. Исследование диагностической ценности показателей контроля состояния изоляции силовых трансформаторов в эксплуатации 153
5.1. Исследование и оценка диагностической ценности показателей износа бумажной изоляции силовых трансформаторов 153
5.2. Исследование и оценка диагностической ценности показателей хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов 162
5.3. Исследование диагностической ценности показателей хроматографического анализа газов, растворенных в масле высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, и разработка критериев их применения 172
5.4. Контроль содержания антиокислительной присадки и оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов 179
Выводы по главе 5 181
Глава 6. Разработка критериев принятия решений при эксплуатации силовых трансформаторов с длительным сроком службы и рекомендаций по совершенствованию стратегии их эксплуатации 184
6.1. Разработка критериев идентификации предельного состояния силовых трансформаторов и рекомендаций для принятия решений по возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации 184
6.2. Разработка критериев принятия решений по возможности и целесообразности эксплуатации высоковольтных герметичных вводов трансформаторов и стратегии их ремонта и замены 200
6.3. Анализ и разработка нормативно-технической доку ментации для повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов 208
Выводы по главе 6 216
Заключение 218
Выводы по работе 219
Литература 224
Приложение
- Повреждаемость силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях
- Анализ удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых в электрических сетях
- Исследование кинетических закономерностей деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации
- Разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации
Введение к работе
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 567569 МВА при установленной мощности генераторов 194000 МВт. При этом коэффициент соотношения установленных мощностей трансформаторов и генераторов Ктг. 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 11677-85 срок службы 25 лет [1].
В целом, порядка 40% силовых трансформаторов напряжением ПО 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 11677-65 [3], имеющих недостаточную электродинамическую стойкость к возросшим уровням токов короткого замыкания в энергосистемах. Согласно ГОСТ 11677-85 [1] расчетная мощность трехфазного короткого замыкания в сетях 6-750 кВ примерно в 2,5 раза больше принятой в ГОСТ 11677-65 [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 30-50% 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 ПО 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 масле; контроль содержания фурановых соединений в масле; измерение степени полимеризации; контроль содержания антиокислительной присадки ионол; тепловизионный 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 ПО 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 ПО 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 ПО 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 ПО 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 34.46.302-00). 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 ПО 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.
Повреждаемость силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях
Как указывалось выше, одной из актуальных проблем как отечественной, так и зарубежной электроэнергетики является проблема обеспечения надежности работы силовых трансформаторов (автотрансформаторов) эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях.
За период 1998-2004 гг. на энергопредприятиях, входящих в Холдинг РАО «ЕЭС России», зафиксировано 925 технологических нарушений в работе силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ эксплуатируемых на ТЭС, ГЭС и в электрических сетях. Автором проанализировано в общей сложности 925 актов расследования технологических нарушений в работе указанного оборудования, поступивших в Генеральную инспекцию РАО «ЕЭС России».
В таблице 1-1 приведено распределение повреждаемости силовых трансформаторов по узлам и классам напряжений, при этом их число составило 65,3% силовых трансформаторов напряжением ПО кВ; 23,1% -220 кВ; 4,6% - 330 кВ; 7,0% - 500 кВ. Как следует из таблицы, наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы - 28,2%, обмотки -15,2%, устройства РПН - 18,3%. Значительная доля технологических нарушений приходится на течи масла (14%) и упуск трансформаторного масла (13,4%). В таблице 1-2 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам в зависимости от срока эксплуатации. По результатам выполненных автором исследований в таблице 1-3 приведены основные повреждения силовых трансформаторов и высоковольтных вво зо дов с указанием причин их возникновения, характером и последствиями развития дефектов. Наиболее тяжелым повреждением силового трансформатора является внутреннее короткое замыкание (КЗ) [15]. Выполненный анализ показал, что повреждения, сопровождающиеся внутренними КЗ, имели место при повреждении обмоток в 80% случаев общего числа повреждений обмоток, при повреждениях высоковольтных вводов — 89%, при повреждениях РПН-25%.
Анализ повреждений силовых трансформаторов с внутренними короткими замыканиями по периодам, указанным в ГОСТ 11677-85 [1] (первый - в течение первых 12 лет эксплуатации до первого капитального ремонта; второй - от 12 лет до 25 лет (нормированный срок службы не менее 25 лет); третий - за срок службы более 25 лет, 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 низшего напряжения; - повреждения обмоток высшего напряжения из-за возникновения виткового замыкания; - перекрытие масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки; - нарушение целостности контактной системы и токоограничиваю-щих сопротивлений контактора РПН, приведшие к образованию электрической дуги и выбросу масла. За период 12-25 лет эксплуатации имели место следующие повреждения: - внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного неотключения при сквозных КЗ на стороне низшего напряжения; - повреждения из-за увлажнения и загрязнения изоляции обмоток; - повреждения негерметичных высоковольтных вводов из-за увлажнения и загрязнения внутренней изоляции; - увлажнение изоляции бакелитового цилиндра РПН; - перекрытие масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки; За период после 25 лет эксплуатации имели место повреждения: - внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного неотключения при сквозных КЗ на стороне низшего напряжения; - повреждения РПН; - повреждение трансформаторов из-за нарушения контактов отвода обмотки, обрыва части проводников гибкой связи, отгорание отвода обмотки в баке трансформатора с замыканием на ярмовую балку; - повреждения негерметичных высоковольтных вводов из-за увлажнения и загрязнения внутренней изоляции; - повреждения обмоток высшего напряжения из-за возникновения виткового замыкания; - перекрытие масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки; - износ бумажной изоляции обмоток; - повреждение трансформатора из-за недостаточной стойкости при КЗ. Проведенные исследования показали, что из зафиксированных случаев повреждений трансформаторов с внутренними короткими замыканиями 15% сопровождались взрывами и пожарами. Эти повреждения в основном были вызваны повреждениями высоковольтных вводов, обмоток, РПН. При этом наиболее тяжелые повреждения силовых трансформаторов имеют место при развитии таких дефектов, как: - снижение электрической прочности масляного канала высоковольтных герметичных вводов из-за отложения осадка на внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки и коллоидного старения масла; - снижение электрической прочности бумажно-масляной изоляции высоковольтных негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения; - увлажнение, загрязнение и износ изоляции обмоток; - выгорание витковой изоляции и витков обмоток из-за длительного неотключения сквозного тока КЗ и недостаточной стойкости к токам КЗ; - ошибки монтажа, ремонта и эксплуатации.
Анализ удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых в электрических сетях
На основе актов расследования технологических нарушений в работе силовых трансформаторов эксплуатируемых в электрических и межсистемных сетях Холдинга РАО «ЕЭС России» автором выполнен анализ удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше.
На рис. 2-4 приведено распределение парка силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических и межсистемных сетей (электрических сетей) в зависимости от срока эксплуатации. Распределение парка указанных силовых трансформаторов свидетельствует, что около 32% трансформаторов отработали установленный ГОСТ 11677-85 [1] срок службы 25 лет.
Анализ повреждаемости парка трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, за период 1998-2002 г. показывает, что удельное количество технологических нарушений в работе указанных трансформаторов, приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 1,8% в год. При этом около 30% от общего числа таких технологических нарушений сопровождалось возникновением внутренних коротких замыканий [50].
Распределение силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей в зависимости от срока эксплуатации. Основными причинами технологических нарушений, не сопровождавшихся внутренними короткими замыканиями, являются (в % от общего количества нарушений, приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке): - нарушения в работе РПН — 20%; - течи масла из вводов - 16%; - течи и упуск масла из трансформатора из-за нарушения сварных соединений и резиновых уплотнений — 13%; - повреждение двигателей маслонасосов системы охлаждения - 4%; - повышение давления в высоковольтных герметичных вводах — 3%; - повреждение оболочки пленочной защиты — 2%.
На рис. 2-5 приведена зависимость удельной повреждаемости трансформаторов, отключенных действием защит или выведенных персоналом по аварийной заявке от срока службы. Необходимо подчеркнуть, что характер зависимости полностью соответствует классической фундаментальной зависимости числа отказов при функционировании различных технических систем, которая характеризуется периодами приработки, стабильным функционированием и старением.
Основными причинами технологических нарушений, сопровождавшихся внутренним коротким замыканием в трансформаторе, являются (в % от общего количества повреждений трансформаторов сопровождавшихся внутренними короткими замыканиями): - пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов - 48%; - недостаточная стойкость при КЗ - 14%; - износ изоляции обмоток - 12%; - пробой изоляции обмоток — 7%; - пробой изоляции отводов, нарушения контактного соединения отвода обмотки, обрыв части проводников гибкой связи, замыкание на яр-мовую балку магнитопровода и корпус бака - 5%; - повреждения РПН - 5%.
Из имевших место случаев с внутренними КЗ 24% сопровождались возгораниями и пожарами трансформаторов. При этом удельная повреждаемость силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, сопровождавшихся внутренними короткими замыканиями, составляет — 0,45% в год.
Наиболее тяжелым повреждением силового трансформатора является любое (витковое, междуфазное, на землю) внутреннее короткое замыкание (КЗ). Внутренние короткие замыкания в силовых трансформаторах связаны с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов, РПН, с повреждениями прочих узлов (включая ошибки при монтаже, ремонте и эксплуатации).
Как показано выше возникновение внутренних КЗ в процессе эксплуатации может быть связано с недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам КЗ, с длительными неотключениями сквозных токов КЗ, приводящих к выгоранию витковой изоляции, нарушением контактных соединений, а также развитием физико-химических процессов, ухудшающих изоляцию трансформаторов и высоковольтных вводов [27].
К числу таких причин относятся, в частности, загрязнение твердой изоляции, обуславливающее опасное перераспределения напряжения на ее участках, либо загрязнение и увлажнение масла, снижающее его электрическую прочность. Развитие загрязнения изоляции трансформатора возможно, в частности, вследствие ионизационных процессов в изоляции, сопровождающихся образованием свободного углерода из трансформаторного масла.
Исследование кинетических закономерностей деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации
Основным элементом силового трансформатора, наиболее подверженным развитию процессов старения и фактически определяющим его ресурс, является бумажная изоляция обмоток. При этом следует отметить, что значение срока службы 25 лет нормировано в ГОСТ 11677-85 [1] исходя из представлений о возможном тепловом износе витковои изоляции обмоток за указанный срок эксплуатации. Однако, как показывает опыт эксплуатации, фактический износ, который достигается бумажной изоляцией обмоток за номинальный срок эксплуатации конкретных трансформаторов, существенно различается [73].
При этом из-за достаточно сложной сетки параллельных и последовательных химических реакций, приводящих к деградации целлюлозы, и множественности факторов, влияющих на кинетику их развития, не представляется возможным спрогнозировать с необходимой точностью степень износа изоляции обмоток трансформатора путем анализа воздействий эксплуатационных факторов.
Согласно РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [14] оценка износа бумажной изоляции обмоток трансформаторов проводится по измерению ее степени полимеризации. Этот показатель отражает в целом уровень структурной организации электроизоляционной бумаги и находится в неразрывной связи с ее механической прочностью.
На основе физико-химических закономерностей и полученных данных измерений величин степени полимеризации образцов электроизоляционных бумаг и бумажной изоляции обмоток, отобранных из эксплуатируемых трансформаторов, автором, совместно с к.х.н. В.Б. Комаровым, были проанализированы кинетические закономерности процесса деструкции витковой изоляции обмоток [74].
В таблице 3-2 приведены результаты выполненных измерений степени полимеризации образцов электроизоляционных бумаг, использующихся для намотки и отвечающих по физико-химическим характеристикам требованиям ГОСТ 645-89 [75], а также образцов витковой изоляции, отобранных из обмоток силовых трансформаторов, находившихся в эксплуатации. Степень полимеризации образцов определялась по вязкости их растворов в кадоксене, исходя из уравнения Марка-Хоувинка [74, 76]: [n] = 7,M0-3Pv0 94 , (3-4) где Pv - средневязкостная степень полимеризации; [г] - характеристическая вязкость раствора целлюлозы в кадоксене.
Из представленных данных видно, что значения степени полимеризации Pv образцов изоляции обмоток силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации (позиции 6-15) существенно ниже значений Pv исходных электроизоляционных бумаг (позиции 1-5), что обусловлено старением изоляции в процессе эксплуатации. Также необходимо отметить существенное различие значений степени полимеризации образцов исходных электроизоляционных бумаг, что может быть связано со способом варки бумаги, возрастом, условиями произрастания и типом древесины, составом конкретного варочного щелока, используемого при производстве бумаги. В этой связи следует отметить, что в соответствии с ГОСТ 645-89 [75] значение исходной степени полимеризации бумажной изоляции не нормируется.
Однако полученные экспериментальные данные не обнаруживают подобной корреляции. При этом графический анализ [77] показал наличие хорошей линейной зависимости 1/PV от времени х в полулогарифмических координатах. На рис. 3-1 представлена полученная зависимость In (1/PV) f СО- Такая зависимость является характерной для синергетиче-ских процессов деструкции целлюлозы [78] и вызвана, вероятно, совместным воздействием эксплуатационных факторов.
Следует отметить, что несмотря на весьма значительное среднеквадратичное отклонение, коэффициент корреляции общей зависимости In (1/PV) f (х) для исходных электроизоляционных бумаг и образцов изоляции, отобранных из силовых трансформаторов, весьма высок и составляет 0,89 [74].
Имеющийся экспоненциальный рост величины 1/Ру целлюлозной изоляции обмоток трансформаторов от времени их эксплуатации достаточно характерен при комбинированных физико-химических воздействиях и отражает синергизм совместного влияния на изоляцию эксплуатационных факторов.
Разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации
В литературе отсутствуют предшествующие работы по непосредственному теоретическому и количественному исследованию диагностической ценности признаков, применяемых при оценке состояния электротехнического оборудования в эксплуатации, включая трансформаторы [100, 101, 102].
Ниже приводятся результаты проведенных автором исследований в этом направлении на основе общих теоретических работ по теории информации и технической диагностики, позволившие разработать классификацию и численные критерии оценки диагностической ценности признаков используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.
Оценка состояния силовых трансформаторов, как известно, традиционно производится по комплексу контролируемых параметров и их нормативам. До последнего времени целесообразный состав комплекса параметров для контроля состояния трансформаторов, их нормирование и оценка их диагностической ценности производился экспертным путем на основании знаний о физических процессах, происходящих в оборудовании, с учетом накопленного опыта эксплуатации, анализа повреждаемости, результатов контроля и ремонта. При этом, не использовались количественные методы оценки диагностической ценности контролируемых параметров в сочетании с их нормативами (далее «показателей»). Между тем такая возможность существует и используется в работах по технической диагностике [103]. При этом, количественная оценка диагностической ценности тех или иных показателей, используемых для оценки состояния оборудования, базируется на основных положениях и методах, разработанных в теории информации [104].
Применение этих положений и методов не предполагает подмену ими экспертного подхода к решению вышеупомянутых задач, а является дополнением к нему, обеспечивающим повышение достоверности и обоснованности применения контролируемых показателей с целью повышения эффективности системы оценки технического состояния и диагностики оборудования.
Очевидно, что при измерении тех или иных контролируемых параметров и использовании их значений для оценки состояния силовых трансформаторов (как, впрочем, и другого оборудования) необходимо осмысливать степень полезности получаемой информации. При этом, если распространить использование того или иного показателя (признака) за пределы его действительной применимости (информативности), то это может приводить к принятию ошибочного решения. Это связано с тем, что в ряде случаев считают уровень информации, получаемый при измерении того или иного параметра, более высоким, чем тот, что имеется на самом деле.
Следует отметить, что задача выбора признаков и нахождения такого множества контролируемых показателей, которые бы обеспечивали наилучшее распознавание дефектов является в технической диагностике одной из важнейших и наиболее трудных. Поиск оптимального набора признаков имеет большое значение по крайней мере по двум причинам:
- во-первых, от этого зависит объем измерений и вычислений и соответственно материальные затраты для эксплуатационных организаций;
- во-вторых, это помогает избежать опасности, связанной с проявлением так называемого «проклятия размерности» [105], когда увеличение размерности пространства признаков может не только не увеличивать вероятность распознавания, но и существенно ее снижать.
Необходимо также подчеркнуть, что один из главных принципов, используемый в технической диагностике, заключается в следующем: диагностическая ценность признака определяется информацией, которая вносится признаком в систему оценки состояний (диагнозов) [103].
Понятие «количество информации», основанное на оценке энтропии (неопределенности), является фундаментальным положением теории информации на основе которого, применительно к технической диагностике, в [103, 104] было сформулировано определение диагностической ценности (информативности) признака. При наличии статистических данных эта характеристика позволяет численно оценивать количество информации, которым обладает контролируемый параметр (или совокупность параметров) при использовании для оценки технического состояния системы (оборудования).
Для снижения значения энтропии H(D/K) очевидно необходимо стремится использовать признаки, характеризующие состояние системы на максимально возможном уровне информации. При этом, если начальная энтропия системы равна H(D), а после получения информации по отдельному признаку она составляет H(D/kj), то внесенная информация отдельным признаком составляет.
Величина ZD (kj) представляет собой оценку количества информации, которое вносится обследованием с помощью признака kj в установление неизвестного заранее состояния, принадлежащего к рассматриваемой совокупности диагнозов.
