Главная » Статьи » Наши статьи

НАШИ СТАТЬИ СТАТЬИ ДРУГИХ АВТОРОВ НАШИ ПРЕЗЕНТАЦИИ
Вопросы надежности и диагностики силовых трансформаторов низких классов напряжения

Доклад был представлен на третьей научно-практической конференции «Диагностика электрических установок» Общественного Совета специалистов Сибири и Востока по проблемам диагностики силового электрооборудования и аналитическим приборам для предприятий энергетики и опыте их применения. Конференция прошла в г. Ангарске с 7 по 11 июля 2008 года.

 

 

авторы: д.т.н., проф. И.В. Давиденко, УрФУ

Комаров В.И., нач. ЭТО Свердловского филиала ОАО ТГК-9

Тихонов А.А., к.т.н.,нач. лаб. диагностики филиала ОАО «МРСК Сибири - Красноярскэнерго»

 

скачать доклад в формате pdf

 

В данном докладе рассматривается повреждаемость станционных и сетевых силовых трансформаторов 35 кВ и трансформаторов собственных нужд электростанций номинальным напряжением 10 кВ мощностью более 1000 кВА. Данные были предоставлены службами изоляции сетевых предприятий и генерирующих компаний. Наблюдаемый парк трансформаторов составляет около 1000 штук.
В энергосистемах до реструктуризации основное внимание уделялось трансформаторам 110-500 кВ. В результате реструктуризации в сетевых предприятиях остались только трансформаторы с номинальным напряжением 110 кВ и ниже, таким образом, из-за изменений в структуре парка обслуживаемого оборудования, возросло внимание к обслуживанию, диагностике и расследованию причин отказов и браковки трансформаторов до 35 кВ включительно.

Рассматриваемый период повреждаемости трансформаторов составляет около 50 лет. За это время по данной группе произошло 62 повреждения. Распределение повреждений в зависимости от места дефекта (узла/системы) трансформатора, приведено на рисунке 1.

 

Повреждаемость силовых трансформаторов 10-35 кВ по узлам

Рисунок 1 — Повреждаемость силовых трансформаторов 10-35 кВ по узлам

   

Наибольшее количество повреждений произошло из-за дефектов изоляции, хотя запасы по ней у оборудования до 35 кВ и ниже, как правило, достаточные. В чем же тут дело? Рассмотрим подробнее причины, вызвавшие повреждение изоляции. Наиболее часто это старение - 8 случаев, из них естественное старение – 1, «ускоренное старение» - 4 случая (когда по обмотке длительно протекал ток короткого замыкания) и масло – 3 случая. Часто изоляция страдает из-за нарушения изоляционных расстояний при изготовлении и ремонте – 5 случаев и дефектных проходных изоляторов – 2 случая. Не редкими являются повреждения изоляции из-за увлажнения – 5 случаев, в том числе три - прямое проникновение влаги через неправильно смонтированную или неисправную выхлопную трубу и перенапряжения из-за длительного существования однофазного замыкания на землю в сети – 1 случай, 2 случая — нарушение изоляции в магнитопроводе с образованием короткозамкнутых контуров.
На втором месте среди причин повреждаемости трансформаторов стоят недостатки переключающих устройств и динамической неустойчивости обмоток.
Переключающие устройства – 14 случаев и, как мы полагаем, все связаны с недостатками технического обслуживания: 9 случаев – плохие контакты, 2 случая – нестопорение ПБВ в установленном положении, 2 случая недостаток регулировки привода, 1 — неисправность контактора.
Витковые замыкания – 12 случаев, из них 10 случаев связаны с динамической неустойчивостью обмоток и старением витковой изоляции, 2 случая — витковое замыкание из-за влаги.
Обмотки – 9 случаев и все они обусловлены нарушением электрической цепи обмотки из-за плохих контактов – 4 случая – заводской дефект и 5 случаев – некачественный ремонт (забыли ключ на магнитопроводе, не подтянули контакты цепи обмотки и пр).
Прочие – 4 случая, хотя их можно отнести и к заводским дефектам: лопнуло маслоуказательное (причем дважды) стекло и обрыв цепей релейной защиты и перегрев обмотки.

Для заводских дефектов наиболее характерными являются нарушение технологии изготовления (23%) и динамическая неустойчивость конструкции (18%) .
При этом надо учесть, что сети до 35 кВ у нас выполняются с изолированной нейтралью и при отсутствии селективных защит от однофазных замыканий высока вероятность их перехода в 2-х, 3-х фазные к.з. Количество однофазных замыканий, в том числе и длительных, в них значительно больше, чем в сетях 110 кВ и выше. При расследовании повреждаемости часто обнаруживали кумулятивный эффект от воздействия коротких замыканий. Если проанализировать возраст отказавших и забракованных трансформаторов по этой причине, то воздействие коротких замыканий на динамически неустойчивые обмотки сказывается через много лет (кроме одного случая из восьми), что связано, на наш взгляд, прежде всего с величинами токов К.З. в сети и постепенным накоплением их воздействий на обмотки.
Несколько слов об увлажнении трансформаторов. Анализ повреждений рассматриваемой выборки дает только пять отказов из 62 из-за увлажнения изоляции, в том числе три прямого увлажнения, хотя изоляция является причиной 37% отказов оборудования. Однако известно, что влага в масле оказывает воздействие не только на изоляцию, но и на все другие конструктивные элементы, что отрицательно сказывается на их работе. Последствия увлажнения изоляции сказываются на повреждаемости в течение длительного периода времени. «Нормы» не нормируют влагосодержание масла из трансформаторов 35 кВ. Однако, летний отбор масла в Свердловском филиале ТГК-9 на влагосодержание из таких трансформаторов показывает, что из 17 проб в 14 влагосодержание превышало 30 г/т.
Результат анализа этой же выборки трансформаторов с точки зрения виновников повреждаемости приведен на рисунке 2.

 

Рисунок 2 - Виновники повреждаемости трансформаторов 10-35 кВ

 

Как видно из диаграммы (рисунок 2) главным виновником повреждений является персонал – 61%, причем вина между эксплуатационным и ремонтным персоналом распределилась приблизительно поровну. 19% повреждений дает завод, что также очень много.
Проанализировав ошибки персонала, выделим наиболее характерные недостатки в его
работе:

  1. неудовлетворительная эксплуатация переключающих устройств, нарушение порядка обслуживания;
  2. нарушение РД по эксплуатации трансформаторов - многократное включение на КЗ в сети или допущение длительного протекания токов короткого замыкания;
  3. недостаточный контроль качества контактных соединений в цепи обмотки, старение масла, увлажнения изоляции;
  4. допущение образования короткозамкнутых контуров в магнитной системе.

Человеческий фактор всегда имел большое значение и проведенный анализ причин повреждаемости трансформаторов до 35 кВ это ярко показывает. Причины ошибок одни и те же: низкая производственная дисциплина, нарушение инструкций, РД, недостаточная квалификация. В период реструктуризации к этому добавляется еще и нехватка персонала и недостатки в организации и финансировании ремонтного и эксплуатационного обслуживания.
В представленной выборке находятся силовые трансформаторы 7 заводов-изготовителей. Рассмотрев основных изготовителей трансформаторов 35 кВ по сроку наработки трансформаторов до повреждения, получим диаграмму представленную на рисунке 3. Если судить по этой диаграмме, то производителями наиболее надежных трансформаторов являются МТЗ и ЗТЗ, наименее надежными заводы в Тальятти и Биробиджане. Об остальных производителях судить трудно, т.к. их продукция в выборке представлена недостаточно.

 

Рисунок 3 — Срок наработки до повреждения силовых трансформаторов 35 кВ по изготовителям

 

Приведенные на диаграмме 3 сроки наработки трансформаторов до повреждения, в зависимости от изготовителя, целесообразно учитывать при оценке технического состояния трансформаторов. При постановке диагноза надо учитывать типичные для трансформаторов 10 кВ - 35 кВ дефекты: увлажнение, дефекты переключающих устройств, воздействие токов короткого замыкания. В стандартный набор измерений желательно включать те виды, которые наиболее эффективно выявляют перечисленные дефекты: измерения сопротивления изоляции и омических сопротивлений обмоток, контроль геометрии обмоток, хроматографический анализ растворенных газов в масле (ХАРГ), ТВК. 
По нашему опыту ХАРГ является эффективным средством выявления зарождающихся дефектов и точного определения их характера для трансформаторов не только 110 кВ и выше, но и также 35 кВ и ТСН 10 кВ мощностью более 1000 кВА.
Авторы статьи, проанализировав рассматриваемые случаи повреждений, убедились, что критерии соотношения пар газов для трансформаторов 110кВ и выше применимы и для трансформаторов 35 кВ при условии использования своих граничных значений газов. Результаты граничных значений концентраций газов для силовых трансформаторов 35 кВ
были определены в рамках НИР сотрудниками УГТУ-УПИ и используются в ЭДИС «Альбатрос» для интерпретации ХАРГ. При расчете использовались результаты ХАРГ 9 энергосистем для трансформаторов с маслом Т-750, ТКП, ТСП, Т-1500. Для масла ГК и ВГ, отличающихся содержанием ароматических углеводородов от других марок, граничные значения должны быть рассчитаны отдельно. В таблице 1 приведены наши результаты расчета, которые мы рекомендуем использовать как справочные для первичной оценки, при отсутствии в энергокомпании собственных расчетных граничных значений.

 

Таблица 1 — Типичные концентрации газов силовых трансформаторов 35 кВ со свободным дыханием (для любых марок масел кроме ГК, ВГ)
Кол-во анализов H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 CO CO2 Срок эксплуатации
351 0,00110 0,00030 0,00160 0,00025 0,00008 0,01600 0,21000 до 10 лет
1072 0,00120 0,00040 0,00160 0,00025 0,00009 0,01600 0,14000 10 - 20 лет
 1251 0,00160 0,00060 0,00020 0,00025 0,00009 0,01700 0,20000 20 - 30 лет
875 0,00200 0,00200 0,00120 0,00200 0,00010 0,02200 0,40000 более 30 лет

 

На одном из примеров с помощью экспертной программы «Альбатрос» проследим, как развивался дефект на трансформаторе 35 кВ, при этом рассмотрим применение нескольких методов интерпретации ХАРГ. На рисунке 4 показана гистограмма отношений измеренных концентраций Кизм к своим граничным значениям Кгр из Таблицы 1. На гистограмме рисунка 4 видно, что 19.11.98. все концентрации газов в пределе норм (Кизмгр<1), их отношения изображены зеленым цветом. Отбор 15.02.99. показывает появление и рост концентрации ацетилена (находится в зона риска: изображен желтым цветом). На замере 31.05.99 процесс уже стал заметным: водород, метан, ацетилен и этилен уже превысили нормы (Кизмгр>1), их отношения изображены красным цветом.
По составу газов с Кизмгр>1 и величине этих отношений система выдала заключение: «разряды и термический дефект» (при этом программой использовались свои граничные значения для 35 кВ.

 

Гистограмма отношений концентраций газов к их граничным значениям

Рисунок 4 — Гистограмма отношений концентраций газов к их граничным значениям

 

Следующий метод интерпретации ХАРГ приведен на рисунке 5, где изображены диаграммы состава газов относительно газа с максимальной концентрацией для тех же проб. Показано распознавание системой вида дефекта. Красным цветом отображен подобранный системой образ дефекта: «дефект, вызванный искрением». Третий метод интерпретации ХАРГ по соотношению пар газов дал заключение: «дуга в масле в ограниченном объеме». Таким образом, программа выдала заключения по ХАРГ тремя методами: «дуга в масле в ограниченном объеме», «разряды и термический дефект» и «дефект, вызванный искрением», то есть все три метода говорили, примерно, одно и то же и, прежде всего об опасности дефекта.

 

Диаграммы состава газов относительно газа максимальной концентрацией 31.05.99

Рисунок 5 — Диаграммы состава газов относительно газа максимальной концентрацией 31.05.99

 

События развивались следующим образом. 31.05.99. сработала газовая защита на сигнал. При вскрытии трансформатора было обнаружено: на фазе «С» обмотки ВН механический надлом перехода «медь - алюминий» на выходе отвода из обмотки, который выполняется в холодном состоянии под большим давлением холодной сваркой. Часть пайки перехода отскочила от вибрации трансформатора при изначально некачественно выполненной пайке на заводе - изготовителе. Приведенный пример вполне доказывает состоятельность применения ХАРГ для ранней диагностики технического состояния трансформаторов 35 кВ.
На рис. 6 показано количество повреждений трансформаторов в зависимости от срока службы. Приработочный период заканчивается к 3 годам. После приработочного периода и до 16 лет мы имеем достаточно надежную работу оборудования. Повышение повреждаемости с 16 по 36 лет обусловлено прежде всего комплектующими (РПН,ПБВ), динамической неустойчивостью обмоток (старением витковой изоляции и кумулятивным эффектом), а также последствиями некачественного ремонта и эксплуатации. После 37-40 лет повреждаемость связана, в основном, с процессами старения других узлов трансформатора и воздействиями персонала на оборудование. Ресурс самого трансформатора значительно больше. Доля вины ремонтного персонала на протяжении всего срока эксплуатации, остается примерно одинаковой и объясняется, скорее всего, человеческим фактором.

 

Повреждаемость силовых трансформаторов 35-10 кВ по срокам эксплуатации

Рисунок 6 — Повреждаемость силовых трансформаторов 35-10 кВ по срокам эксплуатации

 

На рисунке 6 показано количество повреждений трансформаторов в зависимости от срока службы и красным цветом выделена доля ремонтного персонала. К сожалению, в последнее время тенденция повышения этой доли наблюдается у большинства энергокомпаний. Желтым цветом показаны повреждения ПУ, которые остаются примерно одинаковыми на протяжении всей жизни независимо от возраста, что, возможно, связано как с их качеством, так и квалификацией эксплуатирующего их персонала.

 

Выводы:

  1. Учитывая значительное влияние человеческого фактора на надежность работы оборудования, с приходом рыночных отношений в электроэнергетику внимание к персоналу, повышению его квалификации, мотивации, чувства ответственности должно быть на уровне этих отношений.
  2. Необходимо шире внедрять современные методы диагностики и для трансформаторов до 35кВ включительно для сокращения материальных потерь из-за отказов. Точная и оперативная диагностика позволит своевременно провести необходимые эксплуатационные и ремонтные мероприятия, а значит продлить срок службы этого оборудования.
  3. Для повышения общего уровня технической диагностики необходимо в повседневной работе больше применять экспертные диагностические системы, так как они выдают более точные диагнозы, дисциплинируют и учат персонал, сокращают время на рутинную работу, позволяют получить много дополнительной полезной информации.
  4. Для трансформаторов 35 кВ и 10 кВ мощностью более 1000 кВА желательно рассчитать / иметь свои критерии браковки по ХАРГ, влагосодержанию масла и другим контролируемым параметрам. В докладе авторы предлагают рассчитанные по данным собранной информации из различных энергопредприятий граничные концентрации газов для трансформаторов до 35 кВ.
  5. При снижении доли негативных факторов на повреждаемость трансформаторов до 35 кВ срок их надежной работы может быть продлен до 50-60 лет.

 

скачать доклад в формате pdf

Полная или частичная перепечатка материалов сайта возможна только с разрешения авторов и с обязательным размещением на странице материала кликабельной ссылки на первоисточник.
Категория: Наши статьи | Добавил: konstov (26.04.2016)
Просмотров: 1061 | Теги: анализ повреждаемости, силовые трансформаторы, харг | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
avatar