Статья опубликована в журнале «Электро» #4 за 2014 год.
И.В. Давиденко, д.т.н., профессор кафедры ЭМ УралЭНИН УрФУ
К.В. Овчинников, ООО «Эльмаш (УЭТМ)»
В статье описан алгоритм анализа повреждаемости трансформаторов. Даны примеры его применения по выборке 349 фактов повреждений трансформаторов 35-500 кВ. Отмечено, чем он может быть полезен для потребителей и производителей электрооборудования. Приведены результаты анализа повреждаемости обмоток, магнитопровода и переключающих устройств трансформаторов.
Ключевые слова: надежность и повреждаемость силовых трансформаторов, надежность и повреждаемость обмоток, магнитопровода и переключающих узлов, экспертные, информационные и диагностические системы.
Актуальность исследования
На основе качественного анализ повреждаемости силовых трансформаторов (СТ) можно уточнять критерии их диагностирования, выявлять сильные и слабые места проведения технического обслуживания, процедур диагностирования, оснащенности квалифицированными кадрами, материалами, средствами и методиками; выявлять приоритетные направления инвестиций по производителям и типам оборудования, обучению персонала и его стимулированию, средствам диагностирования и проведения операций ТОиР.
К сожалению, в последнее время наблюдается утрата специалистами энергокомпаний навыков расследования и сбора информации о повреждениях электрооборудования (ЭО), сопутствующих им факторов и их последствиях, а также навыков многостороннего анализа надежности трансформаторов. Эта негативная тенденция стала следствиям ряда факторов, в том числе:
- c начала реструктуризации энергосистемы РФ перестали выходить релизы ОРГРЭС с подробным анализом отказов силовых трансформаторов;
- приказы о конфиденциальности любой информации, в том числе о повреждаемости оборудования, привели к тому, что полной информацией об отказах оборудования могут обладать только определенные департаменты холдингов ЕЭС России;
- публикации специалистов управлений холдингов ЕЭС РФ с анализом надежности трансформаторов часто были выполнены с поверхностным, формальным подходом;
- из-за конфликта интересов производитель-эксплуатация, начальник-подчиненный возникает искажение данных о причинах и характере повреждений, нарастающее вверх по иерархии управления.
Цель предлагаемого нами алгоритма решение выше перечисленных задач путем повышения качества и автоматизация анализа повреждаемости силовых трансформаторов.
Использование предложенного алгоритма в автоматизированных системах позволит, в том числе, минимизировать ошибки персонала: избежать неточности вносимых данных, субъективности, компенсировать отсутствия у персонала опыта проведения такого анализа.
Отказ силового трансформатора — явление редкое, поэтому чтобы собрать достаточный для анализа объем информации необходимо накапливать данные несколько лет по ряду производственных отделений, филиалов МРСК/ФСК. Сегодня повсеместно на предприятиях используются базы данных (БД) для хранения информации об эксплуатации ЭО, которые могут быть использованы и для сбора данных о повреждениях ЭО (после соответствующей доработки).
Описание алгоритма анализа повреждаемости
Алгоритм (см. рисунок 1) строится на двух ключевых этапах. На первом из них каждое повреждение описывается и классифицируется по созданному шаблону, а на втором происходит подробный анализ массива собранных данных. Данный алгоритм реализован в экспертно-диагностической и информационной системе (ЭДИС) оценки технического состояния электрооборудования «Альбатрос».
Акт формализованного описания-классификации повреждения, содержит 4 блока информации: паспортные характеристики; факторы, сопутствующие повреждению; факторы, выявившие повреждение; последствия повреждения, а также данные блока
классификации повреждения. Более 80% информации акта формируется с помощью набора справочников. Эта формализация описания повреждения позволяет автоматизировать процедуру анализа данных ЭДИС. Для блока классификации повреждений было разработано 14-15 справочников, часть из которых двухуровневые.
Например, справочники, описывающие причины, характер, место, вид повреждения, виновников, последствия повреждения, ущербы энергокомпании, ущербы потребителей, состояние нейтрали трансформатора, условия работы в момент повреждения, причины отключения и браковки оборудования.
На рисунке 2 приведен пример 2-хуровнего справочника «Характер повреждения».
На втором этапе производится анализ повреждаемости трансформаторов по созданной базе описания повреждений.
Здесь есть следующие возможности:
- статистического анализа повреждаемости СТ рассматриваемого периода в виде круговых диаграмм (23 различных видов диаграмм);
- выявления тенденций изменения статистики повреждаемости СТ в сравнении с предыдущим периодом;
- расчета показателей надежности парка трансформаторов рассматриваемого периода (поток отказов, наработка на отказ, среднее время восстановления, коэффициент готовности);
- выявления тенденций изменения показателей надежности в сравнении с предыдущим периодом;
- сравнение показателей надежности и статистических показателей повреждаемости СТ с аналогичными показателями, в среднем по региону (холдингу и т.д.);
- статистический анализ графиков зависимости повреждаемости трансформатора (его узлов и систем и пр.) от срока эксплуатации;
- ограничение рассматриваемой выборки повреждений с использованием справочников 4 блока информации акта (паспортных характеристик; факторов, сопутствующих развитию и выявляющих повреждения; классификаторов и последствий повреждений).
Важно отметить, что виды повреждений СТ делятся на браковки (повреждения, которые выявил эксплуатационный персонал и своевременно вывел СТ из работы) и отказы (повреждения трансформатора, которые эксплуатационный персонал просмотрел или не успел вовремя вывести СТ из работы, СТ отключился цепями релейной защиты или произошла авария, приведшая к выходу трансформатора из строя). Кроме того, среди повреждений (браковок и отказов) выявляются финальные, то есть такие, при которых восстановление трансформатора не возможно или экономически не целесообразно. Анализ изменений тенденций соотношения показателей браковка/отказы и их сравнение со средними показателями покажут изменение эффективности работы персонала энергокомпании по диагностированию дефектов и выполнению операций ТОиР. Чем выше квалификация персонала в области диагностирования, лучше его оснащенность диагностическим оборудованием и методиками, адекватнее и оперативнее работа по
ТОиР, тем выше показатели забракованного оборудования и ниже показатели отказов в энергокомпании.
В зависимости от организации, проводящей анализ повреждаемости СТ и целей его проведения, алгоритмы (сценарии) анализа имеют свою специфику.
С точки зрения завода-изготовителя могут рассматриваться: надежность поставщиков материалов и комплектующих, слабые места в конструкции СТ, технологии их изготовления, а также могут вырабатываться рекомендации для потребителей по диагностированию и эксплуатации оборудования.
С точки зрения организаций, специализирующихся на диагностировании (инженерных центров) может рассматриваться аудит организации, диагностирующей оборудование, с выявлением сильных и слабых мест проведения процедур диагностирования, оснащенности квалифицированными кадрами, приборами и методиками, получение новых, проверка и совершенствование существующих критериев и алгоритмов диагностирования оборудования.
С точки зрения ремонтной организации могут рассматриваться: ремонтопригодность и надёжность оборудования различных производителей; качество комплектующих, поставляемых различными заводами.
С точки зрения эксплуатирующей организации могут: определяться направления инвестиций в приобретение диагностического оборудования и методик диагностирования; выявляться надежные производители (конструкции) оборудования; проводиться обучение
персонала; выявляться приоритетных направлений инвестиций по производителям и типам оборудования; определяться недостатки в организации ТОиР и процедур диагностирования; проводиться аудит организации, эксплуатирующей оборудование, с выявлением сильных и слабых мест проведения операций технического обслуживания и ремонта (ТОиР), оснащенности кадрами, необходимыми материалами и средствами для проведения таких работ; выявляться слабые места как в области управления закупками,
выборе поставщиков оборудования, так и в процессе эксплуатации трансформаторов.
Это возможно благодаря тому, что структура отказов, их характер, могут быть рассмотрены для каждого поставщика оборудования в отдельности, для каждого подразделения организации. Получая данные не только о количестве повреждений, но и продолжительности восстановления, коэффициенте готовности и т.п. в различных разрезах, компания может оптимизировать свои затраты и направлять средства именно туда, где потребность в них наиболее высокая.
В настоящее время отработан алгоритм анализа повреждаемости СТ с точки зрения эксплуатирующей организации и ведутся разработки других сценариев.
Результаты анализа повреждаемости трансформаторов
Далее в статье рассматриваются некоторые результаты анализа повреждаемости силовых трансформаторов (СТ) различных классов напряжения (10-500 кВ).
Залогом качественного анализа повреждаемости являются 3 фактора: репрезентативная выборка, достоверные данные и качественный алгоритм.
Выборка фактов повреждения СТ классов напряжения 15-500 кВ собрана благодаря широкому внедрению экспертно-диагностической и информационной системе (ЭДИС) «Альбатрос» (365 рабочих мест).
Авторам удалось собрать весомый массив повреждений силовых трансформаторов — 349 случаев
База данных ЭДИС хранит информацию об условиях работы СТ и воздействиях на него в момент повреждения, результатах вскрытия, а также «историю жизни» трансформатора, представленную результатами измерений и перечнем операций ТОиР, выполненных до момента повреждения. Таким образом, в архиве накапливаются и те повреждения, которые своевременно выявлены персоналом, и те, которые выявить персонал не успел. В нашу выборку вошли трансформаторы, установленные на всей территории России, имеющие сроки наработки до 60 лет. Трансформаторы изготовлены на крупнейших заводах РФ и ближнего зарубежья. Авторы считают, что информация, собранная в базе данных повреждений, достаточно достоверна, так как ими проверялось соответствие результатов вскрытия СТ характеру и динамике развития дефекта, диагностированного по данным измерений.
Поэтому считаем, что выборка, которой располагают авторы, является репрезентативной, достоверной и позволяет получить объективную картину повреждаемости трансформаторного оборудования.
Наиболее повреждаемыми узлами трансформаторов по данным авторов (это, в целом согласуется с [1,2,3]) являются обмотки (39% от общего числа повреждений), ПУ (31%), вводы (12%), система охлаждения (6%), магнитопровод (5%). Ниже приведены результаты
кратких анализов повреждаемости обмоток, ПУ и магнитопроводов.
Анализ повреждаемости обмоток
Обмотки трансформатора являются наиболее повреждаемым узлом – 126 случаев из всего 349 (39%). Несмотря на то, что они, в отличие от переключающих устройств, не содержат движущихся частей, из-за взаимодействия сил, вызванных протекающими в них токами, друг с другом, обмотки находятся в постоянном движении. При этом происходит повышенный износ бумажной витковой изоляции (которая одновременно подвержена механическому, химическому, термическому и электромагнитному воздействиям), что впоследствии приводит к межвитковым замыканиям.
Так же во время короткого замыкания на обмотки трансформатора начинают воздействовать радиальные и аксиальные силы на порядки большие, чем в нормальном режиме работы, что приводит к значительным смещениям обмоток и, в крайних случаях, к разрушению как самих обмоток, так и системы прессовки. Ещё одной угрозой для обмоток являются импульсные перенапряжения, вызываемые, в частности, грозами; при отсутствии необходимых защитных устройств на подстанции или их некачественной
работе, может произойти пробой изоляции.
В отличие от описанных выше видов повреждений, которые развиваются в считанные мгновения (за исключением износа витковой изоляции), длительный перегрев обмоток приводит к постепенной деградации твёрдой изоляции с последующим её разрушением.
Данный процесс может быть отслежен с помощью АРГ и причина его устранена.
Из рисунка 3 видно, что приработочный период для обмоток длится 3-4 года, на протяжении этого периода выявляется большинство заводских дефектов.
Механический характер носят 49% повреждений обмоток.
К таким повреждениям мы, в частности, отнесли воздействия динамических процессов, износ межвитковой изоляции (и, как следствие, пробой), ослабление болтовых/паяных соединение обмоток с отводами и ошиновкой, а также увлажнение изоляции.
Почти треть повреждений (32%) имеют электрический характер, прежде всего это пробой из-за импульсного перенапряжения. Наиболее часто повреждения связаны с пробоем витковой изоляции (28%), главной изоляции (30%), также часто страдают отводы (23%). Остальные повреждения происходят в прессующих кольцах и других местах.
Наиболее распространёнными причинами повреждений за весь период работы трансформатора являются ошибки эксплуатации (46%), а также конструкторские и технологические ошибки (21%), которые нельзя отнести к производственному браку (например, недостаточная динамическая или импульсная стойкость обмоток, которые являются ошибками расчёта; неверно подобранные материалы на стадии проектирования, т.е. конструкторские ошибки).
Возвращаясь к приработочному периоду отметим, что в первые 4 года эксплуатации 68% повреждений вызваны именно технологическими или конструкторскими ошибками завода-изготовителя. В 19% случаев к повреждению трансформатора приводят действия сторонних лиц
и организаций. Интересно отметить, что к повреждениям от стихийных воздействий в этот период можно отнести только 3% повреждений обмоток. Одной из причин столь низкой цифры является то, что авторы считают, например, что первопричиной выхода трансформатора из строя при грозе из-за отсутствия защитного оборудования на станции является именно отсутствие защитных устройств, а не сама гроза.
Анализ повреждаемости переключающих устройств
Переключающее устройство (ПУ), наравне с обмотками, является одним из самых повреждаемых узлов трансформатора [4] (в нашем исследовании устройства переключения под нагрузкой (РПН) и без возбуждения (ПБВ) объединены в одну группу). Так, в выборке, доля повреждений ПУ составила 31% от общего числа повреждений (109 случай из 349). Распределение повреждений ПУ с течением времени приведено на рисунке 4.
Из рисунка 4 видно, что для ПУ ярко выражен приработочный период, который для данного узла трансформатора составляет 7 лет.
Более половины повреждений – 55% – носят механический характер. Наиболее распространёнными типами являются нарушение контакта (43%) и смещение деталей (21%), которые нередко влекут за собой тепловые повреждения, такие нагар и оплавление контактов.
Четверть повреждений тепловые, они вызваны, в основном, подгаром и подплавлением контактов (в данном случае речь идёт не о следствиях, как в предыдущем абзаце, а о причинах). В этих случаях при осмотре ПУ не выявлено существенных механических повреждений.
Интересно отметить, что при 47% механических повреждений против 29% тепловых вызваны естественным старением узлов, в то же время 30% механических и 38% тепловых повреждений ПУ происходит из-за действий (или бездействия) эксплуатационного персонала. Заводской брак (брак как изготовителя ПУ, так и при его установке в трансформатор на заводе-изготовителе) является причиной примерно трети тепловых повреждений.
Оставшиеся случаи повреждений приходятся на электрические повреждения и случаи незначительных повреждений.
Анализ повреждаемости магнитопровода
Всего из 349 собранного в ходе данной работе случаев повреждений, на магнитопровод приходится лишь 19 (или 5,44%). Из диаграммы на рисунке 5 видно, что повреждения магнитопровода начинают проявляться только через 10 лет эксплуатации (то есть их можно отнести к медленно развивающимся дефектам, устранение которых часто не требует срочного вмешательства в работу трансформатора).
Также отметим, что более 60% повреждений – это нарушения в системе распора или деталях крепежа магнитопровода, 13% — нарушение в системе заземления, которые вместе приводят к образованию контура, появлению циркулирующих токов и, как следствию, локальным перегревам (2/3 случаев) или оплавлениям (1/3 случаев) конструктивных элементов.
Отдельно обратим внимание на тот факт, что среди всех повреждений, попавших в нашу выборку, отсутствует «пожар в стали». Это можно объяснить тем, что для развития данного типа повреждения необходимо длительное время в купе со значительными нагревами, что сейчас, с развитием систем диагностирования, в частности, на базе АРГ, легко отслеживается и пресекается на ранней стадии.
В основном дефекты в магнитопроводе развиваются по вине заводов-изготовителей трансформатора или из-за естественного старения изоляционных материалов. Реже виновниками становятся эксплуатирующие или монтажные организации.
Заключение
В статье кратко приведен алгоритм анализа повреждаемости трансформаторов, в качестве примера описаны несколько справочников повреждений, позволяющих формализовать
описание. В следующей части разбирается повреждаемость трансформаторов. В качестве базового выбран справочник «Место повреждения». Отмечаются основные закономерности, выявленные авторами. Такой анализ проведён для обмоток, ПУ и магнитопровода.
Использую экспертно-диагностическую систему заводы-изготовители получат возможность объективно анализировать недостатки своего оборудования и эффективно их устранять (в частности, используя рассчитанные нами показатели повреждаемости).
Эксплуатирующим организациям данный алгоритм позволит определить оборудование, в наибольшей мере нуждающееся в ремонте, наиболее надёжных поставщиков оборудования, и выявлять наиболее квалифицированный и неквалифицированный персонал.
Отметим, что алгоритм анализа надежности СТ и результаты такого анализа, изложенные в статье, могут быть полезны специалистам эксплуатирующих, а также проектных организаций и заводов-изготовителей, выполняющим такой анализ. Найденные вероятности отказа узлов и систем трансформатора могут быть использованы в
процедурах диагностирования и оценки рисков отказов трансформаторов, применяемых при их ранжировании.
Исследование показало, что повреждаемость СТ разных классов напряжения и сроков эксплуатации отличается доминирующими причинами, видами и местами (узлами, системами) повреждений, а также их виновниками и последствиями. В статье рассмотрены особенности повреждений отдельных узлов и систем трансформатора в зависимости от срока эксплуатации.
Список литературы
[1] Давиденко И.В., Овчинников К.В., Халикова Е.Д. «Вопросы анализа надежности трансформаторного оборудования 35-110 кВ». ЭнергоInfo. — 2013, № 9. — С. 60-63.
[2] О.И. Карандаева. «Характеристика повреждаемости сетевых и блочных трансформаторов ОАО ММК», Вестник ЮУрГУ – 2011, №34. – С. 15-20.
[3] S. Tenbohlen, F. Vahidi, J. Gebauer, M. Krüger «Assessment of power transformer reliability» XVII International Symposium on High Voltage Engineering, Hannover, Germany, August 22-26, 2011.
[4] M. Foata, C. Rajotte, A. Jolicoeur. «On-load tap changer reliability and maintenance strategy». CIGRE 2006, paper A2-102