Статья опубликована в журнале ЭнергоInfo, #9 за 2013

И.В. Давиденко, д.т.н., профессор кафедры ЭМ
К.В. Овчинников, аспирант кафедры ЭМ
Е.Д. Халикова, магистр кафедры ЭМ
УралЭНИН УрФУ

Обеспечение надежной работы электрооборудования является одной из главных задач служб управления активами на предприятиях энергетики. Основным методом анализа надежности и безопасности оборудования является анализ видов, последствий и критичности его отказов.

Напомним, что может дать качественный анализ достоверной информации о повреждаемости:

  • получение новых, проверка и совершенствование существующих критериев и алгоритмов диагностирования оборудования;
  • аудит организации, диагностирующей оборудование, с выявлением сильных и слабых мест проведения процедур диагностирования, оснащенности квалифицированными кадрами, приборами и методиками;
  • 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;
  • выявление приоритетных направлений инвестиций по производителям и типам оборудования, по обучению персонала и его стимулированию, по 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 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.

Отказ силового трансформатора — явление редкое (4-6% в период приработки и активного старения и 1-1,5% в основной период эксплуатации), 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).

Благодаря широкому внедрению экспертно-диагностической и информационной системе (ЭДИС) «Альбатрос» (более 350 рабочих мест), авторам удалось собрать весомый массив данных аварий силовых трансформаторов (СТ), зафиксированных в базе данных системы. База данных ЭДИС хранит информацию о повреждаемости действующего ЭО и имеет функцию перевода демонтированного ЭО в архив с «историей болезни» и описанием результатов вскрытия ЭО. Отметим, что в архиве накапливаются и повреждения, своевременно выявленные персоналом, и те, которые выявить персонал не успел. В данной статье рассматривается выборка повреждений силовых трансформаторов 35 и 110 кВ Сибири и Урала, насчитывающая 232 случая.


Рассматриваемый парк трансформаторов составляет 1868 штук.


По каждому случаю собрана информация об условиях работы СТ и воздействиях на него в момент повреждения, результаты вскрытия СТ, а также «история жизни» трансформатора, представленная результатами измерений и перечнем операций ТОиР выполненными до момента аварии. 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.

Результаты анализа надежности трансформаторов, представленные в статье, были получены с помощью подсистемы анализа повреждаемости ЭДИС «Альбатрос». Подсистема анализа повреждаемости оборудования [1] состоит из 3-х самостоятельных модулей:

  • модуля статистического анализа повреждаемости;
  • генератора отчетов по задаваемым сценариям анализа повреждаемости содержит шаблоны отчетов (сценарии анализа), составленные экспертами;
  • модуля поиска аналогов повреждений (состоит из БД фактов повреждений трансформаторов и механизма поиска).

Модуль статистического анализа повреждаемости [2] содержит формализованный акт описания повреждения; 15 справочников описания (классификации) повреждения; статистический анализ повреждаемости в виде 23 видов различных круговых диаграмм и графиков зависимости повреждаемости трансформатора (его узлов и систем) от срока эксплуатации; расчет показателей надежности парка трансформаторов (поток отказов, наработка на отказ, среднее время восстановления, коэффициент готовности).

Формализованный акт описания повреждения состоит из блоков, описывающих паспортные характеристики; факторы, сопутствующие повреждению; факторы, выявившие повреждение; последствия повреждения, а также данные блока классификации повреждения. Большая часть характеристик акта (70%) заносится из справочников. Эта формализация описания повреждения позволяет автоматизировать процедуру анализа данных ЭДИС.

Для классификации повреждения был разработан ряд справочников, описывающих причины, характер, место повреждения, вид повреждения, виновников, последствия повреждения, ущербы внутренние, ущербы потребителей, состояние нейтрали, условия работы в момент повреждения, причины отключения и браковки оборудования.

В качестве примера можно привести двухуровневый справочник «Место повреждения» (см. рисунок 1).

Рисунок 1 — Двухуровневый справочник «Место повреждения»

В таблице 1 представлен результат классификации повреждений, анализируемого массива, по месту повреждения и сроку наработки СТ до повреждения.

Таблица 1 — Распределение повреждений трансформаторов 35-110 кВ на группы по сроку наработки и месту повреждения

Автоматизация процесса анализа ЭДИС «Альбатрос» и большой массив накопленных данных позволил получить ряд интересных результатов. Например, рассмотреть распределение повреждений отдельных узлов и систем трансформатора в зависимости от срока эксплуатации (см. рисунки 2 и 3). Диаграммы, графики и таблицы, приведенные далее в статье, получены с помощью ЭДИС «Альбатрос».

Рисунок 2 — Количество повреждений магнитопровода в зависимости от срока эксплуатации СТ

Повреждения магнитопровода, если это не дефект изготовления, начинают возникать после 12-13 лет эксплуатации СТ (рисунок 2). Для старых трансформаторов (с возрастом более 40 лет) доля выходов из строя по причине повреждения магнитной системы существенно возрастает с 3 % до 8%. В основном, это происходит из-за постепенного снижения усилия прессовки магнитопроводы вследствие старения материалов системы прессовки и постоянных вибрационных воздействий на них (в 60% случаях), а также из-за усталости металла (в 18% случаях).

На рисунке 3 показан рост количества повреждений переключающих устройств (ПУ) трансформаторов с увеличением срока эксплуатации. Проведя анализ выхода из строя ПУ с точки зрения виновников, можно увидеть, что:

  • основным виновником являются эксплуатирующие организации, на их долю приходится 60% случаев;
  • по причине естественного старения повреждается 12% ПУ;
  • на завод-изготовитель и монтирующий персонал приходится по 9% поломок;
  • 2 % выходов из строя ПУ вызвано случаями вандализма.
Рисунок 3 — Количество повреждений ПУ в зависимости от срока эксплуатации СТ

Учитывая, что повреждение ПУ достаточно частое явление (27% случаев) и то, что 60% из них вызваны несвоевременным или некачественным проведением регламентных работ по их обслуживанию, можно сказать, что здесь лежит весомый резерв повышения надежности СТ, не требующий дополнительных инвестиций. Хорошей иллюстрацией возможностей ЭДИС «Альбатрос» по оценке повреждаемости СТ является рисунок 4, на котором приведено окно выбора вида диаграммы статистики повреждаемости и диаграмма статистики повреждений по узлам самих переключающих устройств. Как мы видим, наиболее часто повреждаются контакты (60 % случаев), затем контактор (12%) и привод (9 %).

Рисунок 4 — Распределение повреждений по узлам ПУ

Исследуя массив повреждений СТ с точки зрения характера повреждения, было отмечено, что тепловые повреждения больше всего выявляются в ПУ (61% случаев); 22% случаев приходятся на обмотки, а оставшиеся 17% это магнитопровод и другие узлы трансформатора.

Далее рассмотрим диаграммы, показывающие распределение повреждений между различными узлами трансформаторов при различных сроках наработки, приведенные на рисунке 5.

Рисунок 5 — Распределение повреждений по узлам СТ при разных сроках наработки

Из статистики повреждаемости по сроку эксплуатации (таблица 1) видно, что преобладающим местом повреждений во всех периодах эксплуатации СТ являются обмотки. Но следует отметить различные причины появления дефектов в разные периоды. Так для периода приработки (до 5-и лет) основной причиной является заводской брак.


С увеличением же срока наработки доминирующими причинами, вызывающими выход из строя обмоток, являются ошибки эксплуатации и конструкторские просчёты, приведшие к динамической и импульсной неустойчивости обмоток.


С дальнейшим ростом наработки увеличивается доля выходов СТ, связанных с естественным старением изоляции. Так же после 20 лет наблюдаются выходы из строя по причине некачественно проведённого ремонта. Отметим, что в начальный период работы силовых трансформаторов до 70% аварий, связанных с обмотками, являются быстро протекающими и обнаруживаются лишь после срабатывания газовой защиты. С увеличением срока службы трансформатора начинают преобладать медленно развивающиеся дефекты обмоток, причиной которых может быть увлажнение изоляции, развитие разрядов и т.п. В этот период персонал выявляет до 60% повреждений обмоток, из них 72% обнаруживаются на ранних стадиях при помощи результатов анализа растворенных в масле газов.

Из таблицы 1 видно, что доля повреждений баков и арматуры невелика. Это объясняется тем, что авторы не рассматривали течи масла. В большинстве случаев причинами повреждений баков и арматуры выступают плохо затянутые соединения или старение уплотнителей. Такие неисправности, как правило, легко устраняются и не представляют интереса для анализа.

Рост доли выходов из строя по вине системы защиты масла с возрастом может быть также объяснён старением материалов.

Доля вводов в общем числе повреждений СТ 110 кВ, составляет 20 % в период приработки (до 5 лет), а затем снижается до уровня 10% и ниже. Эти данные существенно разнятся с данными из некоторых источников, где доля вводов достигает 30% [3,4], хотя и согласуются, например, с [5].

Вина изготовителей за выход трансформатора из строя, в целом, по массиву повреждений, составила 16%. Однако, можно отметить, что треть из них – это вина изготовителях комплектующих — ПУ и вводов (см. рисунок 5).

На рисунке 6 приведена зависимость надёжности СТ от срока наработки, рассчитанная по массиву трансформаторов 35-110 кВ Урала и Сибири. Нетрудно заметить, что наиболее проблемными являются приработочный период и период 16-25 лет. Снижение надежности СТ в период 16-25 лет эксплуатации можно объяснить началом старения изоляции обмоток и ростом количества выходов из строя ПУ. Кроме того, это время активного проведения капитальных ремонтов, которые в ряде случаев сами являются причиной повреждения.

Рисунок 6 —Надёжность СТ 35-110 кВ в зависимости от срока наработки

Перед началом анализа массива повреждений СТ авторы ожидали получить существенное снижение надёжности трансформаторов при достижении ими срока наработки более 40 лет, аналогичное [6]. Как видно из рисунка 6, результаты расчетов этого не подтвердили. Видимо, этот вопрос требует дальнейшего изучения после увеличения выборки анализируемых повреждений СТ. В ближайшее время авторы планируют увеличить анализируемую выборку повреждений почти в 2 раза за счет данных, накопленных в БД ЭДИС «Альбатрос» по регионам Дальнего Востока, Центра и Поволжья, а также Северо-Запада России.

В качестве заключения 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.

Список литературы

[1] И.В. Давиденко. «Анализ повреждаемости оборудования экспертной системой для определения мер повышения его надёжности», доклад VIII Научно-практического семинара по диагностике электроустановок, г. Тюмень, 2013.
[2] К.В. Овчинников. «Методика анализа повреждаемости трансформаторного оборудования», доклад VIII Научно-практического семинара по диагностике электроустановок г. Тюмень, 2013.
[3] В.В. Смекалов, А.П. Долин, Н.Ф. Першина. «Оценка состояния и продление срока службы силовых трансформаторов».
[4] Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., Антипов К.М., Сурба А.С., Чичинский М.И. «О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации», Электрические станции, 2001, № 9, с. 53-58.
[5] «Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов», Б.А. Алексеев, НЦ ЭНАС, Москва, 2002 г, 216 с.
[6] S. Tenbohlen, F. Vahidi, J. Gebauer, M. Krüger, P. Müller «Assessment of power transformer reliability» XVII International Symposium on High Voltage Engineering, Hannover, Germany, August 22-26, 2011.