ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Свит С. Н. – студент группы 8Э-61, Грибанов А. А. – к.т.н., доцент РФ, Алтайский край, г. Барнаул, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова»

Одним из наиболее ответственных элементов энергосистемы является силовой трансформатор. Техническое состояние отдельных его узлов, отсутствие каких-либо дефектов, которые могли бы перетекать в повреждения, определяют надёжность электроснабжения в целом. Именно поэтому контроль состояния столь важного оборудования во время эксплуатации, а также при периодических испытаниях, обследованиях, входящих в перечень обязательных профилактических мероприятий, является основным путем для решения проблемы поддержания трансформаторов в работоспособном состоянии.

Положительными эффектами своевременного выявления дефектов, возникающих при работе оборудования, позволяющего избежать возникновения аварийной ситуации, а также принятие обоснованных решений по устранению обнаруженных дефектов позволяет обеспечить высокие значения коэффициента готовности, продление срока службы оборудования, снижение затрат на ремонты, сокращение времени простоя [1].

На основе перечня данных одной из крупных организаций был произведен анализ текущего состояния парка эксплуатируемых силовых трансформаторов в сетях 110 кВ, мощностью от 2 500 до 40 000 кВА. Общее число трансформаторов в выборке данных составило 340 шт.

На рисунке 1 представлена диаграмма распределения эксплуатируемых силовых трансформаторов по году выпуска.

Рисунок 1 – Распределение эксплуатируемых силовых трансформаторов по году выпуска

Данная диаграмма наглядно показывает, что срок службы около 75% эксплуатируемых трансформаторов превысил 30 лет (это значение срока службы установлено нормами ГОСТ Р 52719-2007 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия»), а, следовательно, ключевое значение приобретает оценка остаточного ресурса трансформаторов данной группы. Решение этой проблемы является срочным, неотложным делом, так как в России в ближайшие годы, как по техническим, так и по экономическим причинам не ожидается существенного обновления трансформаторов, отработавших указанный выше срок службы. Определенная задержка с оценкой может повлечь за собой ряд неблагоприятных последствий, привести к существенному снижению надёжности передачи электроэнергии, повысить риск аварий, а, следовательно, и затрат на ремонты.

В НИЦ «ЗТЗ-Сервис» проведены исследования 106 силовых трансформаторов со сроком службы более 20 лет, которые эксплуатируются предприятиями России и Украины. Они позволили выявить 633 дефекта [1], сведения о которых приведены в таблице 1.

Данные цифры в процентном отношении демонстрируют, что в наибольшем количестве случаев при эксплуатации проблемы возникали с системами охлаждения, высоковольтными вводами (около 40 % дефектов). Значительные доли (в районе 10 %) занимают распрессовка магнитопровода и обмоток, примерно по столько же – увлажнение твёрдой изоляции обмоток, а также её загрязнение; аналогично – старение и загрязнение масла.

Исследования показали, что только в 10 случаях из всей выборки трансформаторов надо было их заменять полностью или же можно было ограничиться заменой обмоток.

Таблица 1 – Доли распределения дефектов силовых трансформаторов

Опыт обследований показал, что более 70 % дефектов в настоящее время при использовании современных технологий могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети [1].

Все дефекты по временным характеристикам развития можно разделить на:

• мгновенно развивающиеся дефекты (время их развития составляет от долей секунды до минут);
• быстро развивающиеся дефекты (время их развития составляет от часов до недель);
• медленно развивающиеся дефекты (время их развития составляет от месяцев до нескольких лет).

Высокая эффективность метода хроматографического анализа растворённых в масле газов (ХАРГ) обеспечивается при наличии медленно развивающихся дефектов. Также этот метод может использоваться для определения быстро развивающихся дефектов, но им нельзя определить мгновенно развивающиеся дефекты.

Основными газами, концентрации которых в масле определяют с помощью метода ХАРГ, являются: водород (H2), метан (СН4), ацетилен (C 2 H 2), этилен (C2 H4), этан (C2 H6), оксид углерода (СО), диоксид углерода (CO2). Также он позволяет решить следующие задачи:

• выявление наиболее вероятных мест повреждения трансформатора на основе анализа дефектов, встречавшихся на трансформаторах аналогичного вида;
• оценка состояния твердой изоляции (увлажнение, загрязнение, деструкция);
• оценка состояния магнитной системы (прессовка, потери, изоляция элементов от бака и т.п.);
• оценка системы охлаждения, очистки и защиты масла;
• оценка состояния вводов;
• оценка состояния регуляторов напряжения и контактной системы.

Приведём пример: в трансформаторе ТМ - 6300/110/10 после срабатывания газовой защиты на отключение был проведён отбор пробы масла из бака трансформатора. В результате определены концентрации (в %об.) следующих растворённых в масле газов:

СО = 0,089636; СО2 = 1,5451; СН4 = 0,015642; С2Н4 = 0,00178; С2Н6 = 0,02221; С2Н2 = =0,0162; Н2 = 0,0027712.

Результаты анализа показывают, что концентрация метана более чем в 1,5 раза, этана – в 4,5 раза, угарного газа – почти в 1,5 раза, а углекислого газа – почти в 2 раза превышают соответствующие граничные значения.

По полученным концентрациям газов путём попарного отношения определим характер развивающегося в трансформаторе дефекта:

Анализ полученных соотношений газов в масле позволил сделать вывод о наличии термического дефекта в диапазоне низких температур с повреждением твёрдой изоляции. Типичным примером такого дефекта является местный перегрев сердечника из-за концентрации потока, а также возрастание температуры «горячей точки» [2].

Используя статистические данные результатов ХАРГ для отдельных трансформаторов, возможно создать модель прогнозирования для оценки медленно развивающихся дефектов. Это позволит увидеть реальную перспективу использования конкретных трансформаторов в будущем и планировать различные мероприятия с целью предотвращения их внезапного выхода из строя.

Список использованных источников:

1. Алексеев, Б. А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов [Текст] / Б. А. Алексеев. – Москва : ЭНАС, 2002. – 216 с. – (Основное электрооборудование в энергосистемах. Обзор отечественного и зарубежного опыта). : ил. – ISBN 5-931961-65-8. 
2. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов транс­форматорного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. РД 153-34.0-46.302-00 -М., 2001. – 26 с.