Проблемы безопасности маслонаполненного энергетического оборудования

Проблемы безопасности маслонаполненного энергетического оборудования

19 февраля 2016
Бурдинский С.А.,
Ханина Е.С.,
Александров В.А.,
Говорова И.А.,
Кармадонов А.П.,
Козырев О.А.,
Кичалюк Э.В.

ООО НПО «СибЭРА», г. Красноярск



В настоящее время в России и странах ближнего зарубежья значительная часть силовых трансформаторов 110 кВ и выше отработала нормативный срок службы. По данным МЧС ежедневно в России возникает более 110 (около 20% от общего количества) пожаров по причине неисправности электрооборудования и неправильной его эксплуатации. Экономическая ситуация, а также общее количество оборудования с длительным сроком службы не позволяют в ближайшие годы провести его замену. Поэтому для поддержания требуемой эксплуатационной надежности трансформаторов очень важным является диагностический контроль.
В настоящее время комплексные диагностические обследования всё шире используются для оценки состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, определения характера и уровня развития дефектов систем и узлов этих электрических машин. Такие обследования позволяют не только выявить развивающиеся дефекты, оценить уровень их опасности, но и обосновать необходимость, объем и сроки проведения капитальных ремонтов. Комплексное диагностическое обследование трансформаторов позволяет объективно оценить состояние и определить дефекты во всех системах трансформатора, в том числе в активной части (обмотках и магнитопроводе), вводах, системе охлаждения, системе регулирования напряжения и др.

Дефекты трансформаторов могут быть вызваны естественными факторами: рабочими токами и токами КЗ, рабочими напряжениями и перенапряжениями, воздействиями окружающей среды, химическими реакциями, либо спровоцированы развитием других дефектов, а также человеческим фактором: ошибками при конструировании, монтаже и ремонтах трансформаторов. Было обследовано около 30 трансформаторов напряжением 35–220 кВ, мощностью от 2,5 до 63 МВА.. Продолжительность работы трансформаторов составляла от 15 до 54 лет. Почти 90% трансформаторов находились в эксплуатации 25 лет и более. Трансформаторы были изготовлены в СССР (на территории России и Украины). Оценка состояния трансформаторов и опасности развития дефектов проводилась на основе российских норм и правил[1-5].

Комплексное обследование трансформаторов включает в себя:
•    анализ характерных дефектов данного типа трансформаторов;
•    анализ технической документации и результатов текущих эксплуатационных измерений;
•    проведение измерений электрометрических измерений;
•    отбор проб масла из бака, вводов (маслонаполненных), контактора регулирования напряжения трансформатора (РПН) и проведение физико-химических анализов масла в лаборатории;
•    проведение тепловизионного контроля работающего трансформатора;
•    исследование бака трансформатора методами неразрушающего контроля.

По результатам работы выпускается технический отчет, заключение о состоянии трансформатора и рекомендации по дальнейшей эксплуатации и текущем диагностическом контроле, а при необходимости – по объему и методике проведения ремонтных работ. Все работы строго регламентированы НТД действующей на территории РФ и стран таможенного союза. Условно работы можно разделить на три этапа.

1.    Традиционные измерения на отключенном трансформаторе: измерения tgd и R изоляции обмоток и вводов, сопротивления обмоток постоянному току, потерь холостого хода и сопротивления (напряжения) КЗ..
2.    Измерения измерения на трансформаторах при рабочем напряжении в режиме наибольших нагрузок и (или) холостого хода. Здесь можно выделить следующие работы:
•    акустическое обследование бака трансформатора с целью определения источников электрических разрядов.
•    вибрационное обследование трансформатора с целью определения относительного уровня прессовки обмоток и магнитопровода, общей прочности конструкции;
•    термографическое обследование бака трансформатора, вводов расширителя теплообменников (радиаторов), термосифонных фильтров, электрических двигателей и маслонасосов системы охлаждения, контактных соединений.
3.    Физико-химическое исследование проб масла из бака, маслонаполненных вводов, контактора РПН. Среди них - большая группа традиционных измерений, широко применяемых в эксплуатации (измерение пробивного напряжения, кислотного числа и т.д.).Кроме этого, проводится газовый хроматографический анализ 11 характерных газов, методом жидкостной хроматографии определяется деструкция твердой изоляции обмоток трансформатора, методом инфракрасной спектроскопии - различные шламы и осадки, растворенные в масле трансформатора. С помощью автоматических счетчиков частиц и лаборатории мембранной фильтрации возможен анализ фракционного состава механических примесей в масле. Измерения диэлектрических потерь масла высоковольтных вводов и изменение их от температуры дают информацию о наличии полярных продуктов в масле.

При анализе информации полученной по результатам диагностики приходится учитывать следующее:
1.    Вероятность развития нескольких дефектов (особенно у трансформаторов с длительным сроком службы), проявление которых по некоторым диагностическим показателям может быть близким (одинаковым).
2. Вероятность приборной или методической ошибки измерений.
3. Моделирование работы трансформатора с целью оценки остаточноного ресурсак методами рангового анализа.

Эффективность результатов обследования подтверждена обнаруженными при ремонте 4 трансформаторов дефектами, а также продолжительной успешной работой других трансформаторов.

При анализе полученных данных, проявились различия в данных протоколов измерений выполненных при экспертизе и эксплуатирующей организацией. Эксплуатирующие организации намеренно искажают данные о развивающихся дефектах при работе оборудования. В итоге мы получаем негативную статистику аварий на объектах энергетики, промышленных площадках предприятий и распределительных сетей.

Основные неисправности выявляемые при обследовании трансформаторов:
•    старение и деструкция твердой изоляции
•    зашламление изоляции продуктами старения масла;
•    глубокое термоокислительное старение масла, требующее замены масла;
•    нарушение герметичности высоковольтных вводов;
•    окисление контактной группы РПН.

Опыт обследования показывает, что иногда отдельно взятые диагностические параметры не выходят за границы предельно-допустимых значений [2], не позволяют проводить браковку оборудования и рекомендовать проведение ремонта. Однако анализ совокупности диагностических факторов может дать объективную картину состояния оборудования и своевременно выявить развивающиеся дефекты.

Диагностика маслонаполненного оборудования объектов энергетики и промышленных предприятий должна проводится только аккредитованными организациями, что обеспечит безаварийную надежную работу всего диагностируемого оборудования, в том числе со сроком службы более 50 лет.

Обследование трансформаторов со сроком службы более 25 лет показало, что:
•    немедленного вывода из работы требуют менее 2% трансформаторов;
•    примерно 27% – требуют срочного капитального ремонта активной части;
•    около 35% трансформаторов потребовали проведения незначительных ремонтных работ (в том числе замены вводов) и/или дополнительного контроля некоторых диагностических параметров (например, хроматографического анализа газов в масле и т.п.).



Литература:

1.Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300.97.– 6-е изд. – М.: ЭНАС, 1998.
2. РД 153-34.0-46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле
3. Методические указания по диагностике состояния изоляции высоковольтных вводов 110–750 кВ. – М.: Мосизолятор, 1994.
4. Русов В.А. Вибродиагностика электрических аппаратов. – М.: Энергоиздат, 1997.
5. Долин А.П., Першина Н.Ф., Смекалов В.В. Опыт проведения комплексных обследований силовых трансформаторов // Электрические станции. – 2000. – № 6.
Короткая ссылка на новость: https://a-economics.ru/~P4MRp