О продлении срока службы силовых трансформаторов

Особенности экономического развития российской электроэнергетики на современном этапе требуют эксплуатации значительного числа силовых трансформаторов с большим сроком службы, в 1,5-2 раза превышающим их расчётный ресурс. В таких условиях совершенствование системы сервисного обслуживания стареющих трансформаторов становится не только задачей поддержания работоспособности этих трансформаторов, но и задачей сохранения на должном уровне надёжности электроснабжения в целом.

Чтобы оценить парковый (групповой) ресурс всего массива силовых трансформаторов как в рамках отрасли в целом, так и в рамках тех или иных энергетических объединений, необходимо оценить затраты на работы по продлению срока службы трансформаторов, так как срок службы значительной части трансформаторов может быть продлён до паркового ресурса только после проведения профилактического ремонта трансформаторов. В настоящее время ресурс конкретного силового трансформатора продлевается на основании так называемого «комплексного обследования» — достаточно трудоёмкой, наукоёмкой и дорогостоящей процедуры, если соблюдать все регламентированные некоторыми отраслевыми документами диагностические операции. Однако такой подход представляется излишним, так как в данном случае совсем не обязательно знать с «абсолютной» точностью все характеристики каждого трансформатора.

Для определения паркового (группового) ресурса вполне достаточно знать усреднённые данные о характеристиках надёжности определённой совокупности трансформаторов на перспективу 12—15 лет. Вопросы, о которых далее пойдёт речь, детально рассмотрены в [1]. Вместе с тем номенклатура и методология получения диагностических показателей, регламентируемых основополагающими нормативными документами [2], как показывает имеющийся опыт, зачастую недостаточны для корректного определения паркового ресурса трансформаторов. Таким образом, при большом числе «старых» трансформаторов (нынешняя ситуация и среднесрочная перспектива) в ходе определения «паркового» ресурса возникает противоречивая ситуация — с одной стороны, основываясь только на действующих нормативных документах, нельзя получить адекватное представление о фактическом состоянии стареющих трансформаторов и, с другой стороны, технология «комплексного обследования», дающая возможность иметь нужные данные, слишком медлительна (данные о всём парке стареющих трансформаторов поступают на протяжении 15 - 20 лет) и относительно дорога. Устранить такое противоречие можно двумя путями: первый — обобщение уже имеющегося (хотя и ограниченного) опыта «комплексного обследования» и эксплуатации силовых трансформаторов с большим сроком службы; второй — реализация новых подходов, сформулированных, в частности, в работах [3].

Рассмотрим возможности первого из названных вариантов, т. е. используем опыт «комплексного обследования» силовых трансформаторов, накопленный в ОАО «Свердловэлектроремонт». За последние 15 лет по полноценной технологии «комплексного обследования» проведена оценка состояния более 200 силовых трансформаторов мощностью от 10000 до 630 000 кВ·А напряжением от 110 до 500 кВ со сроком службы на момент обследования от 10 до 54 лет. При этом более 60 % (125 единиц) трансформаторов на момент обследования имели срок службы, превышающий расчётный срок (от 25 до 54 лет при среднем его значении 33 года). Учитывая, что у части трансформаторов, обследованных до достижения расчётного срока службы, за истекший период фактический срок службы превысил расчётное значение, подконтрольная совокупность трансформаторов с большим сроком службы превышает 140 единиц (средний срок службы 36 лет). Обследованную совокупность трансформаторов можно считать статистически значимой, а результаты статистической обработки материалов «комплексного обследования» вполне достоверными (по крайней мере для региона Урала и Западной Сибири, где проведено подавляющее число обследований).

Основные результаты этого обследования таковы.

Из 125 обследованных трансформаторов со сроком службы от 25 до 54 лет только у шести трансформаторов (4,8 %) состояние было признано критическим, требующим срочного полномасштабного капитального ремонта или замены. Следует особенно подчеркнуть, что остаточный ресурс рассматриваемой группы трансформаторов без проведения капитального ремонта оценивался сроком не менее 2-3 лет, что позволяло провести их ремонт или замену практически в плановом порядке.

Все остальные трансформаторы имели те или иные дефекты, после устранения которых их дальнейшая эксплуатация могла быть продолжена ещё в течение не меньше 12-15 лет. При этом полномасштабный капитальный ремонт (с ревизией активной части) для продления срока службы был необходим лишь 20 - 25 % обследованных трансформаторов. Остальные трансформаторы в основном требовали ремонта отдельных узлов и систем, который мог быть выполнен чаще всего без разгерметизации активной части. Случаи продления срока службы вообще без проведения ремонта единичны и не превышают 5 % общего числа обследованных трансформаторов с большим сроком службы.

Ни один из обследованных ранее трансформаторов этой группы по состоянию на данный момент не имел повреждений в работе, что может свидетельствовать о достоверности получаемых при обследовании результатов и корректности сделанных выводов. Нужно отметить четыре трансформатора этой группы со сроком службы около 40 лет, состояние которых после повторного (через 10-12 лет после первого) обследования признано работоспособным и в очередной раз срок их службы продлён на 10-12 лет (до 50 - 52 лет).

Интересна информация о трансформаторах, состояние которых на момент обследования было признано критическим.

а) Три автотрансформатора: АОДТГ- 83333/220 (срок службы на момент обследования 36 лет), ОДТГА- 80000/220 (срок 36 лет) и АОДТГ- 83333/220 (39 лет), составлявшие одну группу, были установлены на подстанции предприятия электрических сетей крупной энергосистемы. Режим работы группы типичен для подстанций 220 кВ энергосистем, но в отдельные периоды AT работали с нагрузкой, близкой к номинальной, а температура верхних слоёв масла в эти периоды достигала предельно допустимых значений. Состояние автотрансформаторной группы в целом было оценено как критическое по следующим основным показателям: влагосодержание изоляции всех AT достигло опасного уровня (оценка расчётом по характеристикам масла и изоляции 3,2 - 3,8 %); вероятность значительного загрязнения изоляционных промежутков всех AT высокая; высокая вероятность термического старения изоляции одного AT; высокая вероятность деформации обмоток на одном AT; наличие дефекта магнитопровода на двух AT; многочисленные течи масла через различные резиновые уплотнения на всех AT; ограниченно работоспособное состояние вводов 110 и 220 кВ всех AT, требующее капитального ремонта вводов с осмотром их изоляционной основы. Поскольку в перспективе планировалась реконструкция подстанции, капитальный ремонт всех AT группы признали нецелесообразным, и их эксплуатацию продолжили до замены автотрансформаторной группы на трёхфазные агрегаты (старые AT проработали ещё более трёх лет).

б) Трансформатор типа ТРДЦН-63000/110, срок службы на момент обследования 30 лет. Первоначально подстанция, где установлен трансформатор, находилась на балансе металлургического комбината, а в последнее время передана на баланс предприятия электрических сетей энергосистемы. Трансформатор работает в тяжёлом нагрузочном режиме — средняя нагрузка близка к номинальной, систематически подвергается перегрузкам в пределах допустимых ПТЭ; средняя температура верхних слоёв масла близка к предельно допустимой, а в летний период достигает 85 °С. Состояние трансформатора признано критическим по следующим причинам: старение масла превысило критический уровень (кислотное число масла достигло значения 0,15 мг КОН/г, масло не проходит тест на стабильность, аномально высокое поглощение в области инфракрасного (ИК)-спектра на длине волны 1700 мм^-1, тангенс угла диэлектрических потерь масла достиг 18 % при 90 °С); старение изоляции достигло критического уровня (содержание фурановых соединений 12 ррт); высокая вероятность загрязнения изоляционных промежутков; прогнозируется снижение усилия запрессовки обмоток на двух фазах; имеется очаг перегрева активной части из-за протекания «контурных токов»; имеются дефектные контактные соединения на избирателе и предизбирателе устройства РПН; требуется капитальный ремонт вводов; низкая эффективность работы системы охлаждения; многочисленные течи масла. Рекомендации по проведению полномасштабного капитального ремонта трансформатора по различным причинам выполнить не удалось. Срочно проведён его ремонт с регенерацией масла и устранением некоторых дефектов. Выполнить отбор образцов бумажной изоляции из наиболее нагретой точки не удалось. Степень полимеризации целлюлозы образцов, отобранных из доступной зоны (дистанцирующие прокладки и изоляция отводов) оказалась на уровне 700 - 740. Хотя было очевидным, что эти результаты не отражают состояния изоляции в наиболее состаренной зоне, трансформатор был включён в работу, а решение о его полномасштабном ремонте или замене было отложено до лучших времён (по состоянию на данный момент трансформатор работает после внепланового профилактического ремонта около четырех лет).

в) трансформатор типа ТДЦГ-90000/110, срок службы на момент обследования 33 года. Трансформатор эксплуатировался на подстанции крупного металлургического комбината, перегрузкам практически не подвергался, хотя средняя нагрузка была близка к номинальной, температура верхних слоёв масла приближалась к предельно допустимому значению. Состояние трансформатора оценено как критическое по следующим показателям: старение масла превысило критический уровень (кислотное число масла достигло значения 0,6 мг КОН/г, масло не проходило теста на стабильность, имело аномально высокое поглощение в области ИК-спектра на длине волны 1700 мм^-1, тангенс угла диэлектрических потерь масла возрос до 25 % при 90 °С); старение изоляции достигло критического уровня (содержание фурановых соединений 12 ррт); увлажнение изоляции стало превышать опасный уровень (расчётное значение среднего влагосодержания картона около 4,0 %), недопустимо возросла вероятность загрязнения изоляционных промежутков; неработоспособным оказался переключатель ответвлений обмоток (типа ПБВ); в критическое состояние пришли вводы 110 кВ. При осмотре активной части трансформатора результаты обследования полностью подтвердились. Степень полимеризации целлюлозы образцов, отобранных даже не из самой нагретой зоны, упала ниже 250. Проведение капитального ремонта трансформатора было признано нецелесообразным, и через 1,5 года его заменили на новый трансформатор.

Список литературы

1. Силовые трансформаторы. Справочная книга / Под ред. С. Д. Лизунова, А. К. Лоханина. — М.: Энергоатомиздат, 2004. — 616 с.

2. Объём и нормы испытаний электрооборудования / Под ред. Б. А. Алексеева, Ф. Л. Когана, Л. Г Мамиконянца. — 6-е изд., с изм. и доп. — М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003.

3. Соколов В. В. Ранжирование состаренного парка силовых трансформаторов по техническому состоянию // Современное состояние и проблемы диагностики силового электрооборудования: Материалы совместного заседания совета специалистов по диагностике силового электрооборудования при УРЦОТ и секции «Техническое обслуживание, мониторинг и диагностика электрооборудования» Четвёртой Всероссийской научно-технической конференции. — Новосибирск, НГТУ, 2006.