Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

Пути повышения надежности работы и снижения затрат на эксплуатацию силовых трансформаторов 6-220 кВ в распределительных сетях
 

Пути повышения надежности работы и снижения затрат на эксплуатацию силовых трансформаторов 6-220 кВ в распределительных сетях

Илюшин П.В., Догадкин Д.И.

 

 
Силовые трансформаторы различных габаритов являются основными технологиче¬скими элементами подстанций и, будучи крайне необходимым и дорогостоящим обо¬рудованием, играют важную роль в процессе передачи и преобразования электриче¬ской энергии, а также цел

Силовые трансформаторы различных габаритов являются основными технологиче­скими элементами подстанций и, будучи крайне необходимым и дорогостоящим обо­рудованием, играют важную роль в процессе передачи и преобразования электриче­ской энергии, а также целостности электроэнергетической системы в целом. Однако, все трансформаторы имеют свой эксплуатационный ресурс и в случае его превы­шения, особенно под воздействием неблагоприятных условий, трансформаторному оборудованию могут быть нанесены тяжелые повреждения, что, в свою очередь, может повлечь частичное или полное нарушение электроснабжения потребителей.

В настоящее время в зоне эксплуа­тационной ответственности ком­паний, входящих в состав ОАО «Хол­динг МРСК», находится в эксплуатации трансформаторное оборудование общей мощностью около 400000 MBA, при этом наибольшее количество состав­ляют трансформаторы 6-20 кВ - около 510000 шт., общей мощностью более 112000 МВА. Наибольшую суммарную мощность составляют трансформаторы класса напряжения 110 кВ - 220000 МВА количеством около 12500 шт. Суммар­ная мощность трансформаторов 35 кВ составляет около 47000 МВА, а их коли­чество - около 12500 шт. На трансфор­маторы класса напряжения 220 кВ, коли­чество которых приближается к 140 шт., приходится суммарная мощность более 19000 МВА.

К главным задачам стоящим перед эксплуатационно-ремонтным персона­лом распределительных сетевых компа­ний, относятся поддержание в работо­способном состоянии находящихся в экс­плуатации силовых трансформаторов, предотвращение повреждений или огра­ничение величины наносимого ущерба, а также снижение удельных затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Однако решение данных задач пред­ставляется крайне сложным, учитывая высокий общий уровень технического износа силовых трансформаторов (око­ло 70 %), а также то, что силовые транс­форматоры 35-220 кВ в количестве 11800 шт., что составляет 47 % от обще­го количества, отработали нормативный срок эксплуатации, установленный заво- дами-изготовителями. Кроме того, 55 % ТП 6-15/0,4 кВ находится в эксплуата­ции более 30 лет. Следует отметить, что общее количество трансформаторных подстанций 35-220 кВ, находящихся в эксплуатации в ДЗО ОАО «Холдинг МРСК», составляет около 14200 шт., а ТП 6-20/0,4 кВ более 442000 шт.

Для разработки мероприятий и под­ходов в реализации поставленных задач был проведен анализ всех причин технологических нарушений на оборудовании распределительного сетевого комплек­са и анализ причин повреждения обо­рудования на подстанциях.

Следует отметить, что риск отказа трансформатора определяется двумя основными параметрами, такими как ча­стота повреждений и их серьезность [1]. Чаще всего отказ трансформатора происходит по причине повреждения изоляции, что, в свою очередь, проис­ходит из-за неправильного или некаче­ственного монтажа, износа изоляции, короткого замыкания, значительной или длительной перегрузки в аварийных и послеаварийных режимах, грозовых или коммутационных перенапряжений, за­грязнения масла, конструкционных (про­изводственных) ошибок. Кроме того, по данным [2] достаточно высокий процент повреждений (около 25 %) связан с не­правильными действиями обслуживаю­щего персонала, а именно неудовлетво­рительной эксплуатацией и/или некаче­ственным ремонтом.

Несмотря на различные подходы к анализу аварийности, разные времена выборок и различный парк трансформа­торов, основные выводы по доступным источникам могут быть сделаны следую­щие: наиболее повреждаемыми узлами трансформаторов являются вводы, об­мотки и регуляторы напряжения (РПН, ПБВ). При этом, практически отсутству­ет повреждения трансформаторов по причине дефектов магнигопроводов.

Для поддержания требуемой эксплуа­тационной надежности трансформаторов необходимо своевременное проведение капитальных ремонтов по результатам диагностического контроля. При этом, необоснованное решение о проведении капитального ремонта или отказе от его проведения приводит к неоправданным финансовым затратам в первом слу­чае, или к снижению надежности, срока службы и даже отказам, а в итоге - к значительным материальным потерям.

Замена всех трансформаторов со сверхнормативным сроком службы, учи­тывая реальную экономическую ситуа­цию, представляется невыполнимой за­дачей. С другой стороны, ресурс многих трансформаторов не исчерпан полностью и срок их эксплуатации можно продлить, сохраняя требуемую эксплуатацинную надежность, однако это возможно реали­зовать только при наличии достоверного определения технического состояния, в том числе в процессе его комтексного обследования, которое должно решать несколько важных задач, таких как:

·                    выявление наиболее верояттел мест повреждения трансформатора на основе анализа причин выхода из строя транс­форматоров аналогичного типа;

·                    оценка состояния твердой изоляции (увлажнение, загрязнение, деструкция);

·                    оценка состояния магнитной системы (прессовка, потери холостого хода, изо­ляция элементов от бака и т.п.);

·                    оценка механического состояния об­моток (прессовка, деформации);

·                    оценка качества трансформаторного масла;

·                    оценка систем охлаждения, очистки и защиты масла;

·                    оценка состояния вводов;

·                    оценка состояния регуляторов напря­жения (РПН, ПБВ).

Результаты комплексных диагностиче­ских обследований около 600 трансфор­маторов мощностью от 6,3 до 1000 МВА со сроком службы 20 и более лет, вы­полненные специализированной подряд­ной организацией, показывают, что не­медленного вывода из работы и замены требуют менее 2 % трансформаторов, капитальный ремонт в ближайшее время необходим около 15 % трансформато­ров, замена вводов и ремонт отдельных узлов требуется для 23 %, а учащенного контроля и в перспективе проведения капитального ремонта (в течение 2-5 и более лет) - примерно 30 %. Более 30 % обследуемых трансформаторов не тре­бовали проведения допагмтгелла ор­ганизационных и технических мероприя­тий, так как уровень развило дефектов был незначительным [3].

Комплексные диагностические обсле­дования позволяет не только выявить развиваюидеся дефекты, оценить уро­вень их опасности, но и обосновать не­обходимость, объем и сроки проведения капитального ремонта. Высокая досто­верность результатов таких обспедований, а тэк же своевременное выполнение технических мероприятий позволяет обеспечить безаварийную надежную работу диагностируемых трансформато­ров, в том числе со сроком службы, в отдельных случаях, и свыше 50 лет.

Упитывая выиемзлаженное, про­ведению ремонта в первую очередь трансформаторов 35-220 кВ, должно предшествовать комплексное диагно­стическое обследование, на основании результатов которого устанавливается необходимость замены оборудования (например, вводов, запорной арматуры и т.д.) и реконструкции отдельных узлов, необходимость сушки, регенерации или замены трансформаторного масла. Оце­нивается объем необходимой поставки комплектующих и расходных материа­лов (кранов, защитной оболочки, предо­хранительных и отсечных клапанов, силикагеля, «ионола» и т.п.), составляется план производства работ и другие необ­ходимые документы.

В дочерних и зависимых обществах (ДЗО) ОАО «Холдинг МРСК» персо­нал, отвечающий за эксплуатационно-ремонтное обслуживание, сталкивается со следующими основными проблемны­ми вопросами в эксплуатации и ремонте трансформаторного оборудования:

·        полное отсутствие (для трансформато­ров 35-220 кВ) или недостаточное коли­чество (для трансформаторов 6-20 кВ) собственных ремонтных баз, укомплек­тованных специализированным обору­дованием, инструментами и приспосо­блениями для проведения капитальных ремонтов парка силовых трансформато­ров, а также высококвалифицированным персоналом;

·        низкое качество проведения ремонтов трансформаторного оборудования, вы­полняемых подрядными организациями, осуществляющими ремонт, особенно со сменой обмоток у трансформаторов 6-20 кВ;

·        применение при производстве и ре­монте некачественных комплектующих и материалов (уплотнительной резины, переключающих устройств, изоляцион­ных материалов и т.п.);

·        несоответствие действительных пара­метров трансформаторов, заявленным заводами-изготовителями характери­стикам, что приводит к повреждениям трансформаторов, например при допу­стимых сквозных токах КЗ;

·        низкое качество выполнения проект­ных работ по реконструкции и новому строительству электросетевых объектов;

·        низкая укомплектованность трансфор­маторов на ПС 35-220 кВ без постоян­ного дежурного персонала (обслужива­ется оперативно-выездными бригадами) системами автоматизированного мониторинга и диагностики и практически полное отсутствие on-line диагностики на трансформаторах 6-20 кВ;

·        дефицит квалифицированных спе­циалистов и низкая укомплектованность ДЗО современными средствами инстру­ментальной диагностики.

Для решения вышесказанных задач был разработан каштекс первоочеред­ных мер, как организационных, так и технических, позволяющий при их реа­лизации снизить удельную повреждае­мость трансформаторного оборудова­ния, а именно:

·        разработка единых технических тре­бований к трансформаторному обору­дованию ПС 35-220 кВ и ТП 6-20 кВ с включением их в техническую политику Общества, технические требования при проведении совместной аттестации ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», а также технические задания при проведе­нии закупочных процедур;

·        расширение количества контролируе­мых параметров при приемке оборудо­вания из ремонта с целью объективной оценки качества выполнения капиталь­ных ремонтов сторонними организациями (особое внимание уделяется ремонтам со сменой обмоток трансформаторов);

·        создание в структурах технических блоков ДЗО подразделений, занимаю­щихся инструментальной диагностикой оборудования, приборно-аналитическим обеспечением. Организация проведе­ния сложных, трудоемких и высокоза­тратных, с точки зрения приобретения собственного диагностического оборудо­вания, диагностических обследований, с привлечением специализированных под­рядных организаций, включая сервисные центры заводов-изготовителей;

·        усиление контроля за техническими решениями, предлагаемыми проектны­ми организациями, а также повышение требований к анализу проектов, не под­лежащих рассмотрению государствен­ной экспертизой;

·        усиление технического надзора за проведением подрядными организа­циями строительно-монтажных и пуско-наладочных работ. В обоснованных слу­чаях, при проведении монтажа нового и высокотехнологичного оборудования, установление обязательного требования по привлечению шеф-инженеров к про­ведению работ;

·        разработка и полное исполнение гра­фиков проведения тепловизионного контроля силовых трансформаторов 6-20/0,4 кВ для своевременного выяв­ления и немедленного устранения раз­вивающихся дефектов;

·        разработка и реализация целевых программ оснащения шпилек выводов 0,4 кВ трансформаторов 6-10/0,4 кВ но­минальной мощностью 160 кВА и выше токосъемными контактными зажимами, а также исполнение данного требования при выполнении текущих и капитальных ремонтов и при заказе новых трансфор­маторов 6-20/0,4 кВ, с указанием данного требования в опросных листах заводов- изготовителей. При выборе производи­телей токосъемных контактных зажимов осуществлять их проверку на соответствие требованиям ГОСТ 10434-82 [4];

·        выявление трансформаторов, работа­ющих с загрузкой в аварийном режиме свыше 130 % от номинального тока при напряжении на ответвлениях не выше 105 %, а также разработка и реализация программы по оснащению таких транс­форматоров устройствами автоматики разгрузки трансформаторов (APT);

·        разработка и реализация программ оснащения трансформаторов 35-220 кВ автоматизированными системами мони­торинга и диагностики;

·        разработка рекомендаций по приме­нению устройств контроля растворенных в трансформаторном масле газов, уста­навливаемых на силовые трансформа­торы напряжением 35-220 кВ на период учащенного контроля, т.е. при обнаруже­нии развивающегося повреждения.

В [5] обращается внимание на то, что измерение потерь холостого хода сило­вых трансформаторов при номинальном напряжении в условиях эксплуатации по­зволяет, при минимальных затратах, про­вести диагностику магнитной системы трансформатора, уточнить фактические потери, выявить очаги повышенных по­терь, реализовать мероприятия по их сни­жению, а также оценить экономический эффект от замены трансформаторов со сверхнормативным сроком службы на энергосберегающие трансформаторы.

Проведенный анализ показал, что в ряде случаев электросетевые организа­ции не измеряют потери холостого хода при номинальном напряжении в усло­виях эксплуатации и после проведения капитальных ремонтов, в том числе со сменой обмоток, что объясняется нижес­ледующим причинами:

·        требование по измерению потерь хо­лостого хода при номинальном напря­жении для силовых трансформаторов отсутствует в объемах и нормах испыта­ний электрооборудования, приведенных в РД 34.45-51.300-97[6];

·        отсутствуют сертифицированные уста­новки для измерения потерь холостого хода при номинальном напряжении в условиях эксплуатации.

Выводы

1. Учитывая объективную необходи­мость эксплуатации трансформаторов со сверхнормативным сроком эксплу­атации, для повышения надежности их работы целесообразно проводить в процессе эксплуатации комплекс­ные диагностические обследования, позволяющие получить объективную оценку состояния трансформаторов и осуществить правильное планирова­ние ремонтов.

2. Реализовывать программы по внедрению систем автоматизирован­ного мониторинга и диагностики на трансформаторах 35-220 кВ и систем on-line диагностики на трансформато­рах 6-20 кВ для своевременного выяв­ления и устранения неисправностей.

3. Для существенного снижения затрат на эксплуатацию и ремонт си­ловых трансформаторов необходима реализация долгосрочной программы модернизации с применением совре­менного высоконадежного оборудо­вания, имеющего низкую стоимость владения.

Литература

1. Гемке Р.Г. «Неисправности элек­трических машин». - Л.: Энергия, 1969.

2. Долин А.П., Крайнев В.К., Смекалов В.В., Шамко В.Н. «Повреждае­мость, оценка состояния и ремонт си­ловых трансформаторов», Энергетик, № 7.

3. Смекалов В.В., Долин А.П., Першина Н.Ф. «Оценка состояния и прод­ление срока эксплуатации силовых трансформаторов». Сессия СИГРЭ доклад 12-102.

4. ГОСТ 10434-82 «Соединения кон­тактные электрические. Классифика­ция. Общие технические требования».

5. Цицорин А.Н. «О потерях холо­стого хода силовых трансформаторов 6-10 кВ», Электрические станции, № 3, 2011 г.

6. РД 34.45-51.300-97 «Объем и нор­мы испытаний электрооборудования».

7. Постановление Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии».

 

 

 

 

 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Илюшин П.В., Догадкин Д.И. Пути повышения надежности работы и снижения затрат на эксплуатацию силовых трансформаторов 6-220 кВ в распределительных сетях. ЭнергоЭксперт, №  5,  2012.– С.74-79.
Материал размещен на www.transform.ru: 29.01.2013 г.
 
Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????