К вопросу о длительной эксплуатации силовых трансформаторов  и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше'   ЛЬВОВ М. Ю.,ЛЬВОВА М. М., ОАО НТЦ ФСК ЕЭС

Рассмотрены методологические аспекты длительной эксплуатации силовых трансформаторов и автотрансформаторов (AT) напряжением 110 кВ и выше, а также вопросы оценки их предельного состояния. Приведены соответствующие показатели и критерии, обобщённые данные о повреждаемости и опыте их эксплуатации. Ключевые слова: силовой трансформатор, автотрансформатор, срок службы, ресурс, принятие решений, оценка технического состояния.  В настоящее время в России и во многих развитых странах мира значительная доля силовых трансформаторов (АТ) напряжением 110 кВ и выше имеет длительные сроки эксплуатации. Поэтому вопросу их надёжной и без­опасной работы уделяется особое внимание. Ввод трансформаторной мощности в разные десятилетия имел разные объёмы, вместе с тем на сегодняшний день более половины эксплуатируемых силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше, эксплуатируемых в России, имеют срок службы более 25 лет. Следует отметить, что в последние годы при обсуждении вопроса старения находящихся в эксплуатации силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше нередко используется понятие износ оборудования, доля которого постоянно растёт. В ряде публикаций и материалах выступлений приводятся различные цифры по износу эксплуатируемого оборудования как в целом, так и по отдельным энергокомпаниям, из которых нередко делаются различные, далеко не всегда корректные обобщения и выводы. При этом, зачастую, понятия износ, ресурс и срок службы оборудования рассматриваются как тождественные. - В настоящее время в России согласно ГОСТ установлены следующие сроки службы для силовых трансформаторов и AT: разработанных до 01.01.2008 г. — не менее 25 лет (ГОСТ 11677-85 [1]) разработанных после 01.01.2008 г. — не менее 30 лет (ГОСТ Р 52719- 2007[2]). Указанные данные свидетельствуют, что если трансформатор изготовлен в соответствии с требованиями ГОСТ, эксплуатируется в расчётных параметрах и его обслуживание ведётся в соответствии с действующими требованиями, установленными соответствующими нормативными документами, то трансформатор должен отработать не менее указанного срока службы. Сложившаяся в нашей стране практика оценки износа силовых трансформаторов и AT в отчётности энергопредприятий исходит из наступления срока полного износа — 25 лет. Именно в этот период начисляются амортизационные расходы на данный вид оборудования. Исходя из общепринятых определений, под понятием износ подразумевается потеря имуществом стоимости с течением времени под воздействием различных факторов. Вместе с тем необходимо так же отметить, что в общем виде различают понятия морального и физического износа: •      моральный — постепенное во  времени отклонение основных эксплутационных показателей от современного уровня технических требований эксплуатации оборудования [3]; •      физический — ухудшение технических и связанных с ними эксплутационных показателей оборудования, вызванное объективными причинами[4]. В методологическом плане отметить, что понятие износ не имеет непосредственной связи с ресурсом оборудования, а значение износа позволяет классифицировать оборудование по видам его технического состояния (ТС)— работоспособное, неработоспособное, предельное. Также важно отметить, что достижение полного износа (характеризующего потерю стоимости оборудования) не свидетельствует о необходимости или невозможности его дальнейшей эксплуатации. В соответствии с ГОСТ Р 53480-2009 [5], введённым с 01.01.2011 г взамен ГОСТ 27.002-89 [6], различают следующие основные ТС оборудования: <<— Работоспособное состояние: Состояние изделия, при котором оно способно выполнять требуемую функцию при условии, что представлены, необходимые внешние ресурсы; —     Неработоспособное состояние: Состояние изделия, при котором оно неспособно выполнить требуемую функцию по любой причине; —     Предельное состояние: Состояние изделия, при котором его , дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности экономическим или экологическим>> При этом в соответствии с указанным ГОСТ [5] определены также следующие базовые понятия: <<— Срок службы: Продолжительность эксплуатации изделия или ее возобновления после капитального ремонта до наступления предельного состояния; —     Критерий предельного состояния: Признаки предельного состоя по которым принимают решение о его наступлении; —     Ресурс: Суммарная наработка изделия в течение срока службы.>> В нашей стране, как и в мировой практике производителями тратсформаторов не устанавливается и не назначается ресурс. Кроме того, отсутствуют и нормативные методики определения или назначения ресурса в процессе эксплуатации. Таким образом, следует отметить принципиальное отличие по данному вопросу между силовыми трансформаторами и AT, а также по электротехническому оборудованию в целом по сравнению с тепломеханическим энергетическим оборудованием. Для тепломеханического оборудования заводами-изготовителями назначается ресурс — суммарная наработка при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его ТС. Дальнейшая эксплуатация возможна только после восстановительных работ и назначения нового ресурса. Выделяется несколько этапов эксплуатации тепломеханического оборудования [7, 8]: с момента установки до выработки проектного ресурса;  от проектного до паркового ресурса;  продление срока эксплуатации сверх паркового до индивидуального ресурса продление срока эксплуатации сверх индивидуального ресурса. При этом ресурс энергоустановки ТЭС в целом принято приравнивать к ресурсу турбины, так как её полная замена или только наиболее дорогостоящих деталей (роторов, корпусов цилиндров) приводит к значительному росту единовременных затрат. Для подстанций электрических сетей определяющим элементом являются силовые трансформаторы и AT, поскольку их замена приводит к большим временным и финансовым затратам. Основными критериями для рассмотренияния вопроса о реновации подстанции являются: •        необходимость увеличения трансформаторной мощности; •        переход силовых трансформаторов и AT в предельное состояние. До принятия решений о реновации должна быть обеспечена надёжность всего оборудования подстанции за счёт ремонтно-профилактических мероприятий и (или) замены отдельных видов оборудования, их элементов, узлов. Для трансформаторов, эксплуатируемых на электрических станциях, базовым вопросом при принятии решений о дальнейшей эксплуатации или необходимости их вывода из работы является обеспечение необходимой надёжности работы энергоблока и выдачи соответствующей мощности электростанции. При этом необходимо учитывать значительные временные и финансовые затраты на замену блочного трансформатора. Базовыми вопросами для оценки необходимости и целесообразности вывода трансформатора из эксплуатации и принятия решения о его замене является определение ТС оборудования и оценка предельного состояния, которая ,должна основываться на соответствующих критериях предельного состояния. Ранее были указаны общие определения данных терминов в соответствии : ГОСТ Р 53480-2009 [5]. Далее рассмотрим эти понятия непосредственно применительно к силовым трансформаторам и AT 110 кВ и выше. Следует отметить, что благодаря достаточно высокой эффективности эксплуатационного, диагностического и ремонтного обслуживания данного оборудования уже в 90-х годах прошлого столетия для него (раньше, чем по другим видам энергетического оборудования) начала реализовываться концепция перехода от нормативно- календарного планирования ремонтов к проведению «по состоянию», т. е. в зависимости от фактического ТС. В соответствии с действующими требованиями ПТЭ [9] ремонт трансформаторов и AT выполняется по мере необходимости в зависимости от их ТС, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром. Оценка ТС в эксплуатации осуществляется по комплексу контролируемых показателей и их нормативам. Основной документ, регламентирующий перечень испытаний силовых трансформаторов (AT) и их высоковольтных вводов в процессе эксплуатации, предельно-допустимые значения контролируемых показателей и периодичность контроля — РД «Объём и нормы испытаний электрооборудования» [10]. С выходом в 1998 г. шестого издания РД [10] существенно расширен перечень контролируемых параметров в дополнение к ранее нормированным традиционным показателям оценки состояния силовых трансформаторов и AT. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворённых в масле; контроль содержания фурановых соединений в масле; измерение степени полимеризации; контроль содержания антиокислительной присадки ионол; тепловизионный контроль и др. В России сформирована и действует система нормативно-технических документов (НТД) в части методических указаний и методик применительно к оценке состояния силовых трансформаторов и AT, позволяющая эксплуатационным предприятиям в полном объёме реализовывать требования РД [10]. В последних приводятся предельно допустимые значения параметров, которые может иметь работоспособное оборудование. При этом указывается, что выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия повреждений (дефектов). Однако в настоящее время нормативно не установлены критерии предельного состояния силовых трансформаторов и AT. Вместе с тем разработана и подтверждена многолетним опытом эксплуатации научно обос­нованная методология оценки предельного состояния силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше [11]. Предельное состояние должно определяться по показателю износа витковой изоляции, выявлению опасной деформации обмоток, вызванной большими токами сквозных КЗ, и дополнительно выявлением опасного загрязнения обмоток металлосодержащими коллоидными частицами (меди, железа), образующимися в результате взаимодействия масла с конструкционными материалами. Основными показателями и критериями предельного состояния силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше являются: •      износ витковой изоляции. В соответствии с требованиями РД [ 10] ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 ед.; •      опасная деформация обмоток, вызванная большими токами сквозных КЗ. В соответствии с требованиями PД [10] значения сопротивления КЗ трансформатора, измеренные в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте, не должны превышать исходные более чем на 3 %. Дополнительно в качестве критерия; предельного состояния следует рассматривать опасное загрязнение обмоток металлосодержащими коллоидными частицами (меди, железа) образующимися в результате взаимо действия масла с конструкционным» материалами (медью обмоток, железом бака, сердечника и пр.). Содержание меди и железа не должнс превосходить 3 % по массе [12]. В на стоящее время данный показатель не нормируется требованиями РД «Объёл и нормы испытаний электрооборудования» [10]. Следует отметить, что выход любого из указанных показателей за установленное предельно допустимое значение — достаточное основание для рассмотрения принятия решения о необходимости и целесообразности замены силового трансформатора (AT). При этом фактические показатели состояния конкретного оборудования, равны или превышающие установленные нормативы, должны служить основанием для проведения более глубокого анализа — возможно с дополнительным осмотром трансформатора, испытанием и вскрытием. Окончательное суждение о признании трансформатора «предельным» необходимости его замены должно определяться специально назначенной дл данного объекта комиссией во главе техническим руководителем энер гообъекта или энергопредприятия при проведении технического освидетельствования оборудования, необходимость которого предусмотрена согласно действующим требованиям ПТЭ [9], Как указано ранее, в соответствии ГОСТ [5] определено понятие «предельное состояние»: «Состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, эко номическим или экологическим». При этом российская и зарубежная практика эксплуатации силовых трансформаторов и AT показывает, что их замена после отработки установленных минимальных сроков службы признана технически необоснованной и экономически нецелесообразной. Также укажем, что приведённые основные показатели предельного состояния силовых трансформаторов и AT при достижении установленных предельно допустимых значений характеризуют резкое увеличение вероятности их повреждения изза возможности возникновения внутреннего КЗ [11]. Многолетний анализ повреждаемости силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше, эксплуатируемых в России, показывает [13], что 28% блочных трансформаторов напряжением 110 - 500 кВ мощностью 63 MB*А и более при повреждениях с внутренними КЗ сопровождались взрывами и пожарами. Соответствующий анализ повреждаемости силовых трансформаторов и AT напряжением 110 - 500 кВ мощностью 63 MB*А и выше, экс­плуатируемых на предприятиях электрических сетей, свидетельствует, что из имевших место случаев повреждений с внутренними КЗ 24 % сопровождались взрывами и пожарами трансформаторов. Естественно, что взрыв и пожар трансформатора оказывает негативное влияние на окружающую среду и создаёт экологическую опасность. Таким образом, фактически рассматриваемые критерии предельного состояния для силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше в полной мере характеризуют реально существующие составляющие установленного общего определения «предельное состояние» в соответствии с ГОСТ [5]. Практически все показатели для оценки состояния трансформаторов, указанные в РД [10], за исключением степени полимеризации бумажной изоляции и сопротивления КЗ трансформатора, могут быть приведены в соответствие требованиям [10] с помощью ремонтно-профилактических мероприятий или замены отдельных элементов и узлов. Основные элементы трансформатора, определяющие его предельное состояние, — обмотки и сердечник. Прочие элементы (высоковольтные вводы, переключатели ответвлений, маслоохладители, двигатели маслонасосов) при наличии дефектов должны подлежать ремонту или замене, не требующей замены трансформатора в целом. Трансформаторы пригодны для дальнейшей эксплуатации при отсутствии недопустимых степеней износа бумажной изоляции, недопустимых деформаций обмоток, распрессовки сердечника и обмоток, а также при нагреве сердечника и обмоток в пределах нормы. Опыт эксплуатации показывает, что сердечники силовых трансформаторов в процессе работы повреждаются относительно редко. Вероятные их дефекты (ослабление прессовки и замыкание между листами стали, приводя­щие к увеличению потерь и локальному повышенному нагреву) выявляются, как правило, изменением потерь холостого хода, возрастанием шума и повышенным содержанием растворённых в масле газов. Следует отметить, что признание состояния сердечника «предельным» всегда означает и предельное состояние силового трансформатора в целом, т. е. необходимость его замены. При этом опыт эксплуатации свидетель­ствует, что состояние обмотки является основным критерием общей оценки состояния силовых трансформаторов и AT как предельного [11]. Трансформаторы с длительными сроками службы (более 25 лет) эксплуатируются во многих развитых странах. Приведём два примера по данным СИГРЭ [14, 15]. В электрических сетях французской компании RTE, эксплуатирующей порядка 1200 трансформаторов напряжением 63 - 400 кВ, средний срок службы составляет 27 лет, в том числе 40 % трансформаторов имеют срок более 30 лет и 5 % — более 50 лет. В одной из энергокомпаний Германии с общим числом силовых трансформаторов напряжением 110 - 380 кВ, равным 399, более 60 % имеют срок службы более 25 лет, а 17 % — более 40 лет. Обобщённые данные об удельной повреждаемости трансформаторов за рубежом публикуются довольно редко и, как правило, без достаточных комментариев. При этом в разных странах существуют различные подходы к анализу повреждаемости как в части трактования самого понятия, так и при формировании статистических данных, что, как правило, не позволят проводить корректное сравнение. Тем не менее обобщённый анализ опубликованных данных показывает, что удельная повреждаемость силовых трансформаторов (AT) в развитых странах в основном оценивается не более 1 - 2 % в год. Данные повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110- 500 кВ мощностью 63 MB*А и более, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях, предприятиях электрических сетей России, свидетельствуют, что удельное количество технологических нарушений в работе указанного оборудования составляет порядка 2 % в год. При этом удельная повреждаемость трансформаторов, сопровождавшаяся внутренними КЗ [13], составляет в среднем 0,6 % в год Полученные и накопленные к настоящему времени многочисленные результаты измерений степени полимеризации образцов изоляции обмоток находящихся в эксплуатации силовых трансформаторов и AT показывают, что с одной стороны, наблюдались отдельные случаи полного исчерпания ресурса изоляции обмоток трансформаторов со сроком эксплуатации 26 лет, а с другой, существуют трансформаторы, в которых при сроке эксплуатации более 40 лет исчерпание ресурса изоляции не достигается. Это связано со значительным влиянием нагрузки трансформатора на кинетику деструкции изоляции обмоток в процессе его эксплуатации, а также с качеством масла, эффективностью защиты масла от увлажнения и окисления, с наличием и работоспособностью абсорбционных и термосифонных фильтров, эффективностью работы системы охлаждения и особенностями конструкции трансформатора. В целом многолетний опыт эксплуатации силовых трансформаторов и AT показывает, что они, как правило, сохраняют своё работоспособное состояние после 25 - 30 лет. При этом Российская и мировая практика свиде­тельствует, что, как правило, замена указанных трансформаторов после отработки установленных минимальных сроков службы является технически необоснованнной и экономически нецелесообразной . Возможный срок эксплуатации силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше, сохраняющих работоспособное состояние и не достигающих исчерпания ресурса бумажной изоляции, как правило, составляет более 30 лет. При этом решение о дальнейшей эксплуатации или необходимости и целесообразности замены оборудования должно приниматься индивидуально для каждой единицы оборудования. Выводы 1.    Существующая система нормативно-технических документов, действующих в электроэнергетике России в части эксплуатации и оценки состояния силовых трансформаторов, обеспечивает надёжность их работы, а также позволяет реализовывать концепцию планирования ремонтов и их проведение в зависимости от фактического технического состояния, определять предельное состояние для принятия решений по их дальнейшей эксплуатации или целесообразности вывода из работы. 2.    Основные показатели для оценки предельного состояния силовых трансформаторов и AT 110 кВ и выше: износ витковой изоляции, опасная деформация обмоток, а также опасное их загрязнение металлосодержащими коллоидными частицами (меди, железа), образующимися в результате взаимодействия масла с конструкционными материалами. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. ГОСТ 11677—85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. — М.: ИПК «Изд-во стандартов», 1986. 2.   ГОСТ Р 52719-2007. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. — М.: Стандартинформ, 2007. 3.    СТО 17230282.27.010.001-2007. Стандарт организации ОАО «РАО «ЕЭС России». Здания и сооружения объектов энергетики. Методики оценки технического состояния. — М.: ОАО «ЕЭС Рос­сии», 2007. 4.   ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения. — М.: ИПК «Изд-во стандартов», 1979. 5.    ГОСТ Р 53480-2009. Надёжность в технике. Термины и определения. — М.: Стандартинформ, 2010. 6.   ГОСТ 27.002-89. Надёжность в технике. Основные понятия. Термины и определения. — М.: ИПК «Изд-вс стандартов», 1989. 7.   Резинских В. Ф. Ещё раз о ресурсе энергооборудования / / Надёжность i безопасность энергетики. 2009. № 4. 8.   Резинских В. Ф. Продление ресурса ТЭС: скрытые проблемы // Энерго рынок. 2004. № 10(11). 9.   Правила технической эксплуатаци электрических станций и сетей Российскс Федерации. — М.: СПО ОРГРЭС, 2003 10.   РД 34.45-51.300-97. Объём и HOf мы испытаний электрооборудования. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998. 11.    Оценка предельного состояния силовых трансформаторов / М. Ю. Льве К. М. Антипов, Ю. Н. Львов и др. / Электрические станции. 2008. N° 1. 12.    О развитии витковых замыкан при загрязнении обмоток трансформа1 ров металлосодержащими коллоидны частицами / С. Ю. Львов, Е. О. Люты В. Н. Бондарева и др. // Электричесь станции. 2011. N° 7. 13.   Львов М. Ю. Анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше // Электричество. 2010. № 2. 14.   Алексеев Б. А. Оптимизация профилактического обслуживания обору вания ВН (по материалам СИГРЭ) Энергоэксперт. 2010. № 2. 15.    Алексеев Б. А. Трансформат на сессии СИГРЭ-2008 // Энергоэксп 2008. № 5. 16.   Лоханин А. К., Соколов В Обеспечение работоспособности маслонаполненного высоковольтного оборудования после расчётного срока службе Электро. 2002. № 1. 17.    Старение целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов в процессе эксплуатации / М. Ю. Л В. Б. Комаров, Ю. Н. Львов и др Электрические станции. 2004. № 10 18.    ГОСТ 645-89. Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от 110 до 500 кВ. Технические условия М.: ИПК «Изд-во стандартов», 1989

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010