Анализ повреждений силовых трансформаторов
за 1989-1991 годы: Сост. фирмой по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации
электростанций и сетей ОРГРЭС.

Введение

За 1989 – 1991 гг. зарегистрировано 935 случаев отказов трнансформаторов мощностью 2500кВּА и более отечественного производства, из них 504 отказа имело место 1989г., 290 – в 1990г. и 141отказ произошел в 1991г. Источником информации служили поступившие из энергосистем акты расследования нарушений работоспособности трансформаторов, классифицированные как аварии и отказы по «Инструкции по расследованию и учету нарушений в работе электростанций, сетей, энергосистем и энергообъединений» (М.: ХО – ЗУ Минэнерго СССР, 1983) и «Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе в электростанций, сетей и энергосистем» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990г).

Значительное сокращение информации по отказам электрооборудования, в том числе и трансформаторов обясняется, непредставлением информации по отказам II степени согласно «Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем».

В табл. 1-9 приведены основные статистические данные и классификация отказов силовых трансформаторов.

Поскльку отсутствие части информации искажает картину распределения отказов и по причинам, и по узлам, то ссылка на проценты в последующем тексте дается по результатам 89г., данные по которому ближе к действительному распределению отказов.

Из 504 отказов трансформаторов в 1989г. 21,6% произошло из-за дефектов конструкций и изготовления 19.2 % - из-за недостатков транспортирования, хранения и мотожа. 17,5% отказов связано со старением изоляции трансформаторов при продолжительной эксплуатации, 8.1% отказы произошли из за посторонних воздействий, а в 15.1% случаев причины отказа не была установлена либо из-за незначительного объема разрушений, либо из-за отсутствия достоверных сведений о вскрытии трансформаторов.

Из общего количества отказов трансформторов в течении первых трех лет эксплуатации отказывало около 4% трансформаторов, в период от 3 до 12лет – 37%, от 12 до 25 лет – 26%. Отказы трансформаторов с наработкой более 25 лет, отработовших свой ресурс, составляют около 33% и дщоля отказов этой группы имеет тенденцию к увеличению в связи со сторением всего парка установленных трансформаторов.

Таблица 1

Классификация отказов трансформаторов по мощности  и напряжению за 1989г.

Мощность трансформто-ров кВ× А

Количество отказов трансформаторов напряжением, кВ

Всего отка-зов

Суммарная мощность отказавших трансформаторов

До 35

110-150

220

330

400-500

МВ× А

%

4000-7500

10000-80000

Более 80000

87

50

4*

42

154

37

-

33

46

-

3

21

-

-

27

129

240

135

650,8

7432,0

28284,0

1,8

20,4

77,8

Итого

141

233

79

24

27

504

36366,8

100,0

*Трансформаторы серии ВРТДНУ.

Таблица 2

Классификация отказов трансформаторов по узлам за 1989 г.

Мощность трансформаторов, кВ·А

Количество отказов трансформаторов из-за повреждения

Количество

отказов без повреждения узла

Всего

отказов

обмоток и изоляции

переключателей

бака и арматуры на баке

выносного охладительного устройст

ва :

вводов

прочих узлов

\РПН

ПБВ

4000-7500

38

7

8

18

0

37

2

19

129

10000-80000

48

60

4

23

12

54

10

29

240

Более 80000

25

10

2

23

12

38

6

19

135

Итого

Количество

111

77

14

64

24

129

18

67

504

%

22,0

15,3

2,8

12,7

4,8

25,6

3,6

13,2

100

Таблица 3

Классификация отказов трансформаторов по причинам за 1989 г.

Мощность трансформаторов, кВА

Количество отказов трансформаторов из-за

 

недостатков эксплуатации

дефектов

ремонта

недостатков транспортирова- ния, хранения и
монтажа

недостатков проектирования

дефектов конструкции и изготов

ления

изменений материалов в процессе

эксплу

атации

атмосферных воздействий, влияния климатичесхих условий

нерасчетных режимов вести

посторонних воздействий

неустановленных причин

Всего отказов .

4000-7500

20

3

3

28

19

7

6

21

22

129

10000-80000

50

12

16

1

55

43

10

7

15

31

240

Более 80000

27

13

7

3

26

26

4

1

5

23

135

 

Количество

97

28

26

4

109

88

21

14

41

76

504

Итого

 

'%

19.2

5,6

5.1

0,8

21,6

17.5

4.2

2,8

8,1

l5,l

100

Таблица 4

Классификация отказов трансформаторов по мощности за 1990 г.

Мощность трансформаторов, кВ·А

Количество отказов трансформаторов

Суммарная мощность отказавших трансформаторов

МВ·А

%

2500-7500

10000-80000

Более80000

88

135

67

468,9

4639,5

15054,0

2,3

23,0

74,7

Итого

290

20162,4

100

Таблица 5

Классификация отказов трансформаторов по узлам за 1990 г.

Мощность трансформаторов, кВ·А

Количество отказов трансформаторов из-за повреждения

 

Количество отказов без noврежде-ния узла

 

Всего отказов

обмоток и изоляции

переключателей

Бака и арматуры на бюаке

Выносного охладительного устройства

вводов

прочих узлов

РПН

ПБВ

2500-7500 10000-80000 Более 80000

29

34

10

6

27

9

9

3

-

12

13

9

1

6

3

18

23

25

3

6

2

10

23

9

88

135

67

Итого

Количе- ство

73

42

12

34

10

66

11

42

290

%

 

25,2

14,5

4,1

11,7

3,4

22,8

3,8 Q

i,e

14,5

100

 

Таблиц 6

Классификация отказов тоансформаторов по причинам за 1990 г.

Мощность трансформаторов, кВ·А

Количество отказов трансформаторов из-за

Всего отказов

недостатков эксплуатации

дефектов ремонта

недостатков транс-порти-рова-

ния,

хранения и монтажа

недостатков проектирования

дефектов конструкции и изготовления

 

измене-ний матери- алов в процессе эксплуатации

атмосферных воздействий, влияния климатических условий

нерас-четных режимов в сети

посторонних воздей- ствий

неустановленных причин

2500-7500

10000-80000

Более 80000

23

23

12

5

10

4

3

2

5

1

1

1

12

33

20

14

25

10

10

3

2

6

5

-

9

10

2

5

23

11

88

135

67

Итом

Количе-ство

58

19

10

3

65

49

15

11

21

39

290

%

20,0

6,6

3,4

1,0

22,4

16,9

5,2

3,8

7,2

13.5

100

Таблица7

Классификация отказов трансформаторов по напряжению за 1991 г.

Мощность трансформаторов, кВ •А

Количество отказов трансформаторов напряжением, кВ

Всего-отказов

До35

110-150

220

330

400-500

2500-7500 10000-80000 Более 80000

10

3

8

44

10

-

8

30

-

-

11

-

-

17

18

55

68

Итого

13

62

38

11

17

141

Таблица8

Классификация отказов трансформаторов по узлам за 1991 г.

Мощность трансформаторов, кВ•А

Количество отказов трансформато

ров из-за повреждения

Количество отказов без повреждения, узла

.Всего отказов

обмоток и изоляции

переключателей

бака и арматуры на баке

выносного охладительного устройства

вводов

прочих узлов

РПН

ПБВ

2500-7500

10000-80000

Более 80000

6

13

19

1

8

2

3

-

2

1

4

5

1

-

5

6

16

27

-

2

1

-

12

7

18

55

68

Итого

Количество

38

11

5

10

6

49

3

19

141

%

26,9

7,8

3,5

7,2

2.8

34.7

2,2

14,9

100

Таблица 9

Классификация отказов трансформаторов по причинам за 1991 г.

Мощность трансформаторов, кВ•А

Количество отказов трансформаторов из-за

Всего отказов

недостатков эксплуатации

дефектов ремонта

недостатков транспортирования, хранения и монтажа.

недостатков проек-тирова-

ния

дефек-тов конструкции и изготовления

изменений материалов в процессе

эксплуатации

атмосферных воздействий, влияния климатических условий

нерасчетных режимов в сети

посторонних воздействий

неустановленных причин

2500-7500

1

1

-

1

9

3

1

-

2

18

10000-80000

7

1

1

18

8

1

5

2

12

55

Более 80000

9

2

7

1

29 .

5

1

2

1

11

68

 

Количе

17

4 .

8

2

56

16

3

7

3

25

141

Итого

ство

 

 

 

               

 

%

12,l

2.8

5,7

1,4

39,7

11,3

2,1

5,0

2,1

17,8

100

1. ПОВРЕЖДЕНИЯ ОБМОТОК И ИЗОЛЯЦИИ

Отказы трансформаторов, связанные с нарушением изоляции и повреждениями обмоток, составляют 22% общего количества отказов.

В последние годы одной из актуальных проблем является эксплу- атация старых трансформаторов больших мощностей, выработавших свой ресурс и не обеспечивающих требуемую надежность. Эта проблема становится все более важной в связи с тем, что доля таких трансформаторов в общем парке установленных трансформаторов непрерывно возрастает. Замена старых трансформаторов новыми потребовала бы значительное увеличение трансформаторной мощности всеми заводами. В условиях нарастающего дефицита материальных и денежных ресурсов решение этой проблемы должно быть основано на технических и экономических оценках, определениях необходимых мероприятий по продлению срока службы или замене трансформатора новым. Поскольку условия эксплуатации для различных трансформаторов различны и сами трансформаторы отличаются по конструкции и надежности, то для определения фактического срока службы конкретного трансформатора требуется индивидуальный подход.

В последние годы участились повреждения обмоток старых трансформаторов, имеющих характерные конструктивные дефекты.

Автотрансформатор АОДЦТГ-135000/500 № 51927 ПО "Запо-рожтрансформатор"1 подстанции (ПС) "Бугульма-500" Татэнерго был отключен персоналом после срабатывания газовой защиты на сигнал. При осмотре обнаружено межкатушечное замыкание крайних катущек обмотки ВН. Крайние катушки данной обмотки выполнены с дополнительной изоляцией, которая в процессе работы трансформатора разбухала, что ухудшало теплоотвод, увеличивало нагрев провода и соответственно износ витковой изоляции. После потери ее свойств происходят витковке замыкания, переходящие в межкатушечные.

Трансформатор ТДЦГ-180000/220 № 55656 Березовской ГРЭС отключился газовой зашитой, по измерениям выявлено повреждение обмотки НН. Характер повреждения однотипных трансформаторов — это замыкание параллельных проводов в крайних витках обмотки НН из-за их повышенного нагрева и, как следствие, потеря витковой изоляцией своих свойств и переход замыкания в витковые.

_____________

1 Здесь и далее трансформаторы, у которых не указан завод-изготовитель, изготовлены ПО "Запорожтрансформатор". •

В энергосистемах продолжаются отказы трансформаторов из-за потери ими динамической стойкости. Все старые трансформаторы 330 кВ являются нестойкими при КЗ из-за недостаточной электродинамической стойкости обмоток.

Автотрансформатор АТДЦТН-200000/330 № 76983 ПС "Красноармейская" Донбассэнерго отключился защитами при возникновении однофазного КЗ на системе шин 110 кВ. При осмотре выявлено разрушение обмоток ВН и СН фазы С, механические повреждения вводов, переключателей, бака, деформация прессующих устройств обмоток фазы С.

Значение тока КЗ по расчетам 8,48 кА, допустимого тока 7 кА.

Причиной повреждения является непринятие мер по ограничению токов КЗ через AT до уровня допустимых.

Несмотря на то, что на большинстве энергоблоков европейской части токи КЗ достигли предельно допустимых значений или даже превысили их, вопросами ограничения этих токов занимаются только некоторые энергосистемы.

Превышение воздействующих токов над допустимыми явилось причиной повреждения автотрансформатора АТДЦТН-125000/330 № 78510 ПС "Тёрнопольская" Винницаэнерго. Произошла деформация обмоток СН фаз А и С, связанная с потерей ими радиальной

УСТОЙЧИВОСТИ - '

Автотрансформатор АТДЦТН-200000/330 № 79464 ПС "Гомель" ПЭО "Гомельэнерго" был отключен действием резервных защит. Имело место длительное КЗ на стороне НН при потере оперативного тока на ПС. Авария с трансформатором также началась с потери радиальной устойчивости обмотки НН или деформации регулировочной обмотки, т. е. потери электродинамической стойкости обмотки.

Трансформатор ТДЦГ-250000/330 № 79526 на Молдавской ГРЭС отключился газовой защитой при возникновении КЗ на стороне НН при повреждении генераторного разъединителя.

При осмотре обнаружены перегорания шинок заземления из-за образования КЗ контура в системе прессовки фазы С и радиальная деформация обмотки ВН2 фазы С.

Трансформатор ТЦ-400000/500№ 99035 Нурекской ГЭС Таджи-кэнерго отключился газовой и дифференциальной защитами при включении после предшествовавшегося КЗ на выводах 15 кВ и устранения его последствий. Произошло повреждение обмотки низкого напряжения фазы С. При осмотре повредившейся обмотки НН фазы С обнаружена деформация внутреннего и наружного слоев обмотки до 50мм, что привело к межслоевому пробою. Трансформатор не проходил капитальный ремонт. Фактическая устойчивость его снижена.

Велико количество отказов мощных трансформаторов вследствие повреждения главной изоляции. Повреждения связаны со снижением электрической прочности изоляции, в процессе эксплуатации вследствие дефектов монтажа или ремонта, увлажнения и загрязнения изоляции, чему во многих случаях способствовало отсутствие полноценной диагностики состояния трансформаторов.

Автотрансформатор АТДЦТН-125000/220 № 110757 ПС "Мика-шевичи" Брестэнерго отключился действием защит во время грозы. Причиной аварии явился некачественный монтаж автотрансформатора — после монтажа вводов не были проверены изоляционные расстояния. Хроматографический анализ масла выполнялся без определения концентрации водорода, который является основным характерным газом для данного вида повреждения, поэтому дефект в течение 10 лет выявлен не был.

Трансформатор ТДЦ-400000/330 № 90564 Ставропольской ГРЭС отключался действием защит вследствие перекрытия промежутка между обмотками ВН1 и НН фазы с последующим пробоем вдоль обмотки ВН1, деформацией обмотки ВН2 и пробоем с нее на стержень. Причиной повреждения трансформатора явилось ослабление изоляции-вследствие увлажнения и непроведения при ремонте работ по восстановлению изоляции, т.е. ее сушки.

Автотрансформатор АТДЦТГ-250000/330 № 30431 ПС "Кольская" отключился защитами вследствие электрического пробоя при грозовых перенапряжениях. Трансформатор с 1975 г. эксплуатировался без восстановления изоляции, подсушка и сушка изоляции при капитальном ремонте в 1987 г. не проводились. Диагностика состояния изоляции в объеме требований и норм испытаний электрооборудования не проводилась. Эксплуатация дефектного оборудования, непринятие руководящим персоналом действенных мер по выводу из работы дефектных трансформаторов приводят к аварийным выходам трансформаторов из работы.

Ряд энергосистем успешно применяет Хроматографический анализ для диагностики развивающихся повреждений. И хотя проведение этих работ регламентируется документом, не являющимся руководящим ("Методические указания по подготовке и проведению хро- матографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов". — М.: СПО Союзтехэнерго, 1990), целесообраз-

ность проведения хроматографического анализа является бесспорным фактом, признаваемым большинством энергосистем.

На ПС "Пенза 1" был поврежден автотрансформатор АТДЦТН-125000/220 вследствие пробоя изоляции между отводом Ам1, обмотки РО и стержнем. Причиной повреждения автотрансформатора явилась длительная его эксплуатация, приведшая к старению и увлажнению изоляции.

В 1988 г. проводился капитальный ремонт автотрансформатора, при котором не был проведен целый ряд работ, способствующих продлению его срока службы: не проводилась полная опрессовка обмоток, не определялось влагосодержание твердой изоляции, не изменялось tgd изоляции перед капитальным ремонтом. "Руководством по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110-750 кВ, мощностью 80 MB•А и более" (М.: СПО Союзтехэиерго, 1982) рекомендован ряд испытаний трансформатора, которые обязательно должны проводиться при каждом плановом капитальном ремонте. В данном случае эти испытания не были проведены. Невыполнение персоналом рекомендаций руководства приводит в последующем к отказам трансформаторов.

Необходимо отметить низкую эксплуатационную надежность трансформаторов ТДЦ-125000/110 производства СВПО "Трансформатор". Чаще всего повреждались трансформаторы, проработавшие 12-19 лет, при этом средний срок службы до отказа составил 15,5 лет. При анализе аварий с этими трансформаторами отмечаются следующие недостатки: повышенная вибрация металлоконструкций, ненадежная работа переключателей ПБВ, перегрев верхних слоев масла и ускоренное старение изоляции обмоток.

Наличие перечисленных недостатков приводит к тому, что через 15-17 лет работы у них вырабатывается ресурс по состоянию изоляции обмоток.

2. ПОВРЕЖДЕНИЯ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Переключающие устройства серии PC производства НРБ

Причины отказов ПУ серий РС-3 и РС-4 обусловлены дефектами изготовления и механическим износом деталей кинематики.

Основной причиной повреждения ПУ данных серий является выход при переключении механизма контактора из "замка", что при-

водит к задержке ПУ на положении "мост". Причиной нарушения работы контактора является несовершенство конструкции ПУ. Другой причиной, приводящей к таким отказам, является работа ПУ при температуре масла в контакторе ниже-250С.

Также характерной причиной отказов ПУ серии PC является повреждение контактов избирателя и предизбирателя при отсутствии или малом количестве переключении из-за образования на поверхности контактов окисных плёнок, перегрева и выгорания контактов.

Особо надо отметить повреждение переключающего устройства РС-9 на трансформаторе ТРДЦН-125000/110№ 125362 ПС "Вятка" Кировэнерго. Трансформатор повредился при переключении РПН из 10-го в 11-е положение. Отключение произошло действием защит от внутренних повреждений трансформатора и устройства РПН с выбросам масла через предохранительные клапаны. Причиной повреждения трансформатора явилось перекрытие между неподвижными стойками предизбирателя, приведшее к закорачиванию обмоток РО, их деформации и витковому замыканию.

Повреждение возникло из-за пробоя между контактами предизбирателя, rдe запас прочности промежутка 2. Такой пробой вызывается фактором, значительно снижающим прочность промежутка. Учитывая, что повреждение произошло при переключении из 10-го в 11-е положение, при котором происходит реверсирование обмотки РО с полным разрывом ее электрической связи с остальными обмотками, наиболее вероятной причиной" снижения прочности, можно считать газовыделение при возникновении в масле искрового разряда в момент перемещения предизбирателя. При перемещении предизбирателя происходит разрыв цепи обмотки РО, что вызывает искру (дугу) из-за разряда обмотки РО, если не предусмотрен путь стекания заряда этой обмотки. В данной конструкции трансформатора такого пути нет (путь стекания заряда обычно обеспечивается специальными резисторами). Известно еще несколько случаев пробоя ПУ в момент реверсирования, на которых не установлены резисторы.

Переключающие устройства производства ГДР

Общая картина повреждаемости ПУ производства ГДР довольно благополучная, количество отказов невелико. Введение прокрутки и модернизации контактов позволило резко уменьшить число повреждений контактов ПУ серии 1. Остается ненадежной работа приводов ЕМ-1.

В1991г.из-за возрастания концеитрации растворенных газов был выведен из работы автотрансформатор АОДЦТН-167000/500 № 134938 ПС "Трачуковская" Тюменьэнерго.В первый период (1988-1989 гг.) концентрация оставалась выше нормы, но без изменений, на основе чего можно предполагать появление газов из технологического оборудования (состав газов указывал на его перегрев). После проведения дегазации уровень газов снова повысился (возможно, при вымывании из изоляции и силикагеля), но заметной динамики не наблюдалось. Состав газов оставался прежним. С декабря 1990 г. началось заметное увеличение концентрации водорода (появление частичных разрядов). Эхолокация частичных разрядов выявила их источник в нижней части избирателя РПН. При осмотре в этой зоне найдены следы разложения масла. Причины возникновения нагрева в этой зоне не найдены. В связи с этим принято решение о замене РПН.

Переключающие устройства ЗРНОА-110/1000

Характерным дефектом ПУ этой серии является незащищенность воздушного промежутка в узле установки разрядника. Повреждения такого рода происходят в период гнездования птиц и приводят к деформации обмотки РО. Отключения по этой причине имели место на автотрансформаторах АТДЦНГ-125000/220 № 70265 ПС "Гродно-Южная" Гродиоэнерго и АТДЦТН-125000/220 № 73020 и 66702 ПС -Лиски-ЗЗО" Воронежэиерго и "Ярославская" Ярэнерго. Это свидетельствует о том, что вопросы, связанные с повреждениями переключающих устройств из-за перекрытия изоляции в узле установки разрядника, остаются по-прежнему актуальными.

Попытки улучшить ситуацию путем защиты промежутка специальной конструкцией оказались безрезультатными. Таким образом кардинальных мер защиты от повреждения ПУ из-за перекрытия изоляционных промежутков узла установки разрядника на сегодняшний день не принято.

Переключающие устройства РНОА

Наиболее частая причина отказов ПУ этой серии — это ложная работа струйных реле из-за обратного уклона маслопроводов, соединяющих ПУ с расширителем. Наличие обратного уклона приводит к образованию воздушных пробок, их " пробу лькиванию", что создает условия для работы струйных реле. Такой отказ имел место на ПС "Днепровская" Днепроэнерго, где отключился автотрансформатор АТДЦНТ-250000/330. Несмотря на то, что эти, отказы происходят ежегодно в течение многих лет, меры по их устранению не принимаются.

Переключающие устройства РНТ-13 и П-6.

Основной причиной отказов этих ПУ является повреждение контактных систем при длительной работе в одном фиксированном положении без прокруток. Актуальным является также вопрос работы этих устройств с износом, превышающим допустимые нормы. Особенно это относится к ПУ серии РНТ-13, которые морально устарели и к которым нет запасных частей.

3. ПРОЧИЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ

Мощные трансформаторы оснащены большим количеством вспомогательного оборудования и систем. Однако персонал недостаточно внимательно относится к эксплуатации этого оборудования, допуская работу трансформаторов с неисправностями вспомогательного. оборудования и систем.

Неисправность системы "дыхания" явилась причиной отказа автотрансформатора АТДЦТН-125000/220 № 112817 ПС "Семеновская" Горэнерго. При замене вводов в масло из бака АТ перекачивалось в расширитель, заполнение бака/маслом производилось без дегазации и вакуумирования. Попадание воздуха в расширитель способствовало нарушению системы "дыхания" и после включения АТ под нагрузку вызвало срабатывание предохранительных клапанов с неполным закрытием и течью масла из-под кольцевой резиновой прокладки, что привело к срабатыванию газовой защиты.

Отключения трансформаторов из-за течей масла по-прежнему являются одной из причин отказов трансформаторов. В рассматриваемый период течи масла происходили: одна из-за трещины в патрубке системы охлаждения, две из-за рассоединения компенсаторов мас-лоприводов ГОУ (в одном случае из-за проседания фундамента ГОУ, в другом из-за обрыва крепления муфты).

Ранее при проектировании электрических станций не предусматривалось устройство маслосборника. Масло, вытекающее из трансформатора, могло попасть в окружающий грунт и, следовательно, в русло ближайшей реки. Количество повреждений, сопровождающихся значительным вытеканием масла из трансформаторов, увеличилось за счет появления нового вида повреждений оборудования — повреждений в результате боевых действий и попадания снарядов в оборудование.

На Дубоссарской ГРЭС при попадании снаряда были повреждены радиаторы трансформатора ТДТНГ-31500/110 № 814, что вызвало сильную течь. Выливающееся масло (15-18т) проникало через гравийную подсыпку в грунт (маслосборное устройство отсутствовало). В стоке реки появились большие масляные пятна. Большая группа отказов связана с отключением трансформаторов действием газовой зашиты из-за снижения уровня масла, приводящего к срабатыванию газового реле. Во всех случаях уровень масла понижался при закрытом отсечном клапане. Закрытие отсечного клапана происходило при отключении трансформаторов защитами, не связанными с их внутренним повреждением, или же технологическими защитами блока. Отсутствие сигнализации не позволило оперативному персоналу обнаружить факт закрытия клапана, что приводило в дальнейшем к отключению трансформаторов при снижении температуры окружающей среды.

Ряд отказов трансформаторов, связан с неполадками в работе системы охлаждения. Так, на трансформаторах ТДЦ-400000/220 № 96842 и ТДЦ-200000/110 № 91841 ТЭЦ-23 Мосэнерго из-за невключения рабочих охладителей произошел перегрев и увеличение уровня масла, что привело к переливу масла и закупорке системы "дыхания" трансформатора. В дальнейшем при снижении нагрузки произошло снижение уровня масла. В результате возникшего разрежения произошло разрушение мембраны выхлопной трубы и обратным потоком масла трансформатор был отключен действием газовой защиты.

Неисправности контрольно-измерительной аппаратуры также требуют вывода трансформаторов из работы для их устранения. На Пермской ГРЭС действием защит был отключен трансформатор ТНЦ-1000000/500 № 131331. .Это было вызвано нарушением контакта в месте соединения вторичной обмотки встроенного трансформатора тока с проходной шпилькой из-за неплотной опрессовки шпильки.

Два случая повреждений трансформаторов, связанных с термическими повреждениями изоляции обмотки, имели место на автотрансформаторах АТДЦТН-125000/220 № 130470 и АТДЦТН-200000/330 № 79464. Повреждения возникли из-за длительного обтекания трансформаторов токами КЗ из-за неисправностей защит. .

4. ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ, СОПРОВОЖДАЮЩИЕСЯ ПОЖАРАМИ

В последние годы увеличилось количество отказов с пожарами трансформаторов, особенно на подстанциях. Чаще всего возгорания трансформаторов связаны с повреждением маслонаполненных вводов из-за пробоя внутренней изоляции. Пробой внутренней изоляции вводов сопровождается, как правило, разрушением фарфоровой покрышки, выбросом горючих газов и возгоранием масла. Повреждения трансформаторов, сопровождаемые пожарами, приводят, как правило, к большому объему разрушений. Восстановительный ремонт требует в таких случаях больших затрат или вообще нецелесообразен.

Одной из основных причин, способствующих увеличению объема повреждения трансформаторов при пожарах, является отказ в работе стационарных автоматических установок пожаротушения или их отсутствие. Так, в соответствии с ПУЭ (§ 4.2.235) автоматическими установками пожаротушения должны быть оборудованы подстанции 220 кВ с трансформаторами мощностью 200 МВ× А и более. Однако силовые трансформаторы напряжением 110 кВ и мощностью менее 200 МВ× А имеют также достаточный объем масла для поддержания горения и такие же опасные в отношении пожара вводы и другие узлы, а автоматическими установками пожаротушения не оснащены.

Успешный запуск в работу автоматических систем пожаротушения не только способствует уменьшению объема повреждений при возгораниях, но и ликвидирует возникшие возгорания.

На ПС "Брюховецкая" Тимашевских электрических сетей Крас-нодарэнерго разрушение ввода вызвало возгорание трансформаторного масла, которое вытекало из отверстий, образовавшихся в результате разрушения ввода. К месту возгорания трансформаторное масло продолжало поступать из расширителя, и через несколько секунд под воздействием ветра огонь охватил трансформатор АТДЦТГН-63000/220 На подстанции отсутствовали стационарные автоматические установки пожаротушения. Пожар был ликвидирован подразделениями пожарной охраны.

На двух и более трансформаторных подстанциях при повреждении одного трансформатора напряжением 35 кВ и выше и возникновении пожара приходится бороться за сохранность другого трансформатора, так как расстояние 15 м между трансформаторами нс обеспечивает противопожарную безопасность последнего.

На одной из подстанций 110 кВ взрыв ввода 110 кВ привел к выбросу горящего масла и возникновению пожара.

Подстанция не была оснащена стационарными автоматическими установками пожаротушения. Прибывшая на подстанцию пожарная команда пыталась сбить огонь водой. Из-за сильного ветра и выброса масла погасить огонь не удалось. В то же время произошел переброс горящего масла на рядом расположенный трансформатор, на котором также возник пожар. Из-за отсутствия установок пеногашения пожарное подразделение не справилось с пожаром, что привело к увеличению объема повреждения оборудования подстанции. Пожар был ликвидирован дополнительными пожарными подразделениями из близлежащих городов.

Пожаром полностью уничтожены два трансформатора. В тушении огня принимали участие четыре пожарных подразделения, а подсчитанное значение ущерба согласно справке предприятия электрических сетей составило всего 47 руб. 43 коп. Определение материального ущерба производилось по упрощенной схеме, исходя из остаточной стоимости сгоревшего оборудования.

Анализ отказов с пожарами на подстанциях свидетельствует о преимуществах использования при тушении пожаров трансформаторов воздушномеханической пены, эффективность которой многократно превосходит другое средство — воду. Однако многие пожарные части или не располагают установками пеногашения, или не готовы к их использованию по различным причинам.

Одной из причин, способствующих распространению пожара, является повышенная загрязненность поверхности трансформаторов.

Отмечаются многочисленные течи масла через уплотнения или, сварные швы металлоконструкций. Во многих случаях такие неисп- равности даже не устраняются, что приводит к постоянным течам из трансформаторов, их загрязнению и возникновению аварийного оча- га. Так, на ПС "Ново-Бадайская" Южных электрических сетей Куз-бассэнерго при разрушении проходного изолятора 6 кВ трансформатора ТДТН-31500/500 от высокой температуры пламени и выбросе масла загорелись два соседних трансформатора. Для тушения пожара использовались пожарные стволы, однако сбить пламя не удалось. Только после прибытия машин с установками пеногашения наружный пожар на оборудовании удалось погасить. Повышенная загрязненность поверхности трансформаторов подтеками масла в местах уплотнения с наложением угольной пыли способствовали увеличению объема их повреждения.

5. ОТКАЗЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ-ЗА НЕДОСТАТКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ИЗ-ЗА НЕКАЧЕСТВЕННОГО РЕМОНТА И ДЕФЕКТОВ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ

В настоящее время произошло снижение общего уровня квалификации персонала. Это коснулось и крупных электростанций, где пер-сонал всегда был более квалифицированным.

Примером крупного повреждения уникального оборудования является отказ трансформатора ТНЦ-1000000/500, установленного на Рязанской ГРЭС. Вследствие неудовлетворительного обслуживания арматуры системы охлаждения имел место отказ с нарушением работоспособности трансформатора № 6 блока 800 МВт. На блоке проводились пусконаладочные работы после замены статора генератора. В. период продолжительного простоя блока в ремонте (с августа 1990 г. по январь 1991 г.) эксплуатационным персоналом не были выполнены требования заводской инструкции по эксплуатации системы охлаждения, в соответствии с которой для исключения попадания холодного масла из наружного контура в маслоохладители при выведенной системе охлаждения и отрицательных температурах требуется перекрыть и слить воду из маслоохладителей и перекрыть магистральные маслопроводы.

Вследствие течей запорной арматуры маслоохладители по воде находились под давлением столба воды, определяемого переливной трубой. При понижении температуры наружного воздуха, которая в течение последних трех суток составляла минус 28° С, произошло понижение температуры в помещении маслоохладителей до 0° С.

Персоналом также проводились работы по опробованию шкафов ШАОТ и включению маслонасосов, что привело к захолаживаиию маслоохладителей и в конечном итоге размораживанию трубчатого пучка.

При проведении пусконаладочных работ на блоке в соответствии сопрограммой комплексных электрических испытаний блока проводился опыт короткого замыкания при номинальном токе (1ном=21400А), при этом включалась система охлаждения трансформатора на ручном управлении. Согласно местной инструкции по эксплуатации трансформаторов переход на рабочие маслонасосы осуществляется при токе, равном 12000 А.

В связи с нагревом трансформатора и работой рабочих маслонасосов произошло оттаивание трубных пучков маслоохладителей и захват воды потоком масла в маслосистему. Интенсивному попаданию воды в маслосистему способствовала врезка трубопровода слива воды из холодильных агрегатов в переливную трубу, идущую к маслоохладителям.

При работе рабочих маслонасосов вода попала во все маслопроводы, маслонасосы, напорные коллекторы, в коллектор подачи масла, в бак трансформатора и обмотки.

Нарушению способствовало отсутствие в местных инструкциях указаний о положении арматуры системы охлаждения в переходных (пусковых) режимах и особенностей ее обслуживания при низких температурах, а также недостаточная подготовка и натренированность оперативного персонала к действиям в условиях низких температур наружного воздуха.

Отказы трансформаторов происходили также вследствие различных нарушений во время.эксплуатации трансформаторов и невыполнения эксплуатационным персоналом требований действующих нормативно-технических документов.

На подстанции "Ферросплавная-2" Запорожского ферросплавного завода во время ливневого дождя и сильного загрязнения окружающей атмосферы заводскими уносами произошло перекрытие по воздуху между токоведущими частями вводов 150 кВ трансформатора ТРДН-63000/150. После попытки включения трансформатор со стороны НН отключился действием газовой защиты, и был выведен в ремонт. Через пять суток в сети 10 кВ происходит замыкание, на землю с последующим переходом в короткое замыкание на кабеле. При этом отключается второй трансформатор ТРДН-63000/150 с выбросом масла через выхлопную трубу. При отключении двух трансформаторов вводятся ограничения потребительской нагрузки Запорожского ферросплавного завода.

Причинами возникновения и развития нарушения электроснабжения Запорожского завода ферросплавов явился целый ряд обстоятельств, связанных с недостатками эксплуатации:

неудовлетворительное состояние изоляции электроустановок 10 кВ завода привело к многочисленным появлениям токов КЗ и пробою изоляции отвода обмотки НН на бак трансформатора;

невыполнение §1.2.19 ПУЭ в части обеспечения электроэнергией электроприемников от двух независимых взаимнорезервирующих источников питания, что привело к вводу ограничения потребления электроэнергии завода при наличии резерва трансформаторной мощности, но невозможности ее использования.

Нарушение заводской инструкции по технологии заполнения бака автотрансформатора маслом привело к отказу автотрансформато-

ра АТДЦТН-125000/220 ПС "Семеновская" Нижновэнерго. На подстанции проводилась замена дефектных вводов 220 кВ с нарушением технологии работ по сливу и заполнению масла в бак трансформатора. Масло из бака автотрансформатора перекачивалось в расшири- тель и заполнение бака маслом производилось без дегазации ваку-умирования через расширитель. В результате этого оставшийся воздух из-под крышки автотрансформатора скопился в расширителе, заполнив его верхнюю часть, сжал гибкую оболочку пленочной защиты. Перед вводом в работу воздух из расширителя не был выпущен в атмосферу, что вызвало нарушение системы "дыхания" трансформатора.

После включения автотрансформатора под нагрузку масло в баке нагрелось, из-за отсутствия "дыхания" давление повысилось выше допустимого и сработал предохранительный клапан. Клапан автоматически не закрылся вследствие смещения уплотняющего круга резиновой прокладки, масло вытекло из расширителя и газового реле и действием газовой защиты автотрансформатор отключился.

Нарушение требований "Инструкции по эксплуатации трансфор-маторов" (М.: СПО ОРГРЭС, 1976) привело к отказу трансформатора ТДТН-63000/110 СВПО "Трансформатор" на ПС "Азовская" Донбассэнерго. Трансформатор отключился во время грозы газовой и дифференциальной защитами. После этого в нарушение требований п. 7.14 "Инструкции по эксплуатации трансформаторов" (согласно которому допускается одно повторное включение трансформатора при условия, что отключение произошло без видимых внешних признаков повреждения действием одной из защит) трансформатор был включен. Данный трансформатор отключался действием двух защит и повторное включение его привело к значительному объему повреждений. В трансформаторе произошел пробой между отводом СН и НН с выгоранием части параллелей в месте припайки отвода СН к выводу обмоточного провода обмотки СН фазы А.

Большое количество отказов трансформаторов обусловлено некачественным проведением капитальных ремонтов или выполнением их в неладном объёме. Причинами некачественного проведения капитальных ремонтов являются недостаточная квалификация ремонтного персонала, применение при ремонтах некачественной уплот-нительной резины, отсутствие запасных частей к РПН, отсутствие современных приборов, необходимых для измерений и контроля параметров трансформаторов перед включением их в работу после ремонта.

Автотрансформатор АТДЦТН-200000/330 № 82632 Углегорской ГРЭС Донбассэнерго был аврийно отключен и выведен в ремонт. После слива масла из бака и внутреннего осмотра трансформатора были выявлены дефекты, свидетельствующие о низком качестве выполненного капитального ремонта. На трансформаторе повреждены изолирующие прокладки прессующих домкратов кольца ОСН, произошло замыкание на корпус бака нижних консолей, замыкание на корпус стяжной, шпильки верхнего ярма. Перегорела также шинка заземления прессующих колец фазы С на верхнюю консоль. Повреждения ряда трансформаторов сразу же после ввода в работу после ремонта свидетельствуют также о малой эффективности как самих ремонтов, так и профилактического контроля.

Одной из серьезнейших проблем является обеспечение сохранности трансформаторов при транспортировании их по железной дороге. Повреждение трансформаторов при транспортировании приводит к их отказам как при монтаже перед вводом в эксплуатацию, так и во время эксплуатации. Невыполнение требований РД 16.363-87 "Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" приводит к отказам трансформаторов. Так, при осмотре поврежденного трансформатора ТДТН-63000/110 на ПС "Азовская" Донбассэнерго было обнаружено, что на крышке бака эксцентрик транспортного упора в районе фазы С стороны ВН имеет две сквозные трещины и сколы кромки. Наличие трещин свидетельствует о некачественном транспортировании трансформатора. Согласно вышеуказанному РД при наличии нарушений до производства монтажных работ должна производиться ревизия с подъемом верхней части бака или активной части. Данная работа на трансформаторе не проводилась.

ВЫВОДЫ

Анализ отказов трансформаторов, вышедших из работы особенно в первые годы эксплуатации, свидетельствует об изменении характера их повреждаемости за последние десятилетия. Если в 60-е и 70-е годы отказы происходили вследствие конструктивных дефектов самих трансформаторов из-за повышенных местных нагревов, недостаточных механических запасов при КЗ, непредвиденных длительных воздействий (ползущий разряд), то с 80-х годов отказы происходят вследствие дефектов комплектующих узлов.

Все более актуальной становится проблема эксплуатации старых трансформаторов, так как возрастает доля повреждений трансформаторов с наработкой более 20 лет.

Основными проблемами в данном случае являются вопросы износа изоляции и некоторые конструктивные дефекты, присущие старым конструкциям трансформаторов. Повреждения происходят при различных эксплуатационных воздействиях в основном из-за повреждения продольной изоляции. Нередко окончательная причина повреждения комиссией не устанавливается, а в отдельных случаях даже не производится внутренний осмотр из-за нецелесообразности проведения аварийно-восстановительного ремонта по техническому состоянию. Результаты профилактических испытаний, проводимых традиционными методами в ряде случаев непосредственно перед повреждением, не указывали на ухудшение состояния изоляции и соответствовали требованиям действующих норм.

В связи с большим дефицитом средств и материалов (стали, меди и др.) работы по продлению срока службы трансформаторов и их безаварийной работе приобретают большое значение.

Необходимо отметить ускоренное старение изоляции трансформаторов типа ТДЦ-125000/110 производства СВПО "Трансформатор" из-за низкого качества изготовления обмоток и обмоточного провода.

Ежегодно повреждаются трансформаторы разработки до 1970 г. из-за потери ими динамической стойкости, особенно в тех энергосистемах, где вопросам обеспечения динамической стойкости не уделяют серьезного внимания.

Повреждению главной изоляции трансформаторов способствует ее загрязнение и увлажнение.

Продолжаются повреждения регулировочных обмоток автотрансформаторов, оборудованных устройствами ЗРНОА-1110/1000, из-за перекрытия узла установки разрядника посторонними предметами вследствие неудачной конструкции.

Отмечается неудовлетворительное положение с поставкой запасных частей для устройств РПН типа РНТ-13, а запасные части к ПУ производства НРБ вообще отсутствуют.

Большое количество ложных отключений трансформаторов действием газовой защиты происходит при закрытом отсечном клапане. Причинами срабатывания отсечного клапана являлись недостатки выполнения схем, предусматривающих срабатывание клапана действием технологических защит, не связанных с внутренними по-

вреждениями трансформатора, и отсутствие или неисправность схемы сигнализации положения отсечного клапана.

Повреждеия трансформаторов после проведения капитальных ремонтов свидетельствуют о малой эффективности как ремонтов, так и профилактического контроля, а вопрос о переходе на проведение ремонтов только по фактическому состоянию трансформаторов не решается.

В заключение необходимо отметить большую работу, проводимую ЗТЗ-сервис с энергосистемами в части диагностики состояния трансформаторов, в том числе и по оценке состояния старых трансформаторов.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Повреждения обмоток и изоляции

2. Повреждения переключающих устройств

3. Прочие повреждения

4. Повреждения трансформаторов, сопровождающиеся пожарами

5. Отказы трансформаторов из-за недостатков эксплуатации, из-за некачественного ремонта и дефектов транспортирования