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
|
|