Про статтю
Розглянуто методи підвищення експлуатаційної надійності силових трансформаторів, автотрансформаторів та маневрових реакторів з метою зниження ризику пошкоджень, які супроводжують внутрішні короткі замикання та пожежі та вибухи обладнання.
Джерело: журнал Élektricheskie Stantsii, No 9, вересень 2014 р., с. 41 – 48M. М. Львова, С. Ю. Савченко Львов, В. Б. Комаров, Є. О. Лютько, В. П. Вдовіко, В. В. Демченко, С. Г. Бєляєв, В. А. Савельєв, М. Ю. Савченко, М. Ю. Савченко. Львов і Ю. Савченко. Н. Львов
Введення
Внутрішні короткі замикання завдають найбільш серйозних пошкоджень силовим трансформаторам, автотрансформаторам і маневровим реакторам, що працюють при напрузі 110 кВ і вище (далі просто трансформатори). Аналіз показав, що пошкодження, які супроводжують внутрішні короткі замикання, становлять 80% від загальної суми пошкоджень обмоток, 89% від загального числа пробою високовольтних висновків і 25% від загального числа поломок регуляторів під навантаженням. Більш ніж у 30% таких випадків пошкодження спричинені вибухами та пожежами.
Метою даної роботи є розгляд проблеми підвищення експлуатаційної надійності трансформаторів за рахунок зниження ризику пошкодження, яке супроводжується внутрішніми короткими замиканнями, вибухами і пожежами в трансформаторах. Основними факторами, що призводять до збільшення числа поломок трансформаторів, є:
- Збільшення числа трансформаторів, що працюють довше, ніж їх мінімальний термін служби в 25 років, закладений стандартом.
- Використання трансформаторів за межами їх нормальних параметрів;
- Відсутність в стандартних документах ряду критеріїв, необхідних для отримання більш повної і достовірної інформації, що дозволить оцінити працездатність трансформаторів
В цілому існує достатня кількість діючих документів, які дозволяють визначити стан трансформаторів і можливість їх подальшого використання.
Проте, як показує досвід, в трансформаторах в локальних областях ізоляції можуть відбуватися іонізаційні і теплові процеси, які призводять до внутрішніх коротких замикань, вибухів і пожеж в обладнанні, за час, менший за періодичність моніторингу, закладена в Регламентуючому документі (Стандарти випробувань електрообладнання).
Центральними ідеями при діагностиці технічного стану системи та оцінці ризику є «граничний стан» і «критерії граничного стану».
Згідно з ГОСТ Р 53480-2009, «граничний стан – це стан компонента, для якого його подальше використання неприпустимо або небажано з причин небезпеки або з економічних чи екологічних причин»; “Критерії граничного стану – це показники граничного стану, щодо якого має бути прийнято рішення щодо стану обладнання”. В даний час порядок і критерії визначення граничного стану силових трансформаторів в типових технічних документах не наводяться.
Тим не менш, досвід, набутий за багато років використання, дає наукове обґрунтування процедури оцінки граничного стану силових трансформаторів, що працюють на напрузі 110 кВ і вище. Основні показники і критерії граничного стану трансформаторів наступні:
- Знос ізоляції обмотки.
- Небезпечна деформація обмоток, обумовлена високими струмами короткого замикання.
- Небезпечне забруднення обмоток металовмісними колоїдними частинками, які утворюються в результаті взаємодії масла з будівельними матеріалами.
При зниженні ступеня полімеризації паперової ізоляції обмоток до 250 одиниць відбуваються:
- Відбувається не менше ніж чотирикратне зниження механічної міцності ізоляції в порівнянні з початковим значенням;
- Втрати води (зневоднення) з паперової ізоляції на рівні 6% по масі і більше
Можливе пошкодження ізоляції обмотки при зниженні ступеня полімеризації до 250 одиниць:
- Пошкодження ізоляції обмотки від осьового тиску сил при наявності струмів короткого замикання;
- Зниження електричної міцності між обмотками при пошкодженні ізоляції на провіднику (розрив або тріщина) в 1,5 – 2 рази. Розрахунковий коефіцієнт запасу міцності електричної міцності в різних конструкціях обмоток трансформаторів коливається від 1,1 до 1,7;
- Нагрівання частини ізоляції за рахунок діелектричних втрат, що супроводжується перегоранням ізоляції робочою напругою, внаслідок локального підвищення концентрації вологи при зневодненні.
При досягненні граничного стану підвищується ризик пошкодження трансформатора через виникнення замикання обмоток, при наявності струмів короткого замикання, грозових і комутаційних стрибків, а також під робочою напругою. Задача визначення терміну служби паперової ізоляції силових трансформаторів, що використовуються тривалий час, складається з двох частин: визначення ймовірності пошкодження трансформатора внаслідок деградації ізоляції та оцінки залишкового ресурсу.
Тут слід зазначити результати широкомасштабних досліджень 686 довгодіючих трансформаторів в Японії. Ймовірні характеристики пошкодження трансформаторів внаслідок деградації ізоляції визначаються наступними співвідношеннями:
де P – «поточне» значення ступеня полімеризації, а F – ймовірність пошкодження трансформаторів внаслідок деградації ізоляції.
У [8] було виведено наступне рівняння терміну служби паперової ізоляції японських трансформаторів, пов’язане зі ступенем її полімеризації:
де P0 – початкове значення ступеня полімеризації паперової ізоляції обмоток трансформатора, а ô – термін служби трансформатора в момент, коли було виміряно значення «струму» ступеня полімеризації, в роках.
Слід, однак, зазначити, що це відношення в основному стосується зарубіжних трансформаторів. Російські силові трансформатори не оснащуються системою фільтрів для безперервного очищення масла (термосифонні або адсорбційні фільтри). Стан зовнішніх шарів ізоляції, покритих маслом після тривалої експлуатації, як правило, гірше, ніж стан внутрішніх шарів, що контактують з мідними жилами. Останній відповідає за помітний вплив окислених і кислих продуктів старіння паперової ізоляції і масла при деградації ізоляції.
При використанні силових трансформаторів з регламентованою роботою термосифонних і адсорбційних фільтрів, що обумовлено постійно низькою концентрацією каталізаторів зниження ризику пошкодження силових трансформаторів напругою 110 кВ і вище супутніх внутрішніх коротких замикань 485 утворення і деградації шламу, значення ступеня полімеризації зовнішніх шарів ізоляції обмоток котушок, вище, ніж для внутрішніх шарів, при безпосередньому контакті з міддю.
Для трансформаторів, які тривалий час використовуються разом з фільтрами для безпосереднього очищення трансформаторного масла, можна припустити, що метод оцінки залишкового ресурсу ізоляції, заснований на фактичній кінетичній поведінці зміни ступеня полімеризації для різних груп силових трансформаторів з приблизно однаковим навантаженням, є цілком виправданим.
При цьому з результатів досліджень зв’язок між оберненим ступенем полімеризації і життям набуває вигляду сімейства напівлогарифмічних анаморфізмів:
де Кефф – ефективна константа швидкості руйнування ізоляції при використанні, рік – 1.
З рівняння для Р0, рівного «поточному» значенню показника полімеризації, і Р, рівного 250, що відповідає повному вичерпанню ресурсу ізоляції, можна визначити залишковий ресурс ізоляції трансформаторів ôr.
де Кефф – ефективна константа швидкості руйнування ізоляції при використанні, рік – 1. З рівняння (5) для Р0, рівного «струму» величини показника полімеризації, і Р, рівного 250, що відповідає повному вичерпанню ресурсу ізоляції, можна визначити залишковий ресурс ізоляції трансформаторів.
В даний час на основі проведених нами досліджень отримана досить велика база даних для проведення практичних кінетичних оцінок для визначення залишкового ресурсу ізоляції силових трансформаторів, що використовуються тривалий час, виходячи зі ступеня полімеризації.
Максимальні значення ефективної «річної» константи швидкості деградації паперової ізоляції обмоток Кеффа для груп силових трансформаторів з різним навантаженням наведені нижче.
Ці кінетичні особливості дозволяють сформулювати наступні висновки:
- Термін служби паперової ізоляції обмоток, різних груп силового трансформаторного обладнання, що застосовується в Росії, визначається річною константою деградації ізоляції, яка, в цілому, є функцією навантаження конкретної групи трансформаторів, і ступеня полімеризації паперу початкової обмотки, використовуваної для ізоляції обмотки при її виготовленні;
- Константа швидкості деградації паперової ізоляції обмоток мережевих трансформаторів 220 – 500 кВ приблизно вдвічі менша, ніж для модульних трансформаторів 110 – 500 кВ теплових електростанцій.
При небезпечних деформаціях або зсуві обмоток трансформатор може бути пошкоджений через порушення ізоляційних і ізоляційних зазорів. При використанні такого трансформатора можливе виникнення часткових розрядів, при яких утворюється в основному водень.
Слід зазначити, що в публікаціях SIGRE за 2008 рік наводяться приклади пошкодження 16 маневрових реакторів внаслідок розвитку замикань обмоток в результаті забруднення ізоляції обмоток металовмісними колоїдними частинками сульфіду міді CuS2 (5 – 7% за масою) при використанні масел, що містять сірку, а саме Nitro 10 GBA та Nitro 10 GBN.
Методи, що використовуються в даний час для оцінки забруднення ізоляції обмоток, засновані на вимірюванні тангенса кута втрат діелектричної ізоляції обмоток, дозволяють визначити тільки забруднення ізоляції обмотки відносно землі і між обмотками.
Ізоляція обмотки цим методом не контролюється. Замикання обмоток для пристроїв захисту трансформаторів (диференціальних і газоподібних) залишаються малочутливими відносно тривалий час до тих пір, поки пошкодження ізолюється, як правило, до виникнення внутрішнього короткого замикання.
Фільтри для безперервного очищення масла (термосифонні або адсорбційні фільтри) відіграють важливу роль у зниженні ризику замикання обмоток. При цьому при масі масла в трансформаторі 50 тонн на силікагелевих фільтрах для безперервного очищення масла може адсорбуватися до 230 кг і більше полярних сполук – продуктів старіння масла.
Слід зазначити, що найбільш небезпечні на практиці показники концентрацій металевих сполук конструкційних матеріалів при наявності фільтрів для безперервного очищення масла при сучасній заміні силікагелю, як правило, не перевищують 2% за масою.
З метою підвищення ефективності роботи фільтрів безперервного очищення масла для повного видалення як органічних, так і мінеральних частин забруднень ізоляційних матеріалів доцільно розробляти сорбенти нового покоління шляхом фізико-хімічної модифікації поверхні застосовуваних в даний час силікагелів.
На практиці широко впроваджується ізоляція концентраторного типу RIP з твердим полімером. Вони дають можливість значно знизити ризик, пов’язаний з вибухами та пожежами, а також небезпечними діями на навколишнє середовище.
Однак при напругах 220 – 500 кВ вихід з ладу цих добавок спостерігався в ряді випадків.
Ізоляційний матеріал високовольтних виводів працює в умовах іонізуючого випромінювання низькоенергетичних прискорених електронів в присутності електричного поля.
Високовольтні висновки з паперово-масляною ізоляцією мають властивість «самовідновлення». При цьому пластифікація (заповнення) ізоляційного паперу маслом викликає дегенерацію вільних радикалів, що утворюються (частинки з неспареними електронами) при їх прийнятті маслом. Це пригнічує розвиток процесів радіаційного руйнування в ізоляційному папері, що входить до складу паперово-масляної ізоляції при часткових розрядах.
Отже, нафта здатна поглинати і розчиняти газоподібні та інші продукти розкладання масляної і твердої ізоляції, що утворюються під дією часткових розрядів, які надають досить сильну деіонізуючу дію на розвантажувальний канал.
Для суцільної RIP-ізоляції накопичуються пошкодження, що виникають при часткових розрядах. Основні етапи початкових форм дезінтеграції, такі:
- Розрив зв’язків
- Освіта вільних радикалів і перетворення їх в стійкі хімічні групи
- Накопичення молекулярних розпадів з подальшим утворенням субмікротріщин.
Очевидно, що утворення вільних радикалів в ізоляції може привести до значного локального збільшення електропровідності в області, де є часткові розряди, і їх подальшого розвитку.
Швидкість мікропроцесів тоді залежить не від середніх напружень, а від локальних напружень, які діють в невеликих областях, де відбувається елементарне розрив зв’язків.
При підвищенні рівня часткових розрядів збільшується потужність поглиненої дози іонізуючого випромінювання, що призводить до розвитку радіаційних ерозійних процесів і, в кінцевому рахунку, розриву основної свинцевої ізоляції.
Застосування RIP-ізоляції не призводить до пошкодження високовольтних висновків при напрузі 35 і 110 кВ. Набутий досвід використання виводів на 35 і 110кВ показує досить високий рівень надійності.
Тим не менш, пошкодження висновків напругою 220 кВ і вище вказує на досить жорстку залежність між структурно-хімічними і масорозмірними характеристиками РИП-ізоляції і її стійкістю до експлуатаційних впливів, в тому числі інтенсивних часткових розрядів. Як випливає з досвіду експлуатації, високовольтні висновки з RIP-ізоляцією схильні до пошкоджень на деталях з підвищеною напруженістю поля — в районі монтажного фланця.
Останнім часом як в Росії, так і за кордоном стали широко застосовуватися системи безперервного контролю стану трансформатора. Найкраще використовувати системи для своєчасного відключення трансформатора до того, як станеться дуга, вибух або пожежа. Виходячи з наявного досвіду для цих цілей, доцільно постійно контролювати такі фактори:
- Зміст газів, розчинених в нафті, в першу чергу водню,
- Вологість масла;
- Часткові скиди
Найбільш наочно це можна показати на прикладі пошкодження трансформатора типу ТЦ-400000500-УХЛ1, який був введений в експлуатацію в 2012 році. На трансформатор був поставлений штатний релейний захист, а також протиаварійна автоматика і автоматична система водяного пожежогасіння.
Більш того, крім них, була включена система безперервного спостереження за вмістом горючих газів і рівнем вологи в маслі, а також система контролю характеристик часткових розрядів, розміщених на високовольтних висновках трансформатора, разом з системою запобігання вибухів і пожеж в трансформаторі, виробництва компанії Sergi Transformer Protector Company (тип MRT).
Fig. 1. Disruptive disk of the system for preventing explosions and fires in a transformer, manufactured by Sergi Transformer Protector Company after operation.
Аварійне відключення агрегату було викликано дією диференціального захисту трансформатора. Робота цього і вибухового диска призвела до роботи системи забезпечення захисту від вибухів і пожеж (система Transformer Protector) і системи протипожежного захисту трансформатора. Спрацьовування захисту диференціального трансформатора відбувалося через 22 мс після виникнення короткого замикання, а спрацьовування диска трансформатора – через 23 мс (зовнішній вигляд диска після спрацьовування показаний на рис. 1).
Через 24 мс був сформований сигнал на відключення автоматичних вимикачів і запуск системи захисту від вибухів і пожеж ( Transformer Protector). Через 29 мс спрацював другий ступінь газоподібного захисту трансформатора, а через 48 мс — I ступінь. Потім, через 52 мс, автоматичні вимикачі були відключені. Через 94 мс був сформований сигнал «Робота клапана попереднього захисту» і «Перегрів обмотки» (вище 115°С). Штатний релейний захист та протиаварійна автоматика спрацювали без спостережень.
Відзначено позитивний результат роботи протектора трансформатора без скидання тиску і подальшої подачі азоту в бак трансформатора. Зафіксовано відсутність займання та деформації бака трансформатора.
Дуговий спалах верхньої половини фази високої напруги В, що має вхід в середині котушки, став причиною пошкодження трансформатора. Спалах дуги
стався через зниження електричної міцності маслобар’єрної ізоляції, що викликало розвиток повзучого розряду по поверхні електроізольованого циліндра, близького до обмотки трансформатора (рис. 2).
Fig. 2. Creeping discharge tracks on the surface of an electrically insulated cylinder
Як випливає з графіка імпульсів часткового розряду (рис. 3), максимальна амплітуда пробою першого масляного каналу відзначена через 36 годин після моменту виникнення електричної дуги. На графіку, що показує вміст горючих газів і рівень вологості масла системи HYDRAN M2 (рис. 4), можна побачити підвищення рівня концентрації газу через 36 год з моменту, коли виникла інтенсивна електрична дуга з 22 до 70 ppm. Ступінь
Небезпека розвитку дефекту встановлюється за відносною швидкістю наростання концентрації гарячих газів (Регламентуючий документ РД 1530340-46.32-00, Ізд. ВНІІЕ, Москва, 2000). За місяць цей показник становив 4363%.
Згідно з регламентуючим документом РД 153-340-46.32-00, якщо відносна швидкість підвищення концентрації газу/газів (в даному випадку основним газом є водень) перевищує 10% на місяць, це свідчить про наявність в трансформаторі дефекту, що швидко розвивається. Об’ємна частка розчиненого в маслі водню тоді становила 0,007%, тобто не досягла граничного значення 0,01% для маси нафти 47,39 т через 36 год. Показник відносної швидкості приросту газу, в першу чергу водню, який є основним показником, що сигналізує про ступінь небезпеки розвитку дефекту, в системі моніторингу HYDRAN M2 не передбачений.
Для робочих налаштувань роботи сигналізації оповіщення та аварійної сигналізації, зазначених заводом-виробником системи HYDRAN M2, сигналізація, що вказує на поломку обладнання до виникнення інтенсивної електричної дуги, не діяла, оскільки значення вимірюваних показників не досягли встановленого рівня. Для визначення ступеня небезпеки розвитку дефекту, виходячи з наявного досвіду, робоча установка, що показує рівень гарячих газів, повинна встановлюватися на відносну швидкість приросту водню і не повинна бути менше 1000% на місяць.
В даний час в російських стандартах в якості нормованої характеристики часткових розрядів використовується тільки максимальне значення уявного заряду qmax, без вказівки їх інтенсивності, що призводить до суб’єктивної оцінки ступеня небезпеки часткових розрядів. Розрив ізоляції одиничними частковими розрядами відбувається значно повільніше, ніж розрив ізоляції при багаторазово утворюються часткових розрядах при одному і тому ж значенні уявного заряду.
У стандарті [22]МЕК встановлено, що для оцінки ступеня небезпеки пробою ізоляції внаслідок дії часткових розрядів слід використовувати максимальні значення уявного заряду qmax багаторазово утворюються часткових розрядів протягом одного циклу реєстрації.
На підставі досвіду діагностики ізоляції трансформаторів напруги 220 – 500 кВ та аналізу отриманих експериментальних даних про розрив паперово-масляної ізоляції внаслідок часткових розрядів доцільно встановити критерій повторно виникаючих часткових розрядів рівним 0,5, рівень небезпеки уявного заряду внаслідок часткових розрядів не менше 10 нС, і тривалістю одного циклу запису від 1 сек до 1 хв.
Слід зазначити, що при використанні електрообладнання, що виходить за рамки нормативних параметрів, підвищується ймовірність відключень і, як наслідок, підвищена небезпека як для обладнання, так і для життя і здоров’я персоналу.
Метою ремонтно-профілактичних заходів є забезпечення роботи трансформатора в межах своїх нормативних параметрів, тобто переведення об’єкта в правильний стан, в якому він відповідає всім вимогам нормативно-технічної та/або конструкторської (проектної) документації.
Всі показники, представлені в Регламентуючому документі РД 34.45-51.300-97, за винятком ступеня полімеризації, опору короткому замиканню і забруднення металовмісними колоїдними частинками, які є основними показниками граничного стану трансформатора, можуть бути переведені в стан, що відповідає вимогам вищевказаного документа, із застосуванням ремонтно-профілактичних заходів або шляхом заміни окремих вузлів трансформатора (високовольтних висновків, масла і т.д.).
Відповідно до вимоги, викладеної в розділі 1.5 «Правила технічного використання електричних установок і мереж Російської Федерації» (СПО ОРГРЕС, Москва, 2003), технічний огляд електрообладнання визначається виходячи з типової технічної документації по терміну служби, а при проведенні кожної перевірки в залежності від стану обладнання, Зазначається дата, на яку має бути проведена наступна перевірка.
Завданнями, пов’язаними з технічним обстеженням, є оцінка стану, а також визначення заходів, необхідних для забезпечення встановленого терміну експлуатації енергетичного обладнання. Природно, що ця вимога поширюється і на трансформатори. У цьому випадку виникає потреба в комісіях, які проводять технічні огляди, в установленому порядку з метою зробити висновки щодо граничного стану трансформатора і при наближенні стану трансформатора до граничного стану вказати на необхідність (бажаність) планувати його заміну.
Коли трансформатор досягає граничного стану в процесі експлуатації, перед його заміною необхідно провести вимірювання вмісту вологи і пробивної напруги масла, а також провести хроматографічний аналіз розчинених в маслі газів, в першу чергу водню, з періодичністю один раз на півроку, щоб виявити будь-яке зниження електричної міцності паперово-масляної ізоляції.
Потім сигнальні компоненти газового реле доцільно перевести в положення відключення і вибрати порядок підключення автоматичного вимикача для автоматичного повторного відключення ліній електропередач з кінця протилежної підстанції, в якій встановлений трансформатор, або навіть ввести зупинку автоматичного повторного підключення.
ВИСНОВКИ
1
Розроблено системні підходи та набуто достатнього досвіду, який дозволяє формулювати принципи комплексного підходу до оцінки технічного стану силових трансформаторів, визначати граничний стан та приймати рішення з метою зниження ризику пошкодження, вибухів та пожеж у трансформаторах. Тим не менш, існує необхідність продовження досліджень і складання на їх основі ряду важливих документів, покликаних отримати більш повну і достовірну інформацію для оцінки працездатності трансформаторів.
Зокрема, необхідно сформулювати такі вимоги:
- необхідність розробки «процедур оцінки граничного стану при проведенні технічного огляду трансформаторів»;
- необхідність розробки стандарту за «критеріями оцінки забруднення ізоляції обмоток трансформаторів, автотрансформаторів та мініатюрних реакторів металовмісними колоїдними частинками»;
- Необхідність дослідження нового покоління сорбційних матеріалів у фільтрах для безперервного очищення масла для повного видалення як органічної, так і мінеральної частини забруднень з метою продовження терміну служби трансформаторів.
2
В даний час розроблена досить повна методика оцінки залишкового ресурсу паперової ізоляції обмоток трансформатора, яку слід розраховувати за допомогою параметра ступеня полімеризації виходячи з динаміки її фактичної варіації.
3
Найбільш актуальною проблемою є використання системи моніторингу для індикації процесів, що відбуваються при розвитку внутрішніх коротких замикань в трансформаторі на стадії розвитку електричного пошкодження, що передує виникненню електричної дуги. Для цього необхідно встановити моніторинг вмісту газів, в першу чергу водню, вмісту вологи в трансформаторному маслі і часткових розрядів. Необхідно розробити типову основу для прийняття рішення про виведення трансформатора з експлуатації до виникнення електричної дуги за допомогою системи контролю.
