CC BY
330
УДК 62i. 3i5. 626
Т А. ФЁДОРОВА, Е Л. СТЕПАНОВА, Л.М. РЫБАКОВ
РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ВВОДОВ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 кВ
Ключевые слова: силовой трансформатор, вводы, тепловизионное обследование, частичный разряд, доверительная вероятность, коэффициент вариации, относительная точность. Рассмотрены вопросы отказа вводов 110 кВ силовых трансформаторов, основные причины их. Показана низкая эффективность существующих методов контроля состояния вводов. Обоснована периодичность замены вводов с учетом доверительной вероятности, коэффициента вариации и относительной точности. Предложена замена существующих негерметичных и герметичных вводов на новые типы с RIP-изоляцией, которые не содержат масла, не требуют обслуживания и имеют минимальные эксплуатационные издержки.
T.A. FEDOROVA, Ye.L. STEPANOVA, L.M. RYBAKOV CAPACITY TO WORK ENTERING POWER TRANSFORMER 110 SQ
Key words: power transformer, entering, thermovision examination, partial category, confidential probability, factor variation, relative accuracy.
In article are considered questions of the refUsal entering 110 sq power transformer, the main reasons. It Is Shown low efficiency existing methods of the checking the condition entering. Motivated periodicity of the change entering with provision for confidential probability, factor variation and relative accuracy. Offered change existing not tight input and tight input entering on new types with RIP-insulation, which does not contain the butters, do not require service and have a minimum working costs.
В настоящее время в электросетевых предприятиях Российской Федерации эксплуатируется значительное число вводов различных типов и заводов-изготовителей, установленных на трансформаторах 110 кВ и выше. В таблице приведены данные по типу вводов, установленных на трансформаторах 110 кВ Республики Марий Эл. Как видно из таблицы, значительное число вводов составляют как негерметичные, так и герметичные вводы с бумажномасляной изоляцией. Вводов усовершенствованных конструкций (BRIT, BRBT, BOIT) в эксплуатации находится незначительное количество. Указанные типы вводов находится в эксплуатации 20-30 лет.
Типы вводов, установленных на трансформаторах 110 кВ
Шкала мощностей и количество трансформаторов Тип вводов
МВА шт.
2,5 4 ГТДТ, ГБМТ, ГМТА
6,3 33 ГМДТА, ГБМТ, ГТТА, ГТБТ, ГТДТ, BRBT,BOIT
i0 32 БМТ, BRBT, BRIT, ГТБТ, ГТТА, ГМТА, ГКТП, ГТДТ, ГБМТ
i6 i4 ГТБТ, ГТТА, ГМТА, ГБМТ
25 3 ГТБТ, ГМТА
40 4 ГТТ, ГБМТ, ГТТА
Анализ литературных источников и наблюдения авторов показывают, что типичными дефектами вводов являются: местные дефекты остова, загрязнение их поверхности, загрязнение внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки продуктами старения масла, увлажнение бумажно-масляной изоляции и др.
В силовых трансформаторах, эксплуатируемых в России, наиболее широко используются герметичные маслонаполненные вводы с бумажномасляной изоляцией.
Анализ отказов показывает, что основной причиной повреждения вводов является пробой масляного канала вводов.
На основе анализа опыта эксплуатации более 290 вводов 110 кВ энергопредприятий Республики Марий Эл и опыта профилактических испытаний отмечается, что за последние 25 лет примерно в 40% случаях причиной аварий силовых трансформаторов являлись повреждение вводов. При этом анализ аварийности показывает, что наиболее частым и опасным видом повреждения вводов является перекрытие внутренней изоляции, связанное с ухудшением свойств масла и образованием полупроводящего осадка на внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки, что практически всегда приводит к аварии трансформатора. Указанный вид дефекта ввода традиционными методами контроля не выявляется.
Анализ результатов профилактического контроля состояния вводов по Республике Марий Эл за 25 лет показывает, что традиционные методы контроля не позволяют выявлять дефекты, вызывающих их отказ. Отбраковка вводов производится в основном по росту и снижению сопротивления изоляции, а также по результатам анализа масла. Применительно к герметичным вводам частый отбор пробы масла на анализ ухудшает условия эксплуатации вводов, что свидетельствует о низкой эффективности существующих методов контроля состояния вводов, которые не способствуют выявлению характерных дефектов, приводящих к отказам вводов. Следовательно, необходимо дополнить традиционные методы современными, отражающими физику процесса старения изоляционной системы вводов, такими, как тепловизионное обследование по всей поверхности ввода, непрерывный контроль частичных разрядов, и емкости основной изоляции под рабочим напряжением.
При всех отказах вводов имело место тяжелое повреждение трансформатора, в ряде случаев с невозможностью его дальнейшего восстановления. Имелось несколько случаев отказов вводов 110 кВ по республике Марий Эл на подстанциях 220/110/10 кВ, 110/10 кВ, которые подробно рассмотрены ниже.
Повреждения ввода на районной подстанции 220/110/10 кВ произошло по следующей причине: на внутренней поверхности нижней фарфоровой части ввода образовался налет при разложении уплотнительных прокладок по неустановленной причине. Произошло перекрытие между нижней токоведущей частью ввода и корпусом автотрансформатора, что послужило причиной выброса масла через предохранительный клапан и разрушения ввода 110 кВ.
На другой подстанции 110/10 кВ вследствие физического износа и большого срока службы (28 лет) произошло перекрытие внутренней изоляции нижней части ввода 110 кВ типа БМТ-110/630 на фазе «В» на бак силового трансформатора ТДТН-10000/110 кВ. Из-за перекрытия разрушилась нижняя фарфоровая покрышка и произошло смещение верхней покрышки у флянца механического крепления ввода. Последние эксплуатационные испытания проводились за шесть лет до повреждения. Вследствие отказа трансформатора и отключения потребителей на 16 ч экономический ущерб из-за недоотпуска электроэнергии (1,3 тыс.кВт-ч) составил 180 тыс. руб. в ценах 2002 г.
Следующий случай отказа ввода фазы «С» типа МТ-110/600 произошел на подстанции 110/10 кВ, срок эксплуатации ввода составил 36 лет.
Комплексное диагностическое обследование указанного ввода провели за 48 часов до повреждения и выявили следующее:
- влагосодержание масла из ввода фазы «С» составляло 91,3 г/т, что более чем в 3 раза превышало предельно допустимое значение (30 г/т) и достигало состояния насыщения;
- пробивное напряжение составляло 19,4 кВ, что более чем в 2 раза ниже допустимого значения (35 кВ);
- хромотографический анализ масла из ввода показал наличие ацетилена и высокое содержание водорода в масле, что может свидетельствовать о развитии во вводе дефекта электрического характера;
- при проведении измерений уровня частичных разрядов во вводе были зафиксированы разряды в изоляции с интенсивностью 3-4,5 нКл;
- при плановом измерении изоляционных характеристик емкость основной изоляции возросла более чем на 5% по сравнению с предыдущими измерениями.
Диагностические показатели ввода 110 кВ фазы «С» показали, что ввод находился в предаварийном состоянии. Значительное увлажнение ввода способствовало развитию ползущих разрядов по поверхности твердой изоляции, которые перешли в дуговой разряд. При вскрытии были обнаружены следы ползущих разрядов на нижней фарфоровой покрышке, а также ползущие и дуговые разряды на картонном цилиндре, установленном в нижней части остова. Основной причиной разрушения ввода явилась вина эксплуатационного персонала, который не заменил своевременно ввод, имеющий значительные дефекты по результатам диагностирования.
Многолетние исследования причин перекрытия вводов позволили сделать следующие выводы:
- на внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки ввода накапливается желтый проводящий осадок и, как следствие, имеются следы развивающихся разрядов по внутренней поверхности ввода;
- при обследовании большого количества вводов, снятых после 10-15 лет эксплуатации, обнаружено, что электрическая прочность масла в стандартном разряднике из нижней части этих вводов значительно ниже нормативных значений (35 кВ);
- в большинстве случаев при отказе вводов имеет место разрушение остова;
- отмечались случаи наличия развития во вводе дефекта электрического характера.
В литературных источниках приводятся данные, что основной причиной аварийности герметичных вводов с бумажно-масляной изоляцией является не дефект изготовления, а ухудшение изоляционных свойств трансформаторного масла в процессе эксплуатации, залитого во ввод, приводящее к перекрытию в нижней части ввода.
Как в герметичных, так и в негерметичных трансформаторных вводах в процессе их длительной эксплуатации появляются дефекты, не поддающиеся выявлению традиционными методами, что приводит к отказам вводов.
Одной из актуальных задач отечественной электроэнергетики является обеспечение работоспособности высоковольтных вводов трансформаторов в процессе их длительной эксплуатации. Данные многолетних испытаний вводов показывают, что средний их срок службы составляет 15-25 лет, после чего нужна их замена.
Согласно теории вероятности для определения случайных событий с доверительной вероятностью 0,95%, коэффициентом вариации 0,8, относительной точностью 0,1 необходимое число объектов наблюдения составляет не менее 290 единиц [1]. В качестве объекта исследования послужили вводы 110 кВ в количестве 290 штук, находящиеся в эксплуатации от 15 до 30 лет.
Поэтому косвенной причиной для вывода в ремонт вводов 110 кВ может служить показатели их надежности (1ср - средняя наработка на отказ; ю (1) -параметр потока отказов).
Среднее выборочное время отказов вводов определялось по формуле:
п
* =£-,
i=1 п
где * - время работы ввода до замены; п - общее число вводов, находящихся в эксплуатации.
Среднеквадратичное отклонение интервала оценивалось зависимостью вида:
с =
£ (*■ -о2
■=1 п -1
Интервал времени безаварийной работы *бр выражается зависимостью вида 1 - *0 < *б р < 1 + *0, а значение *0 определяется из выражения [2]:
* 0 = О а^ Ф (в /2),
где в - надежность работы вводов; Ф - обратная функция Лапласа. По данным наблюдений за 25 лет (объем выборки 290) получены значения * = 15 лет; О = 10,5 лет. При вероятности р = 0,5 надежность вводов в = 1-0,5- 0,5, откуда *0 /О - 0,6745 [167], *0 = 0,6745-13 =10,45 лет.
Нижняя граница доверительного интервала составляет 15 лет, верхняя -35 лет, т.е. целесообразная замена вводов, составляет 20-25 лет.
Следовательно, по приведенной методике необходимо планировать замену вводов в среднем через 25 лет.
Замену как герметичных, так и негерметичных бумажно-масляных вводов необходимо производить на вводы с ЫР-изоляцией (ВЫТ-90-110-550/800) с такими же типоразмерами и электрическими характеристиками [3]. Указанные вводы не содержат масла, не требуют обслуживания, поэтому имеют минимальные эксплуатационные издержки.
Литература
1. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие. 12-е изд., перераб. / В.Е. Гмурман. М.: Высшее образование, 2006. 479 с.
2. Вентцель Е.С. Теория вероятностей / Е.С. Вентцель. М.: Наука, 1999. 576 с.
3. Козлов Ю.А. Высоковольтные вводы с твердой ЫР-изоляцией / Ю.А. Козлов, Ю.А. Страхов // Электрические станции. 2002. № 1. С. 51-54.
ФЁДОРОВА ТАТЬЯНА АНАТОЛЬЕВНА - инженер кафедры электроснабжения и технической диагностики, Марийский государственный университет, Россия, Йошкар-Ола (eef@masu.ru).
FEDOROVA TATYANA ANATOLYEVNA - engineer, Mari State University, Russia, Yoshkar-Ola.
СТЕПАНОВА ЕВГЕНИЯ ЛЕОНИДОВНА - учебный мастер кафедры электроснабжения и технической диагностики, Марийский государственный университет, Россия, Йошкар-Ола (eef@masu.ru).
STEPANOVA YEVGENIYA LEONIDOVNA - training master, Mari State University, Russia, Yoshkar-Ola.
РЫБАКОВ ЛЕОНИД МАКСИМОВИЧ - доктор технических наук, заведующий кафедрой электроснабжения и технической диагностики, Марийский государственный университет, Россия, Йошкар-Ола (eef@masu.ru).
RYBAKOV LEONID MAKSIMOVICH - doctor of technical sciences, power supply and technical diagnostics department chairman, Mari State University, Russia, Yoshkar-Ola.
