CC BY
64
МЕХАНИКА. ТРАНСПОРТ. МАШИНОСТРОЕНИЕ. ТЕХНОЛОГИИ
Туйгунова А.В.
УДК 621.311
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОДЕРЖАНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ КЛИМАТА НА ОСНОВЕ НЕПРЕРЫВНОГО КОНТРОЛЯ
Введение. Транзит и передача потоков мощности невозможны без трансформации электроэнергии. Силовые трансформаторы (СТ)- наиболее ответственные и дорогостоящие элементы в системе тягового электроснабжения, определяющие ее надежность. Внезапный выход из строя трансформатора причиняет особенно большой ущерб, так как при этом убытки связаны не только с необходимостью восстановления трансформатора, но и, прежде всего, с перерывом в электроснабжении потребителей тяговой нагрузки и районного потребителя. На железных дорогах России в эксплуатации находится большое количество силовых трансформаторов, отработавших срок службы. Ресурс СТ определяет бумажная (целлюлозная) изоляция обмоток, наиболее подверженная процессам старения. Величина срока службы, равная 25 годам, установлена в соответствии с [1] в связи с тем, что за указанный период может произойти тепловой износ витковой бумажной изоляции обмоток. Значительное влияние на нее оказывают величина нагрузки трансформатора, эффективность системы охлаждения трансформатора, качество масла, тип защиты масла от окисления, наличие термосифонных фильтров, особенности конструкции, качество самой изоляции [2], климатические условия работы СТ.
В ближайшие годы по экономическим и техническим причинам не ожидается существенного обновления парка силовых трансформаторов, отработавших нормативный срок. В связи с этим все более актуальной становится проблема продления срока службы и оценка возможности дальнейшей эксплуатации такого электрооборудования в системах тягового электроснабжения. Для успешного решения данной проблемы важно вы-
явить основные показатели предельного состояния СТ.
Основные показатели предельного состояния силовых трансформаторов. Предельным состоянием электрооборудования, определяющим его ресурсные показатели, считается состояние, при котором дальнейшая его эксплуатация становится экономически невыгодной или несовместимой с требованиями по обеспечению необходимого уровня безопасности оборудования системы тягового электроснабжения. Основными элементами силового трансформатора, определяющими его предельное состояние, являются магнитопровод (сердечник) и обмотки. Серьезные неисправности трансформаторов возникают при повреждении магнитопровода вследствие нарушения изоляции между отдельными листами электротехнической стали и стягивающими их болтами, ослабления прессовки, замыкания между листами стали, приводящие к локальному повышенному нагреву из-за увеличения потерь электроэнергии в сердечнике. Эти дефекты выявляются увеличением содержания растворенных в масле газов, потерь холостого хода, возрастанием шума. При повреждении межлистовой изоляции и, как следствие, объединении вихревых токов могут выгореть пластины электротехнической стали (явление, называемое «пожар стали»); дефект устраняется заменой выгоревших пластин. Признание состояния сердечника предельным всегда означает и предельное состояние трансформатора в целом, т.е. необходимость его замены, однако в процессе эксплуатации такие повреждения происходят относительно редко.
Показатели оценки состояния изоляции обмоток. Обмотки - наиболее уязвимая часть трансформатора, повреждение их изоляции созда-
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ
ет опасность короткого замыкания. Основным критерием общей оценки предельного состояния силовых трансформаторов тяговых подстанций является техническое состояние обмоток. Важнейшими показателями ее оценки являются: а) тепловой износ витковой изоляции; б) динамический износ обмоток СТ - степень механического закрепления обмоток, в частности, отсутствие опасных деформаций, вызванных большими токами сквозных коротких замыканий; в) влияние климатических условий на надежность изоляции обмоток трансформаторов. Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумажной изоляции до 250 единиц. Степень механического закрепления обмоток определяется на основе тщательного измерения сопротивления короткого замыкания ZK трансформатора. Значения ZK, измеренные в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте, не должны превышать исходные более чем на 3% [3]. Химические процессы, происходящие в трансформаторном масле из-за наличия в нем посторонних примесей: влаги (недостаточная сушка обмоток после ремонта, увлажнение охлаждающего масла), остатка растворителя пропиточного лака, воздуха или газов, посторонних механических примесей, значительно снижают электрическую прочность изоляции обмоток. При повышенном нагреве внутренних частей трансформатора химические процессы становятся более интенсивными и их отрицательное воздействие на изоляцию резко возрастает. Продукты старения трансформаторного масла, откладываясь на поверхности изоляции, ускоряют процесс ее деградации, снижают ее изоляционные характеристики и затрудняют отвод тепла. Силовые трансформаторы тяговых подстанций работают в различных климатических условиях: в сутки перепад температуры в весенне-осенний период составляет от минус 35 до плюс 15 градусов Цельсия.
Наиболее частое повреждение обмоток СТ, возникающее из-за вибрации сердечника, - отго-рание их соединений с вводом; дефект устраняется при вскрытии трансформатора.
Повреждаемость СТ существенно зависит от срока эксплуатации трансформатора. В первые годы эксплуатации проявляются дефекты изготовления оборудования. Некоторая стабильность работы СТ отмечается в течение следующих 3-15 лет, что обусловлено небольшой интенсивностью процессов старения. При эксплуатации трансформаторов более 25-30 лет начинает возрастать их повреждаемость, это связано с повышением процесса износа СТ [3].
ШуПЖ
Методы диагностики силовых трансформаторов. Под диагностикой понимается система мероприятий, проводимых с помощью различных технических средств для проверки и оценки состояния трансформатора. Контроль за состоянием СТ носит комплексный характер. Для диагностики силовых маслонаполненных трансформаторов тяговых подстанций используют ряд основных методов.
1. Проведение электрических измерений на отключенном трансформаторе предполагает:
- измерение сопротивления изоляции обмоток и вводов;
- измерение сопротивления обмоток постоянному току;
- измерение тока и потерь холостого хода;
- измерение полного сопротивления короткого замыкания;
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь.
2. Контроль характеристик изоляции под рабочим напряжением методами неразрушающего контроля включает в себя:
- исследование трансформаторного масла, состоящее из: физико-химического анализа трансформаторного масла; хроматографического анализа трансформаторного масла силовых трансформаторов; определения мутности масла оптоэлек-тронными методами;
- Тепловизионное обследование трансформатора и его высоковольтных вводов (определение локального нагрева элементов конструкции);
- Оценку опрессовки контактных соединений, основанную на: вибрационном обследовании трансформатора; акустических методах; резонансных методах; ультразвуковом обследовании трансформатора.
- Контроль изоляции обмоток, состоящий из: зондирования обмоток трансформатора низковольтными импульсами; измерения наличия и уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции.
3. Применение автоматизированных систем оперативно-технологического управления и удаленного мониторинга СТ, предполагает использование:
- систем непрерывного (стационарного) контроля (датчиков-анализаторов).
- систем мониторинга технического состояния силовых трансформаторов TDM (Transformer Diagnostics Monitor).
Анализ состояния силовых трансформаторов тяговых подстанций КрЖД. Серьезной проблемой эксплуатации тяговых подстанций является эксплуатация оборудования, выработавше-
оборудования для выявления внутренних дефектов электрооборудования проводится с 1997г. с использование, метода неразрушающего контроля, хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле, на хроматографиче-ском комплексе «Хроматэк-2000М», с программным обеспечением «Диагноз». Внутренние дефекты трансформаторов, выявленных этим методом, показаны на рис.2. В основном преобладают термические дефекты - 11 трансформаторов (в двух из них - нагрев свыше 700°С), процессы износа изоляции выявлены в 5 трансформаторах с длительными сроками эксплуатации (2 из них находятся в эксплуатации более 40 лет). Электрические дефекты выявлены в 9 тяговых трансформаторах (1 - с аварийным развитием дефекта). В 9 трансформаторах проведены средние ремонты, повреждения в них были устранены, выполнено восстановление выгоревших контактов РПН и протяжка отводов обмоток. Достоверность результатов диагностических обследований подтверждалась при вскрытиях во время ремонтов. Отказов в работе оборудования не происходило.
Сравнительный анализ результатов обследования показывает, что необходим переход от планово-предупредительной системы к обслуживанию по фактическому состоянию с внедрением малолюдных технологий эксплуатации. Это возможно с применением систем непрерывного (стационарного) контроля: системы мониторинга содержания газов и влаги в трансформаторном масле ИУБЯЛК М2; акустического регистратора-датчика частичных разрядов «ЛЯ700» поиска и локации места дефектов изоляции внутри масло-наполненных трансформаторов; анализатора-
Таблица 1
Перечень трансформаторов, отработавших нормативные сроки
№ п/п Наименование оборудования Год установки Всего в эксплуатации, шт. Требуется замена, шт. Замена по ЭЧ
1 Тяговые трансформаторы 110-220 кВ ТДТНЖ-40,0 МВА 1960-04 гг. 64 2 ЭЧЭ-Критово - 1 шт. (1960 г.), ЭЧЭ-Каштан - 1 шт. (1959 г.)
2 Тяговые трансформаторы 110 кВ ТДТНГЭ-31,5 МВА 1959-87 гг. 5 4 ЭЧЭ-Критово - 1 шт. (1959 г.), Чернореченская - 2 шт. (195960 гг.), Абакумовка - 1 шт. (1952 г.)
3 Тяговые трансформаторы 110-220 кВ ТДТНГ-20,0 МВА 1964-65 гг. 6 6 ЭЧ-7 - 4 шт. (1959-65 гг.), ЭЧ-6 2 шт. (Камышта, Теба)
го свой срок эксплуатации. Доля этого оборудования возрастает с каждым годом. Запасные части на устаревшее оборудование промышленностью не выпускаются, что ставит под вопрос возможность проведения капитального ремонта.
Силовые (тяговые) трансформаторы, выработавшие нормативные сроки службы по дистанциям электроснабжения ЭЧ, показаны в таблице 1.
На Красноярской железной дороге (КрЖД) доля трансформаторов тяговых подстанций, выработавших определенный стандартом минимальный срок службы - 25 лет, составляет 45%; 23% отработали 40 лет. По статистике распределение отказов и повреждений СТ и высоковольтных вводов тяговых подстанций в зависимости от сроков эксплуатации имеют два максимума: в первые 1015 лет и в последние 30 лет. На КрЖД 27% от общего парка тяговых трансформаторов находятся в зоне первого максимума, 17% - в зоне второго (см. рис.1).
17% СТ - в зоне второго максимума - 25-30 лет эксплуата ци
27% СТ - в зоне первого максимума -срок эксплуатации 1015 лет
Рис. 1. Распределение отказов и повреждений СТ и высоковольтных вводов тяговых подстанций в зависимости от сроков эксплуатации
На Красноярской дороге ранняя диагностика технического состояния маслонаполненного
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ
11 - термические дефекты (в 2-х - нагрев свыше 700°С)
9 - электрические дефекты (1 - с аварийным развитием дефекта)
5 - износовые дефекты (2 - в эксплуатации более 40 лет)
Рис. 2. Распределение дефектов в силовых (тяговых) трансформаторах, выявленных методом хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле
датчика частичных разрядов «R2100» - 12 для измерения и анализа состояния изоляции оборудования по частичным разрядам; автоматизированной измерительной системы «Поликом РПН»; векторного измерителя VV-Tester (Vector Voltage Tester) параметров изоляции трансформаторных вводов под напряжением (контроль tgS и частичных разрядов) и др.
На Красноярской железной дороге введена в работу 21 система диагностики оборудования тяговых подстанций СДПП, устанавливаемая на фидерах контактной сети. К сожалению, более широкое применение средств мониторинга и диагностики состояния СТ, применение экспертных систем в организации производственных процессов, позволяющих эффективно изменить систему обслуживания оборудования тяговых подстанций по всей сети железных дорог, и в частности на Красноярской железной дороге, сдерживает недостаточное финансирование.
изоляции происходит под действием трех факторов:
1) теплового старения;
2) динамического износа;
3) влияния климатических условий.
Современный уровень диагностики устройств СТЭ в непрерывном технологическом процессе позволяет выявить основные показатели предельного состояния силовых трансформаторов тяговых подстанций в эксплуатации, закономерности их повреждаемости, установить наиболее часто встречающиеся повреждения и далее разработать систему оценки технического состояния СТ в эксплуатации и поддержания их на заданном уровне. Необходимо изменить систему обслуживания оборудования тяговых подстанций за счет широкого применения средств мониторинга и диагностики состояния СТ по всей сети железных дорог, и в частности на Красноярской железной дороге.
Выводы. От состояния электрооборудования тяговых подстанций напрямую зависит безопасность движения поездов, пропускная способность участков железной дороги, обеспечение транзита электроэнергии питающих энергосистем, надежность электроснабжения железнодорожных узлов и сторонних потребителей.
Процесс снижения прочности изоляции, называемый старением или износом изоляции, при достижении минимально допустимого значения, определяет срок службы трансформатора. Старение и нарушение электрической прочности применяемой в трансформаторах твердой (бумажной)
БИБЛИОГРАФИЯ
1. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. М. : Госстандарт, 1986.
2. Оценка и прогнозирование состояния главной изоляционной системы силовых трансформаторов / Пантелеев В. И., Попов Ю. П., Степанов А. Г., Южанников А.Ю. // Электрика. 2006. № 8. С. 38-42.
3. Лоханин А. К., Соколов В. В. Обеспечение работоспособности маслонаполненного оборудования после расчетного срока службы // Электрика. 2002. № 1. С. 10-16.
