Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Практика >> Оценка фактического ресурса изоляции трансформатора

Оценка фактического ресурса изоляции трансформатора

Старение изоляции. Уменьшение прочности бумаги на разрыв вдвое против ее исходного состояния следует считать опасным для изоляции трансформатора. При этом степень полимеризации (СП) бумаги снижается до значения приблизительно равного 400.
При значении СП около 200—250 бумага становится хрупкой и непригодной для испытания на разрыв.
Использование витковой изоляции, состоящей из бумаги со СП меньше 400, может привести к снижению надежности. При токах КЗ и даже при токах включения могут возникать небольшие смещения витков относительно друг друга, и, как следствие этого, могут появляться трещины в слоях витковой изоляции. Это становится все более вероятным по мере снижения СП и приближения ее значения к 200—250. Поэтому не следует оставлять в работе (либо поставить на особый контроль) трансформаторы, имеющие СП изоляции менее 400.

Влияние защиты от окружающего воздуха и режимов работы. Опыт эксплуатации трансформаторов со свободным дыханием через силикагелевый воздухоосушитель свидетельствует о том, что в этом случае, как правило, обеспечивается удовлетворительная защита от увлажнения для трансформаторов класса напряжения до 110 кВ. Если трансформатор с такой защитой работает при постоянной нагрузке, доступ воздуха и влаги в масло и к твердой изоляции уменьшается, и можно ожидать более длительного срока службы изоляции (даже при нагрузке, близкой к номинальной).
Данные, приведенные в (1) , свидетельствуют, что генераторные трансформаторы напряжением 110 кВ (с дыханием через силикагелевый воздухоосушитель) и трансформаторы более высоких классов напряжения (с пленочной защитой) имеют годовую повреждаемость вследствие внутренних КЗ менее 0,5% в течение 25 лет. После 25 лет она возросла до 0,75 %, и после 35 лет до 2,5%.
Возможность оценки степени старения твердой изоляции в эксплуатации. В главе рассмотрены способы оценки старения твердой изоляции в эксплуатации. При наличии результатов заводских испытаний на нагрев, а тем более данных превышения температуры наиболее нагретой точки, определение СП образцов изоляции, находящихся в верхнем масле, и пересчет на температуру наиболее нагретой точки могут дать более достоверное значение СП изоляции в районе наиболее нагретой точки.
Вместе с тем, следует отметить, что, несмотря на наличие определенных соотношений между СП и фурановыми составляющими, полученными на образцах изоляции, не представляется возможным точно оценить величину СП на основе измерения фурановых компонентов на реальном трансформаторе, т. к. образование и разложение фуранов зависит от многих факторов, таких как конструкция трансформатора, тип твердой изоляции, тип и состояние масла, условия работы, а также взаимодействия фурановых компонент с маслом и др.
В связи с новыми возможностями вычислительной техники наряду с наиболее распространенными методами оценки состояния старения, как измерение степени полимеризации и фурановых производных, стали применяться такие методы оценки, как измерения распределения молекулярного веса с помощью тонкослойной (проникающей) хроматографии, методы спектроскопии (рентгеноскопия, ультрафиолетовая, инфракрасная и вблизи инфракрасного спектра) и поляризационные методы (метод восстанавливающегося напряжения и метод измерения tgS изоляции при различных частотах — параметры, зависящие от состояния изоляции и не зависящие от ее геометрии .
Однако ни один из существующих методов оценки состояния старения трансформатора не может дать достаточно достоверных (точных) сведений. Оценка остаточного ресурса трансформатора возможна лишь на базе анализа результатов ряда диагностических методов, учета характеристик масла и особенностей конструкции трансформатора. Работы в этом направлении активно проводятся различными исследователями. Краткий обзор современных методов оценки старения изоляции дан в (2).
Экономическая оценка проведения обновления (ремонта) может быть произведена сопоставлением стоимости обновления и стоимости нового трансформатора с учетом таких основных факторов, как капитализация потерь за время, на которое может быть продлена эксплуатация трансформатора. Следует также учесть остаточную стоимость нового трансформатора после предполагаемого срока продления службы.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ванин Б. В., Львов Ю. Н. и др. Вопросы повышения надежности блочных трансформаторов. Электрические станции № 7, 2003.
2. Lutke Н., Hohlein J., Kachler A. J. Transformer ageing research on furanic compounds in insulation oil. CJGRE, 2002, rep. 15-302.
3. Saha. Review of modern diagnostic techniques for assessing condition in aged transformers. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation. Vol. 10, № 5, P. 903-917, 2003.

 
« Охлаждающие устройства трансформаторов, автотрансформаторов и их обслуживание   Параллельная работа автотрансформаторов »
электрические сети