РАЗДЕЛ ДЕВЯТЫЙ
НАДЕЖНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ
9.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Трансформаторы (автотрансформаторы) относятся к основному и массовому виду оборудования электроэнергетических систем. Применяются трансформаторы на напряжение до 1150 кВ и единичной мощностью до 1250 МВ - А.
По месту установки в ЭЭС различают станционные и подстанционные трансформаторы. Подстанционные трансформаторы наиболее представительны, и в первую очередь трансформаторы распределительных электрических сетей напряжением до 10 кВ. Трансформаторы распределительных электрических сетей в различных странах составляют от 80 до 90% и более от общего количества установленных.
Повреждаемость трансформаторов на 100 установленных единиц в год для распределительных электрических сетей составляет 0,5-2 ед. [155], для крупных трансформаторов примерно 2 ед. [156] и наблюдается ее увеличение с ростом напряжения и мощности трансформаторов. Для отдельных энергообъединений повреждаемость, например, трансформаторов 750 кВ достигает 7 ед. в год на 100 установленных [156].
Все отключения трансформаторов связаны с дополнительными потерями электроэнергии в сетях или приводят к отключениям потребителей. Потери электроэнергии и ущербы потребителей непосредственно зависят от времени восстановления при отключении без его замены на время ремонта. При замене трансформатора на резервный зависимость более сложная. Потери электроэнергии или ущерб потребителей определяются соответственно временем замены при наличии трансформатора в резерве, при отсутствии резерва добавляется составляющая ожидания поступления нового или отремонтированного трансформатора.
Надежность трансформаторов определяется их конструкцией, применяемыми материалами, качеством изготовления, условиями эксплуатации, системой технического обслуживания и ремонта. С ростом единичных мощностей и класса напряжения значимость всех этих факторов возрастает и усложняется их взаимосвязь. Так, например, с целью снижения потерь и уменьшения перегревов, вызванных потоками рассеяния, в последние годы наблюдается тенденция к сокращению использования стальных элементов в конструкции мощных трансформаторов. Это происходит на фоне укрупнения ЭЭС, т. е. увеличения токов КЗ и, как следствие, ужесточения требований к электродинамической стойкости трансформаторов. В ряде случаев заменить сталь на другие материалы не представляется возможным и идут по пути усложнения конструкции, используя магнитные экраны, шунты для токов и другие элементы.
Основные пути повышения надежности трансформаторов следующие:
улучшение конструкции, качества изготовления и применения новых материалов;
более точный учет при конструировании условий эксплуатации и снижение уровней воздействия внешних факторов;
улучшение эксплуатационного обслуживания и диагностики состояния трансформаторов.
В настоящее время с этой целью на стадии разработки и конструирования применяются более точные и совершенные методы расчета с использованием вычислительной техники. Проводятся испытания отдельных узлов и трансформаторов в целом на уменьшенных и полномасштабных моделях.
Конструкции отдельных узлов и элементов разрабатываются с учетом максимальной автоматизации процесса сборки. Головные образцы трансформаторов проходят испытания на нагрев, динамическую стойкость, герметичность баков и т. д. Используются новые материалы и современная элементная база.
Система контроля качества совершенствуется за счет:
- разработки новых способов и методов проведения испытаний и измерений;
- совершенствования метрологического обеспечения;
- автоматизации проведения испытаний и измерений, обработки результатов и принятия решений;
- внедрения пооперационного контроля в процессе изготовления и сборки;
- контроля качества материалов и комплектующих изделий.
Количество работников, занятых в системе контроля качества в процессе изготовления трансформаторов и гарантийного обслуживания (в % к общему количеству работников) на одном из зарубежных предприятий [ 157], следующее:
При разработке новых способов и aппаратуры для контроля... 3,6
При закупке и получении материалов и комплектующих . 12,5
При изготовлении и сборке .. 47,5
При приемо-сдаточных испытаниях . 31,4
При гарантийном обслуживании в эксплуатации .. 5
В данной системе задействовано 5,5% всех работающих на заводе и, по мнению авторов [157], система является достаточно эффективной.
На надежность трансформаторов существенно влияют условия эксплуатации. К условиям эксплуатации относятся климатические факторы и режимы работы. Влажность воздуха определяет систему защиты изоляции от увлажнения, включая систему ТОиР в процессе эксплуатации. Температура окружающей среды и режим работы, т. е. график нагрузки трансформатора, характеризуют температурные перегревы. Температурные перегревы и увлажнение изоляции являются основными факторами ее старения.
Ветер и гололед определяют основное количество повреждений на линиях электропередачи и, как следствие, количество внешних КЗ и коммутационных воздействий. Грозовая активность определяет величину и количество перенапряжений.
Поэтому в настоящее время проектирование и разработка особенно крупных трансформаторов ведутся с учетом местных климатических условий и режимов работы. Каждый крупный трансформатор практически уникален. С одной стороны, получается выигрыш в надежности и с другой - невозможность ее количественной оценки из-за недостаточности однородной выборки.
В эксплуатации с целью снижения внешних воздействий совершенствуются системы защиты, конструкции линий электропередачи. В последние годы начинает осуществляться контроль за ведением режима нагрузки на особо ответственных и крупных трансформаторах. Проектируется все большее количество кабельных линий. В распределительных электрических сетях осуществляется переход на самонесущий изолированный провод. Вопрос этот комплексный, и его решение лежит в области требований к уровням надежности для различных систем электроснабжения.
Существенную роль в повышении надежности трансформаторов отводят системе ТОиР. Система ТОиР трансформаторов в эксплуатации регламентирована материалами [158, 159], а также техническими условиями и инструкциями заводов-изготовителей конкретных типов трансформаторов. Указанными директивными материалами установлены периодичность и объем осмотров, испытаний, измерений и ремонтов трансформаторов.
Методы типовых испытаний (заводских и в эксплуатации) даны в ГОСТ 3484-88. Стандарт распространяется на силовые стационарные трансформаторы общего назначения классов напряжения до 750 кВ включительно.
Допустимые нагрузки в эксплуатации силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 тыс. кВ-А включительно установлены ГОСТ 14209-85*. Для более мощных трансформаторов допустимые нагрузки устанавливаются техническими условиями. В кратком виде все основные положения названных директивных материалов и стандартов приводятся в инструкции по эксплуатации трансформаторов [160].
Важное место в системе ТОиР трансформаторов отводится ремонтам. Возможные стратегии проведения капитальных ремонтов следующие:
проводить капитальные ремонты через установленные интервалы времени (наработки до ремонта);
проводить капитальные ремонты по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и состояния;
не проводить капитальных ремонтов до отказа; при отказе трансформатор заменять на резервный из запаса.
В соответствии с [158] капитальные ремонты трансформаторов напряжением 110-150 кВ мощностью 125 MB-А и более, трансформаторов 220 кВ и выше, реакторов, основных трансформаторов собственных нужд электростанций должны проводиться не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем - по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и состояния. Остальные трансформаторы выводятся в капитальные ремонты в зависимости от результатов испытаний и состояния.
Кроме того, решением № Э-6/80 [161] отменены отборы проб масла распределительных трансформаторов мощностью до 630 кВ-А включительно и их вывод в капитальный ремонт по результатам химического анализа. Химический анализ масла являлся основной причиной вывода в капитальные ремонты самой массовой серии - трансформаторов 6-20 кВ. Для этой группы трансформаторов в РЭЭС создан централизованно по стране резервный запас и они эксплуатируются по последней стратегии - без ремонтов до отказа.
В практике эксплуатации имеют место все три стратегии проведения ремонтов. Наметилась и в России и за рубежом тенденция эксплуатировать крупные трансформаторы по второй стратегии — проводить ремонты по результатам испытаний, измерений и состоянию [162].
Эта стратегия предусматривает хорошо поставленное диагностирование состояния трансформаторов в эксплуатации.
Вышесказанное позволяет сформулировать следующие основные задачи надежности трансформаторов:
- принятие решений на стадии разработки и изготовления трансформаторов и отдельных элементов с целью их дальнейшего совершенствования;
- определение глубины и объемов проведения ТОиР в эксплуатации, методов и средств диагностирования состояния трансформаторов;
- анализ воздействия различных внешних факторов (включая климатические) и принятие решения по снижению их влияния;
- выбор стратегии ТОиР, включая управление резервным запасом трансформаторов.
Решения поставленных задач находятся в области анализа и синтеза надежности. В соответствии с этим и построен материал раздела. В § 9.2 и 9.3 рассматриваются методы и модели определения показателей надежности, модели управления ремонтами и резервным запасом. Диагностика состояния трансформаторов в эксплуатации и сбор и обработка ретроспективной информации о надежности даны в § 9.4 и 9.5.
Следует сказать, что приведенный материал не охватывает все аспекты проблемы надежности трансформаторов. Содержание раздела опирается в основном на публикации последних лет и главным образом охватывает вопросы управления надежностью трансформаторов в эксплуатации.
