Обследование состояния силовых трансформаторов. СИГРЭ-2002

Алексеев Б. А., èíæ.

ОАО ВНИИЭ

На очередной 39 сессии СИГРЭ значительная доля докладов, относящихся к эксплуатации электрооборудования энергосистем, была посвящена проблемам силовых и измерительных трансформаторов. Доклады проходили не только в рамках заседаний Исследовательского комитета 12 (трансформаторы), но и ИК-14 (силовая электроника), ИК-15 (электротехнические материалы), ИК-23 (подстанции) и ИК-33 (координация изоляции).

Обсуждались методы обследования трансформаторов и принятие решения об их реконструкции или замене, оценки старения изоляции, возможности улучшения состояния изоляции (в особенности для трансформаторов с большими сроками службы), продления срока службы, выявления в процессе эксплуатации дефектов. Два доклада были посвящены таким видам трансформаторного оборудования, как фазоповоротные трансформаторы и управляемые шунтирующие реакторы.

В первой части обзора освещаются методы обследования и особенности принятия решений дальнейшей судьбы трансформатора.

Методы обследования состояния трансформаторов. Доклад ведущих фирм и ряда энергокомпаний Японии (12-107) посвящен усовершенствованию методики обследования трансформаторов. При высокой энергоплотности Японии необходима высокая надежность электрических сетей и станций, поэтому ведущая роль принадлежит трансформаторам. Актуальная проблема – старение парка трансформаторов Японии, где 686 трансформаторов на межсистемных связях, или 24% общего числа, работают более 30 лет.

Сроки службы трансформаторов межсистемных сетей Японии приведены далее.

Срок службы, ëåò	Число трансформаторов
Более 50	8
45 – 50	17
40 – 45	92
35 – 40	207
30 – 35	362
25 – 30	492
20 – 25	459
15 – 20	270
10 – 15	387
5 – 10	450
Äî 5	88

В докладе рассматриваются анализ старения, критерии оценки, экономическая оценка профилактики, примеры замены и реконструкции, позволяющие продлить срок службы трансформаторов. Анализ надежности включает исследование при- чин выхода из строя, выявленных дефектов и исследование мест повреждения в трансформаторе.

Приведена методика оценки состояния изоляции на основе результатов газохроматографиче- ского анализа масла (ГХА). Содержание газов и нормируемые значения приведены далее.

Ãàç	Норма, 10 – 6 îòí. åä.
Горючий газ	500
H2	400
CH4	100
C2H6	150
C2H4	10
C2H2	0,5
CO	300

Приняты три уровня состояния.

Первый уровень – если содержание газов не превосходит нормируемых значений, то состояние трансформатора нормальное.

Второй уровень – если С2Í2, Ñ2Í4 и количество горючих газов больше нормы, то возможны дефекты в трансформаторе.

Третий уровень (опасный) – если С2Í2 больше 5 10 – 6 îòí. åä., Ñ2Í4 больше 100 10 – 6 отн.ед. и горючих газов больше 700 10 – 6 îòí. åä. èëè, åñëè Ñ2Í4 больше 100 10 – 6 отн. ед. и рост горючих газов больше 70 10 – 6 отн. ед мес, то наличие дефектов в трансформаторе явное.

Характер дефекта определяется несколькими методами:

по графику концентраций: по оси õ – характерные газы, по оси ó – относительные их концентрации (за 1,0 принята концентрация наибольшего по объему газа);

по критериям отношений газов – первая диаграмма: отношение C2H2 C2H4 в зависимости от С2Í4 Ñ2Í6 определяет разряды и перегревы (ниже 300°С, выше 700°С и промежуточные температуры). Вторая диаграмма – С2Í2 Ñ2Í6 в функции от С2Í2 Ñ2Í4 определяет дуговые разряды, разряды высокой и низкой (ЧР) энергии, перегревы (ниже 300°С, выше 700°С и промежуточные температуры);

74

2003, ¹ 6

по характерным для разных дефектов газам –

ÑÎ, ÑÎ2, Ñ2Í2.

Если трансформатор по этим нормам вышел на второй или третий уровни, то проводится полная диагностика, результаты ГХА сравниваются с историей нагрузок, профилактики, испытаний и осмотров. Результаты обсуждаются с изготовителем трансформатора, решениями может быть более частое проведение ГХА или вскрытие и осмотр.

Важным параметром является коэффициент полимеризации DP образцов изоляции, изъятых при вскрытии. Поскольку электрическая проч- ность изоляции не зависит от срока службы, показателем износа считается механическая проч- ность, определяемая по величине DP. Эта зависимость определялась разными авторами. Снижение механической прочности в 2 раза соответствует снижению DP с начального значения 700 – 1000 ед. до 400 – 550 ед.

Было принято, что DP = 450 ед. соответствует первому и второму уровням состояния, а DP = 250 ед. – третьему, опасному.

На основании практических измерений на трансформаторах с различными сроками службы получена эмпирическая связь коэффициента деполимеризации DP со сроком службы трансформатора

DP (T ) = (1 – 0,014T )DP (0),

ãäå Ò – время работы, лет; DP (0) – начальное зна- чение DP.

Часто нет возможности вывести трансформатор из работы и тогда возможную степень старения бумаги определяют по продуктам старения, растворенным в масле: газам СО и СО2, а также фурановым соединениям. Полученные опытным путем данные приведены далее.

	Коэффициент полиме-	200	450	800
	ризации DP, åä.
	Содержание CO и	Более 2,0	0,2 – 2,0	0,04 – 0,2
	CO2, мл г бумаги
	Содержание фурфуро-	15 – 70	1,5 – 15	0,1 – 1,5
	ла, мл кг бумаги

Для определенных по этим параметрам первому и второму уровням состояния (DP между 450 и 800) решение о дальнейших мерах производится с учетом срока службы, частоты и продолжительности отключенного состояния.

Для третьего уровня состояния (DP между 250 и 450) принимается решение о возможно более скором восстановлении качества изоляции.

Экономические реформы 90-х годов потребовали снижения расходов при эксплуатации трансформаторов без снижения их надежности. Усовершенствование системы профилактики, в первую очередь, заключается в замене проведения ревизий по расписанию на ревизии по рабочему состоянию. Приводится схема организации профилак-

тики трансформаторов, связывающая состояние трансформатора с соответствующими мероприятиями в виде алгоритма действий.

Следующая ступень совершенствования ухода за трансформатором – профилактика, основанная на допустимой степени риска повреждения (RBM – Risk-Based Maintenance). Практический шаг по осуществлению такого ухода – расчет стоимости восстановления трансформатора на основе оценки старения его изоляции. Учитывается ущерб от повреждения, вероятность повреждения при DP больше 450 ед. принимается равной нулю, при DP меньше 250 ед. – единице. Вероятность повреждения при DP ниже 450 ед. принята как F = (450 – DP ) 200. Используя приведенную связь DP со сроком службы трансформатора, рассчитываются расходы при разных уровнях DP c учетом вероятности КЗ. На их основе организовывается уход по системе RBM. Работы по уточнению определения срока службы и организации обследований для снижения общих затрат продолжаются.

Компания АВВ (Швейцария и США) совместно с другими организациями провела исследования, целью которых являлась оценка состояния трансформаторов, проработавших 10 – 40 лет, как часть процесса управления качеством и надежностью (доклад 12-106). В основе оценки лежит анализ конструкции и критических параметров, связанных с надежностью и сроком службы трансформатора: концентрация газов и фуранов в масле, состояние изоляции, воздействие КЗ на обмотки, история нагрузок, режимов работы и повреждений, принятый порядок предупреждающей профилактики.

Оценка состояния изоляции включает обычно применяемые методы: определение концентрации газов и фуранов в масле, коэффициента трансформации, сопротивления обмоток, диэлектрических характеристик изоляции. Наиболее достоверная оценка состояния твердой изоляции – по коэффициенту полимеризации DP образцов твердой изоляции из трансформатора. Методом, не требующим отбора проб, является определение концентрации фуранов в масле.

В качестве новых методов оценки состояния трансформаторов применяются анализ частотных характеристик (FRA – Frequency Response Analysis) для оценки деформации обмоток (сравнение с исходными характеристиками); измерения частотной характеристики диэлектрика – зависимость tg от частоты от 0,001 до 1000 Гц; акустические методы выявления частичных разрядов, измерения ЧР при возбуждении трансформатора повышенным напряжением на месте установки, анализ частиц в масле, измерения шума и вибрации. Дополнительными методами обследования являются применение тепловизоров и непрерывного контроля вводов.

2003, ¹ 6

75

На основе результатов обследования и с уче- том экономических факторов принимается решение о дальнейшей судьбе трансформатора (концепция Asset Management).

В докладе отечественных специалистов (12-102) отражается опыт обследований трансформаторов и восстановления качества изоляции, полученный НПО “Техносервис-Электро”.

Из 200 тыс. работающих в России трансформаторов и шунтирующих реакторов на напряжение 110 кВ и выше, мощностью не менее 63 МВ А более 40% выработали срок службы 25 лет. Необходимое при таких обстоятельствах поддержание работоспособности достигается при проведении обслуживания и ремонта не по расписанию, а по действительному состоянию трансформатора.

При комплексном обследовании трансформатора производится оценка состояния твердой изоляции (увлажнение, загрязнение, разрушение), магнитной системы (прессовка, потери, изоляция относительно бака), механического состояния обмоток (распрессовка, деформация), вводов, устройств РПН, контактов, масляного охлаждения, системы защиты от увлажнения и окисления масла, системы сигнализации и др. Для выбора комплекса методов обследования имеется таблица, показывающая эффективность применения разных методов для выявления различных видов дефектов.

Успех обследования определяется использованием многих методов диагностики как давно применяющихся, так и новых: измерения уровня ЧР, акустические методы, тепловидение, контроль вибраций, определение концентрации фуранов в масле, инфракрасная спектроскопия шлама и примесей и др. В докладе приводятся описание конкретных дефектов и методов их выявления, тепловые профили, полученные с помощью тепловизора.

Отмечается, что около 25% выходов из строя трансформаторов происходит за счет неверных действий оперативного и ремонтного персонала.

Высокую эффективность обследования состояния трансформаторов в работе показал опыт контроля 250 трансформаторов мощностью от 6,3 до 1000 МВ А: срок службы 75% из них превышал 25 лет. Результаты оценки состояния показали, что 30% обследованных трансформаторов могут продолжать работу без принятия каких-либо мер, более частого контроля требуют 30%, улучшения состояния изоляции – 23%, капремонта – 15% и только в 2% случаев требуется замена трансформатора полностью.

Стоимость полного обследования составляет менее 1% стоимости трансформатора.

Разработка методики оценки увлажненности трансформатора, не требующей его вскрытия, проведена в последние годы рядом фирм и университетов Германии и Швейцарии (доклад 12-101).

В докладе рассмотрен метод анализа токов поляризации и деполяризации (PDC – Polarisation Depolarisation Currents) как неразрушающий метод определения содержания влаги в твердой изоляции. При измерениях постоянное напряжение 100 В прикладывается к контролируемому объекту на время заряда, а затем происходит разряд на измеритель тока. Измерения проводятся анализатором PDC-Analyser-3205 (разработка компании “Siemens AG”). Для анализа используется модель изоляции трансформатора, учитывающая геометрические соотношения масла, барьеров и дистанционных реек. Электрическая модель соответствует схеме Максвелла – Вагнера, представляющей изоляцию как бесконечный ряд резистивноемкостных цепочек с разной постоянной времени.

Измерения и расчеты на моделях изоляции и реальном трансформаторе мощностью 392 МВ А показывают, что при времени заряда и измерения больше 1000 с четко определяется разница между увлажненностью 0,5 и 1,0%. Это подтвердили и измерения на 10 новых трансформаторах и трех трансформаторах с большим сроком службы.

Результаты анализа кривых тока заряда и разряда (метод PDC) сравнивались с двумя методами, применяющимися в последнее время: измерение восстанавливающегося на изоляции напряжения после длительного заряда и разряда накоротко (определение спектра поляризации), а также измерение тангенса угла диэлектрических потерь на сверхнизких частотах (в частности, на 0,1 Гц).

Сравнение показывает, что оценка увлажнения по tg соответствует результатам измерений методом PDC. Однако расчет tg на основе полученных кривых заряда и разряда много проще, чем измерения tg в широком диапазоне частот. Оценка увлажнения по методу PDC не зависела от свойств масла, заливаемого в трансформатор. В то же время измерения восстанавливающегося напряжения дают существенно различные значения увлажненности изоляции при разном качестве масла.

По мнению авторов доклада, хорошее соответствие результатов PDC-анализа непосредственному определению влаги в изоляции по Карлу Фишеру и по измерениям точки росы, проведенным на заводе Siemens на многих трансформаторах разной мощности, конструкции и срока службы, позволяет считать PDC-анализ надежным методом определения увлажнения твердой изоляции. На основе результатов PDC-анализа эксплуатационный персонал может принимать решение о дальнейших действиях, в частности, о сушке активной части трансформатора на месте установки.

Исследования возможности разделения влияния старения и увлажнения изоляции с помощью измерений поляризационных явлений в ней (доклад 15-304) проводятся в Квинслендском университете (Австралия).

76

2003, ¹ 6

Разработанный в последнее время метод восстанавливающегося напряжения (RVM – Return Voltage Measurement) для контроля состояния трансформаторов не позволяет во всех случаях точно оценить состояние изоляции из-за совместного влияния на результаты измерений старения и увлажнения изоляции.

Задача проведенных в университете опытов – разделить эти два влияния. Образцы изоляции увлажнялись до определенного уровня (2, 3 и 5%) и затем “старились” при 115°С до 125 сут. При опытах проводились измерения восстанавливающегося напряжения (метод RVM), токов заряда и разряда (метод PDC – Polarisation Depolarisation Current), определение относительной молекулярной массы изоляции методом гель-хроматографии (GPC).

Âрезультате экспериментов установлено, что для несостаренных образцов кривые RVM для влажностей 2 и 3% совпадают, для 5% – восстанавливающееся напряжение резко падает. Так же невыразительны зависимости кривых RVM от старения изоляции.

Токи поляризации для несостаренных образцов (кривые PCM) отличаются в 3 раза при влажности 2 и 3% (измерения при времени заряда 100 – 10 000 с), а для состаренных при 2% влаги – токи выше в 5 раз, чем для несостаренных, при 3% – токи выше в 2 раза.

Таким образом, для образцов, не подвергнутых старению, токи поляризации точно оценивают увлажненность изоляции. Для состаренных образцов уверенно определяется факт старения, но труднее определить увлажненность изоляции.

Однозначно оценивает старение средняя относительная молекулярная масса: чем выше влажность при старении, тем меньше и еe значение.

Âдальнейшем будут совершенствоваться эксперименты и моделироваться процессы поляризации, что позволит разделить влияние влаги и старения. В настоящее время в университете проводятся эксперименты по нахождению корреляции между результатами поляризационных измерений

èхимическими свойствами изоляции с целью проверки возможности определения остаточного срока службы изоляции трансформаторов.

Специалисты компании Alstom, энергокомпаний Бразилии и Германии рассмотрели экономиче- ские преимущества непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов (доклад 12-110).

Новые условия при дерегулировании энергетики в Бразилии и Германии заставили обратить самое пристальное внимание на экономичность эксплуатации трансформаторов. Регулирующий со стороны государства энергетику орган ANEEL в Бразилии налагает большие штрафы на энергокомпанию при выходе трансформаторов из строя. В Германии снижение стоимости электроэнергии в

условиях свободного рынка привело к значительному уменьшению инвестиций в энергохозяйство.

Эффективным средством повышения надежности работы, снижения ремонтных расходов, продления срока службы является использование систем непрерывного контроля состояния трансформаторов. Выбор контролирующих измерительных датчиков такой системы производится на основе опыта выявления дефектов. Обработка данных измерений, их анализ осуществляются высокоразвитой вычислительной техникой, передача данных – современными средствами связи и информации, включая Интернет.

Использование в системах математических моделей процессов в трансформаторе позволяет надежно оценивать его состояние. Расчетный ход процесса сравнивается с информацией, получаемой от измерительных датчиков. выявляющих большинство развивающихся при работе дефектов.

Для раннего выявления дефектов в активной части используются непрерывные измерения содержания газов и влаги в масле, особенно эффективные для оценки состояния изоляции обмоток.

Контроль состояния вводов производится с помощью измерения напряжения на измерительной обкладке. Это дает возможность также измерять рабочее напряжение и фиксировать перенапряжения. Повреждения конденсаторных вводов часто связаны с внутренними перекрытиями, которые увеличивают емкость вводов и изменяют распределение напряжений между обкладками, особенно на сетевых трансформаторах 400 кВ.

Выявление довольно частых повреждений устройств РПН достигается определением положения контактов и потребления двигателя РПН.

Отклонения в работе системы охлаждения выявляются проверкой эффективности охлаждения по тепловому сопротивлению системы.

Экономические преимущества непрерывного контроля:

раннее выявление дефектов и предупреждение повреждений;

устранение косвенного ущерба – суммы стоимости повреждения трансформатора и недоотпуска электроэнергии;

повышение перегрузочной способности в продолжительном режиме и при временных перегрузках;

организация ухода по состоянию вместо ухода по графику;

отсрочка инвестиций благодаря продлению срока службы.

Непрерывный контроль, безусловно, необходим для крупных трансформаторов с длительным сроком службы, трансформаторов в стратегически важных точках сети – защита от большого ущерба в случае аварии, при проведении ремонтов и ожидании косвенных последствий аварии.

2003, ¹ 6

77

Специалисты Политехнического института в Лозанне, компании “ABB Secheron” и канадской энергокомпании “BC Hydro” (доклад 15-102) разработали систему оценки состояния трансформаторов с интеллектуальной обработкой данных контроля в непрерывном режиме. Система создана в помощь персоналу и в основе имеет стратегию контроля состояния ААА (Apparatus Assessment Assistance).

Контроль включает непрерывные или периоди- ческие измерения параметров, оценивающих состояние трансформатора в работе. Новым подходом является использование принципов SOM (Self-Organizing Map) с применением искусственных нейронных сетей. Сочетание показаний разных опытов контроля отображается преобразованием n-мерного пространства в одномерное. Результаты контроля вводятся в базу знаний системы, используются для самообучения системы.

Приведен пример отображения состояния трансформатора на выходном мониторе системы для конкретного метода контроля – газохроматографического анализа газов в масле. На экране высвечиваются: название компании, эксплуатирующей трансформатор, его номер и паспортные данные; по отдельности содержание девяти газов и суммы горючих газов; содержание в масле фуранов; диаграммы концентрации с отметкой допустимых пределов; значение отношения газов СО и СО2, диагноз, поставленный по методу Роджерса; рекомендации по необходимым мероприятиям: учащение отбора проб масла (1 раз в квартал); восстановление состояния изоляции (необходимость сушки). Указаны возможные дефекты в трансформаторе, необходимость дополнительных испытаний. Отдельно вызываются диаграммы оценки состояния в процентах работоспособности по отдельным узлам: сердечник; бак; устройства ПБН и РПН; вводы; масло; радиаторы; защита масла; насосы и вентиляторы. Есть экран, поясняющий связи результатов измерений с дефектами и рекомендующий мероприятия по отдельным узлам.

Реальная установка на трансформаторе мощностью 185 МВ А на напряжения 220 65 кВ в Швейцарии выполняет следующие функции: контроль нагрузки, температуры воздуха, масла и бака, газов и влаги в масле, вибрации бака, перенапряжений и ТКЗ во всех фазах. База данных наполняется с 1997 г.

Организации базы данных оценки состояния электрооборудования посвящен доклад (15-107) членов ИК-12 СИГРЭ (специалисты Австралии, Нидерландов, США) по результатам работ задания TF 15.11.

Потребность в такой базе данных определяется применением многих методов испытаний, вклю- чая вновь разрабатываемые. В базе данных дол-

жны храниться сведения о контроле состояния оборудования, истории его эксплуатации, характере повреждений.

Множество данных, закладываемых в такую базу, требует эффективных методов извлечения из нее необходимой информации. Приводятся сведения о таком методе с применением системы “Data Mining”, использующей аппарат цепей Кохонена. Система учитывает появление новых методов диагностики.

Доклад специалистов российской организации Электросетьсервис (33-301) освещает аспекты особо сложного вопроса контроля состояния изоляции – измерения частичных разрядов (ЧР) в трансформаторах и на их вводах.

В докладе приведена методика измерений и анализа, проводимых с помощью цифрового осциллографа типа “PCS-64i Velleman” и цифрового анализатора ЧР типа “DPDA-1”. Даны схема системы непрерывного контроля ЧР на вводах ВН трансформаторов, трехмерные распределения ЧР по фазе и значению, описаны особенности программного обеспечения системы, использование результатов анализа ЧР для диагностики трансформаторов и другого маслонаполненного оборудования ВН.

Самым эффективным методом оценки качества изоляции трансформатора являются заводские испытания на повышенном напряжении. Доклад специалистов польского Института энергетики (33-303) посвящен методике измерений частичных разрядов на промышленном испытательном стенде, используемом при приемных испытаниях оборудования, способам защиты от посторонних помех. Стенд имеет автономную экранировку и свой испытательный трансформатор. Отмечена также возможность испытания на этом стенде кабелей ВН с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Практике испытаний на месте установки трансформаторов, кабелей и газоизолированных систем при приемочных испытаниях и в эксплуатации посвящен доклад специалистов Штуттгартского университета и энергокомпаний Германии (33-305). Приведены общие соображения о диагностике повреждений различных аппаратов и КРУ ВН.

Принятие решения о реконструкции или замене трансформатора. Заключительному этапу диагностики, принятию решения о том, что делать с трансформатором, имеющим дефекты, посвящен доклад специалистов компании “Electricite de France”, управления электрическими сетями RTE, фирм Alstom и “VA TECH” (доклад 12-111).

Для принятия решения о продолжении работы, ремонте или выводе из эксплуатации во Франции разработан разный подход к блочным, сетевым и распределительным трансформаторам. В докладе рассмотрен подход к первым двум группам на примерах блочных однофазных трансформаторов

78

2003, ¹ 6

EDF и подстанционных трехфазных трансформаторов RTE.

Риск повреждения трансформатора зависит от методов ухода, контроля и оценки состояния. Периодичность мероприятий по уходу для этих двух групп трансформаторов приведена в таблице.

Âсостав методов непрерывного контроля входят анализ содержания газов с помощью датчика Hydran, регистрация переходных процессов, использование других, более сложных систем.

Регулярно проводится анализ газов, растворенных в масле.

Âобъем обследований входят осмотр, измерения частичных разрядов, снятие частотных характеристик обмоток, определение перегревов тепловизором, осмотр, обычные измерения электриче- ских параметров: емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, сопротивлений изоляции и обмоток, полных сопротивлений обмоток, тока холостого хода и др. В случае разборки поврежденного трансформатора определяется коэффициент полимеризации бумаги DP.

Все необходимые средства для обследования трансформатора на месте установки имеет Национальный центр диагностики трансформаторов (CNDT).

Принятие решения по поврежденному трансформатору учитывает прямые расходы на восстановление изоляции, косвенные расходы на отказ в работе, частично – влияние удаления подстанции от центров потребления.

Подход к решению различен для этих двух типов трансформаторов; возможные варианты: превентивный уход за “здоровыми” трансформаторами, наблюдение за режимом и непрерывный контроль трансформаторов в сомнительных случаях, устранение дефектов, реконструкция и вывод трансформаторов из эксплуатации. Отмечается, что трансформаторы АЭС, отработавшие по 25 лет, не показывают признаков старения. Однако за ними следует внимательно наблюдать, потому что их выход из строя приведет к очень серьезным последствиям.

Âдокладе приводится последовательность действий при выявлении дефектов в работе, варианты принятия решения. Разный подход иллюстрирован представительной выборкой дефектов.

Один из примеров показывает решение о ре-

монте трансформатора 300 МВ А, 400 220 кВ на основании результатов анализа частотной характеристики обмоток при обследовании.

Âдокладе специалистов компании АВВ и шведских энергокомпаний (12-108) также рассмотрен подход к решению о замене или ремонту трансформаторов на основе оценки их состояния в работе.

Âпрошлом такая оценка производилась в основном по предыстории нагрузок трансформа-

тора, но такой подход является слишком узким. Учитываться должны все опасные воздействия на трансформатор: тепловые (старение бумаги, всей изоляционной системы, нагрев сердечника), электрические (перенапряжения), воздействия коротких замыканий и перегрузок.

Для объективности оценки применено ранжирование по состоянию, в основе которого лежит следующая система:

ранжирование проводится по трем группам степени общего старения всех узлов, по трем группам, соответствующим интенсивности нагрева сердечника, по трем группам, отражающим состояние электрических характеристик, в ранжировании по механическим усилиям имеется шесть групп по радиальным усилиям, шесть – по аксиальным, пять групп ранжируют трансформаторы по возможности КЗ в сети, по кратковременным (пять групп) и долговременным перегрузкам (шесть групп). В зависимости от местных условий работы в этих группах учитывается возможность появления местных перегревов и пузырьков в масле;

полное ранжирование трансформаторов по их рабочему состоянию определяется по совокупности оценок по отдельным группам. Ранжирование особенно полезно для определения очередности вывода трансформаторов в ремонт.

Система ранжирования проверялась сначала на блочных трансформаторах, в последнее время ранжировались 13 сетевых трансформаторов на напряжение 220 кВ мощностью 75 – 500 МВ А, отслуживших от 13 до 30 лет, все трансформаторы, кроме одного, имели РПН.

Практика ранжирования показала, что тепловым старением изоляции практически можно пренебречь, поскольку обычно трансформаторы сильно недогружены. У четырех трансформаторов выявлено старение масла. Электрические характеристики во всех случаях были в норме. Значительное различие имелось по группам ранжирования, от-

			Трансформатор
	Мероприятие
		блочный	сетевой
	Система	Единая	Обычная		Усиленная
	ухода
	Осмотр	1 ìåñ	6 ìåñ		3 ìåñ
	Чистка охла-	По необходимости
	дителей
	Тепловизор	Перед каждой	2 – 3 ãîäà		1 ãîä
	Обследование	сменой ТВЭЛ	3 ãîäà		1 ãîä
		(îäèí ðàç â 12
			6 ëåò,
	Анализ масла	èëè 24 ìåñ)			3 ãîäà
			далее 12 лет
	Проверка	Íåò ÐÏÍ	6 ëåò		6 ëåò
	ÐÏÍ
	Ревизия РПН	Íåò ÐÏÍ	12 ëåò		12 ëåò

2003, ¹ 6

79

ражающим воздействия КЗ и перегрузок в прошлом.

Процедура оценки опирается на аппарат нечеткой (fuzzy) логики, позволяющий полнее представить функциональные зависимости воздействий и их последствий. Особенно важно это для трансформаторов с большим сроком службы. Правила используемой экспертной системы содержат сопоставление норм и получаемых при обследовании данных с помощью аппарата нечеткой логики.

Практическим выводом обследований с ранжированием для наиболее уязвимых к опасным воздействиям трансформаторов является переход к ремонтам по состоянию вместо ремонтов по графику, с индивидуальным подходом к каждому трансформатору. Особенно это важно для трансформаторов с большой наработкой, требующих продления срока службы. Условия дерегулирования в энергетике требуют, чтобы замена или реконструкция старых трансформаторов была произведена в ближайшее время.

Авторы доклада отмечают, что определение остаточного срока службы в годах сложно и практически невозможно – надо знать будущие воздействия на трансформатор. Другой подход реален – оценка состояния трансформатора и определение риска его повреждения на основе сравнения с другими трансформаторами – ранжирование группы трансформаторов по этим параметрам.

Подход компании АВВ (Швейцария и США) к решению о продолжении эксплуатации, выводе в ремонт или замене трансформатора осуществляется на основе концепции “Asset Management” – управление затратами и прибылями в эксплуатации (доклад 12-106). Помимо анализа результатов обследования состояния каждого трансформатора производится экономическая оценка разных возможностей восстановления состояния трансформатора, продления срока службы, рассчитываются экономические затраты на оставшийся срок службы. Схема применения концепции: оценка в работе (история работы, оценка состояния, анализ конструкции, расчет экономического риска); альтернативные мероприятия (ревизии, ремонт и повышение мощности, замена, непрерывный контроль, контроль живучести); расчет потерь и доходов.

Анализируются риск повреждения и расходы, связанные с изменением режима работы. Риск повреждения определяется ускоренным старением, недостаточной прочностью к КЗ, высокими скоростями масла в обмотке, слабостью прессовочных элементов обмотки и сердечника, несовершенством конструкции бака. Главное – определение риска для устаревших конструкций трансформаторов с наработкой 30 лет и больше.

Поскольку влажность изоляции и качество масла играют решающую роль в старении, преду-

сматривается замена масла, применяется новый метод сушки трансформаторов с подогревом обмоток на пониженной частоте.

Экономическая оценка альтернативных вариантов показала, что наиболее выгодный сценарий для продления срока службы трансформатора с оставшихся 5 до 15 лет – реконструкция существующего парка с введением непрерывного контроля состояния. Вариант без непрерывного контроля дешевле, но менее выгоден; вариант с реконструкцией и установкой резервного трансформатора дороже; вариант с реконструкцией, резервным трансформатором и непрерывным контролем – самый дорогой. Составляющие затрат для этого варианта: доля стоимости обследования – 5%, ремонта и реконструкции – 31%, системы непрерывного контроля – 14% и установки резервного трансформатора – 50%.

Применение концепции “Asset Management” показано на примере обследования группы давно работающих трансформаторов на промышленных предприятиях с целью определения возможности догрузить их на 10%. Ранжирование трансформаторов проводилось по степени риска повреждения, определяемого по результатам обследования.

В докладе специалистов сетевой компании и исследовательских организаций Польши (12-104) освещается методика определения состояния трансформаторов 400 и 220 кВ, принятая в сетях этой страны. Основной задачей оценки состояния является повышение коэффициента готовности парка силовых трансформаторов.

Наиболее сложный вопрос, стоящий перед эксплуатационным и ремонтным персоналом - что выбрать: реконструкцию или замену трансформатора. Замена резко ограничивается экономическими и техническими возможностями. Во многих случаях экономически выгодно вместо замены трансформатора провести его реконструкцию.

Примером могут служить автотрансформаторы мощностью 160 МВ А на напряжения 220 110 кВ. Первые такие машины установлены в начале 60-х годов, некоторые из них повреждались и успешно реконструировались при ремонте. Другим примером служит серия блочных трансформаторов 240 МВ А, 110 400 кВ. Несколько лет назад принято решение о реконструкции этой серии с повышением мощности до 270 МВ А. На сегодняшний момент реконструкция этих трансформаторов зна- чительно дешевле замены.

Отмечается, что одним из факторов, усложняющих принятие решения о состоянии трансформатора, является сложность выявления комбинированных дефектов в трансформаторе, например, со- четания дугового разряда в обмотке и перегрева сердечника.

80

2003, ¹ 6

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ЕЭС РОССИИ” ВСЕРОССИЙСКИЙ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ВТИ)

ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ КОТЛОВ ПУТЕМ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ НОВЫХ ВИДОВ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

У ВАС ЕСТЬ ПРОБЛЕМА: КАК СНИЗИТЬ ТЕМПЕРАТУРУ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ?

ДВТИ готов помочь вам в повышении экономичности котлов на основе разработанных и апробированных в последние годы новых высокоэффективных технических решений.

ВТИ в содружестве с Подольским машиностроительным заводом (ЗиО) разработал новые компактные поверхности нагрева, которые успешно прошли промышленную апробацию на энергетических и водогрейных котлах.

ВТИ ПРЕДЛАГАЕТ НОВЫЕ ВИДЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА:

•ПЕРФОРИРОВАННУЮ НАБИВКУ для горячих пакетов регенеративных воздухоподогревателей (РВП) газомазутных и пылеугольных котлов.

ПРЕИМУЩЕСТВА

Имеет в 1,75 раза более высокую тепловую эффективность по сравнению с традиционной интенсифицированной набивкой заводской поставки.

ЭКОНОМИЧНА

Применение этих листов позволяет повысить КПД котлов на 1 – 1,5% при сохранении аэродинамического сопротивления и снизить металлоемкость.

•ФАРФОРОВУЮ НАБИВКУ С ШАРОВЫМИ ВЫСТУПАМИ для холодных пакетов РВП котлов, сжигающих сернистые топлива.

ПРЕИМУЩЕСТВА

Внедрение на мазутных котлах позволило уменьшить высоту холодного слоя с 600 до 180 мм и сократить металлоемкость; защищает от коррозии.

ЭКОНОМИЧНА

Экономит дорогостоящий металл.

•ТРУБЫ СО СПИРАЛЬНО-ЛЕНТОЧНЫМ ОРЕБРЕНИЕМ. Водяные экономайзеры и энергетические калориферы из таких труб для пылеугольных паровых котлов НАДЕЖНЫ и ЭКОНОМИЧНЫ.

ПРЕИМУЩЕСТВА

Их внедрение на водогрейных котлах КВГМ и ПТВМ дало возможность снизить температуру уходящих газов на 30 – 70 °С.

По всем вопросам обращаться по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, д. 14/23, Всероссийский теплотехнический институт,

Отделение парогенераторов и топочных устройств электростанций.

Телетайп: 111634 “Корсар” Телефакс: 234-11-22, 279-59-24

Телефон: [phone] Тумановский Анатолий Григорьевич, заместитель директора, 275-41-06 Надыров Игорь Исмаилович, заведующий лабораторией.

2003, ¹ 6

81

82

2003, ¹ 6

ЗАО “Научно-техническая фирма “Энергопрогресс” Корпорации “ЕЭЭК” предлагает Вашему вниманию Руководящий документ (РД) 153-34.1-02.404.3-2002, разработанный ОАО УралВТИ, “Воды сточные тепловых электростанций. Методика выполнения измерений массовой концентрации сульфатов титриметрическим методом”. Утвержден Департаментом научно-технической политики РАО “ЕЭС России” 02.07.2002 г.

РД 153-34.1-02.404.3-2002 применим для организации химического контроля за качеством природных и сточных вод предприятий энергетики и других отраслей, для проведения аттестации химических лабораторий, для решения арбитражных вопросов.

В РД 153-34.1-02.404.3-2002 используется методика анализа, аттестованная Госстандартом РФ (свидетельство ¹ 224.01.02.077/2002 от 05.06.2002 г.), с применением в качестве титранта солей бария и металлоиндикаторов трех типов. Метод применим в широком диапазоне массовых концентраций сульфатов в воде от 20 до 300 мг/дм3 è îò 5 äî 3000 ìã/äì3 при соответствующей подготовке пробы.

Применяемые реагенты и материалы выпускаются отечественной промышленностью. Специальных приборов и аппаратуры не требуется. Техника выполнения анализов проста.

Стоимость одного экземпляра, включая почтовые расходы, 600 руб., в том числе НДС – 20%. РД Вы можете приобрести непосредственно в офисе ЗАО НТФ “Энергопрогресс” по адресу: 105062, Москва, ул. Чаплыгина, д.6, тел/факс [phone], либо перевести денежные средства через отделения Сбербанка РФ.

Образец бланк-заказа:

Направляется по адресу: 105062, г. Москва, ул. Чаплыгина, д. 6

ЗАО НТФ "Энергопрогресс" тел.[phone]

Бланк – заказ

(наименование организации)

просим направить руководящий документ РД 153-34.1-02.404.3-2002 "Воды сточные

тепловых электростанций. Методика выполнения измерений массовой концентрации сульфатов титриметрическим методом" по адресу:

(почтовый адрес с индексом)

Деньги в сумме _________ руб. включая НДС, перечислены на расчетный счет ЗАО "Научно-техническая фирма "Энергопрогресс" Корпорации "ЕЭЭК"

Расчетный счет ЗАО НТФ "Энергопрогресс":

ЗАО НТФ "Энергопрогресс" Корпорации "ЕЭЭК", ИНН 7701021788, ОСБ 6901 Лефортовское, Сбербанк России, г. Москва, к/с 30101810400000000225, БИК 044525225, р/с 40702810738120101129,

Банковским поручением ¹ _____ от "____" ______________ 200__ г.

Подпись руководителя Предприятия (организации)

Ì.Ï.

Подпись главного бухгалтера

РД будет выслан в Ваш адрес после поступления денежных средств на расчетный счет ЗАО НТФ “Энергопрогресс”.

2003, ¹ 6

83

84

2003, ¹ 6

Справка

В соответствии с Законом РФ об авторских правах и в связи с тем, что издательство “Kluwer Academic / Plenum Publishers” начало издавать новый журнал на английском языке “Power Technology and Engineering”, статьи для которого будут отбираться из журналов “Электрические станции” и “Гидротехническое строительство”, сообщаю, что я, ________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

автор (соавтор или от имени авторов) статьи ____________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

уведомлен об ответственности за использование в статье таких материалов, защищенных авторским правом, как цитаты, воспроизведенные данные, иллюстрации и иные материалы, и о том, что ответственность за нарушение авторских прав ложится на автора статьи.

Я подтверждаю передачу прав издательству “Kluwer Academic / Plenum Publishers” на перевод статьи на английский язык и опубликование в печатном и электронном виде названной статьи в журнале “Power Technology and Engineering”, а также распространение ее во всех странах мира в случае, если статья будет выбрана для печати в этом издании, и сообщаю, что такая передача указанных прав не нарушает авторских прав других лиц и организаций.

Подпись автора _________________________ «____» ____________ 200_ г.

Ô.È.Î. _______________________________________________________

Адрес _______________________________________________________

_______________________________________________________

Òåë. _______________________________________________________

Ôàêñ _______________________________________________________

E-mail _______________________________________________________

ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ РУКОПИСИ СТАТЬИ

Статью в редакцию журнала “Электрические станции” можно направить по адресу 115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23 èëè ïî E-mail: [e-mail]. Она должна отвечать следующим требованиям.

1. Статью необходимо сопроводить письмом с указанием сведений об авторах (фамилия, имя и от- чество полностью, место работы, ученая степень и должность, служебный и домашний адреса, номера домашнего и служебного телефонов), справкой (см. на обороте); краткой аннотацией и ключевыми словами.

2.Принимаются к рассмотрению: статьи, напечатанные на машинке (на одной стороне листа через два интервала с полями 3 – 4 см), в двух экземплярах или один экземпляр распечатки статьи, набранной на компьютере (шрифт не менее 12 пт с полуторным межстрочным интервалом), плюс электронная версия статьи на диске (3,5” или CD) или по E-mail.

3.Рисунки представляются отдельно в двух экземплярах, их нельзя вклеивать в текст. В тексте (на

полях) приводятся лишь ссылки на номера рисунков. Следует учитывать, что при печати рисунки уменьшаются, поэтому детали их не должны быть мелкими, однако размер каждого рисунка не должен превы-

øàòü 200 290 ìì.

Âñå чертежи выполняются в соответствии с действующими стандартами, аккуратно и четко. Графики должны быть выполнены в координатах в единицах измерения СИ (обязательных). Графики или кривые зависимости, если их на рисунке несколько, а также отдельные детали на чертежах, узлы и линии на схемах следует обозначать цифрами (позициями) или буквенными обозначениями. Сокращение слов не допускается.

Фотоснимки с четким контрастным изображением и хорошо проработанными деталями представляются в двух экземплярах, на одном из которых не должно быть никаких надписей и позиций.

4.Формулы должны быть четко написаны в отдельные строки (а не в текст). При этом прописные (большие) буквы подчеркиваются двумя черточками снизу, а строчные (маленькие) – двумя черточками сверху. Греческие буквы обводятся красным карандашом, латинские – синим. Индексы пишутся ниже строки, показатели степени – выше. На полях рукописи делаются пометки, поясняющие, какие буквы являются русскими, какие – латинскими, делается разметка букв [на полях или рядом пишется слово “буква” О, З, Ч, I (латинская), П, Ш, У в отличие от цифр 0, 3, 4, I, II III, V] в типах оборудования и других случаях. Если формулы набраны на компьютере, но их элементы имеют двоякое прочтение, они должны быть размечены так же, как и при написании вручную.

5.Таблицы не должны быть громоздкими, все наименования необходимо писать без сокращения

слов (за исключением единиц измерения). Численные значения величин в таблицах и в тексте должны быть в единицах измерения СИ (обязательных).

6.Статья должна завершаться конкретными выводами, в которых в лаконичной форме (по пунктам) излагаются результаты работы и предложения автора, вытекающие из изложенного материала.

7.Список литературы приводится в конце статьи. Он составляется в порядке последовательности

ссылок в тексте. Ссылки на литературу в тексте заключаются в квадратные скобки. В списке указывается: а) для журнальных статей – фамилия и инициалы всех авторов, название статьи, журнала, год изда-

ния, номер журнала (том); б) äëÿ êíèã – фамилия и инициалы всех авторов, название книги, издательства, год издания;

â) для сборников и продолжающихся изданий – фамилия и инициалы всех авторов конкретной статьи, ее название, название сборника или издания, город, издательство, год, выпуск;

ã) для других видов изданий перечисляются идентичные библиографические данные.

В список литературы не должны включаться неопубликованные материалы, материалы служебного пользования, а также мало распространенные издания и материалы, отпечатанные литографическим или подобным ему способом.

Технические требования к электронной версии статьи. Текст статьи должен быть набран на PC-совместимом компьютере (не Mac) с использованием базовых шрифтов Windows. Рисунки необходимо выполнить в форматах EPS, CDR, BMP, TIFF или JPEG и предоставить отдельными файлами (нельзя заверстывать рисунки в текст статьи). Сканирование графических рисунков нужно производить с разрешением 600 dpi, а фотоснимков, представляемых в электронном виде, – с разрешением не менее 300 dpi.