Кейс! Диагностика силовых трансформаторов 110кВ, отработавших более 50 лет: ремонтировать или заменять?

В этой статье описывается пример комплексной диагностики силовых трансформаторов типа ОДГ 40 000/110 со сроком эксплуатации более 50 лет. Рассмотрим, какие проблемы были обнаружены и какие рекомендации дали эксперты?

Рисунок 1. Общий вид трансформаторов ОДГ-40 000/110

Четыре группы однофазных трансформаторов типа ОДГ-40 000/110 (рис. 1, 2) производства МТЗ им. Куйбышева были введена в эксплуатацию на объекте в период с 1952 по 1954 годы. На момент проведения обследования трансформаторы отработали более 50 лет.

Трансформаторы расположены внутри «тела» ГЭС, между плотиной и машзалом, что исключило проблемы с увлажнением изоляции из-за высокой концентрации водяного пара и работают в режиме без перегрузок (периодическая максимальная нагрузка не более 75% от номинальной мощности). Этим обусловлено исправное техническое состояние трансформаторов и безаварийная работа на протяжении длительного периода времени.

Рисунок 2. Чертеж, вид трансформатора сверху

Состав и объем измерений комплексного обследования трансформаторов

Комплексное обследование проводилось в следующем объеме.

Измерения на работающем трансформаторе:

• оценка возможного снижения усилий прессовки обмоток и магнитопровода активной части трансформатора и определение аномальных зон вибрации;
• тепловизионный контроль;
• хроматографический анализ газов в масле из бака трансформатора и высоковольтных вводов (водород Н2, метан СН4, этилен С2Н4, этан С2Н6, ацетилен С2Н2, окись СО и двуокись СО2 углерода);
• анализ состояния масла из бака трансформатора (пробивное напряжение, температура вспышки, кислотное число, содержание водорастворимых кислот, tgδ при температурах 70оС, 90оС, содержание ингибитора, влагосодержание, дисперсионный анализ механических примесей, концентрация фурановых соединений);
• анализ состояния масла из маслонаполненных вводов (плотность масла, вязкость масла, цвет, кислотное число, содержание водорастворимых кислот, tgδ при температурах 70оС/ 90оС, влагосодержание).

Измерения под рабочим напряжением:

• регистрация интенсивности частичных разрядов в изоляции трансформатора и его вводов электрическим методом;
• определение наличия ЧР акустическим методом
• тепловизионное обследование.

Измерения на расшинованном трансформаторе:

• проверка коэффициента трансформации;
• измерение тока и потерь холостого хода;
• измерение омического сопротивления обмоток;
• измерение диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора и высоковольтных вводов;
• измерение степени деформации обмоток методом низковольтных импульсов (при последующих обследованиях).

Результаты комплексного обследования трансформаторов

Полученные в результате измерений данные сведены в общий отчет для всех двенадцати трансформаторов. В таблице 1 приведен фрагмент отчета, содержащий некоторые результаты для двух групп трансформаторов.

Таблица 1. Карта состояния оборудования (фрагмент).

Интерпретация данных

Всесторонний анализ результатов диагностики позволил сделать ряд заключений.

Трансформаторное масло

Основной проблемой трансформаторного масла стало ухудшение параметров масла в высоковольтных негерметичных маслонаполненных вводах, где требовалась его срочная замена. Все вводы с плохими показателями качества масла находятся в одной группе трансформаторов. Вероятнее всего это объясняется режимом планового отключения этой группы трансформаторов. Например, если период планового отключения оборудования регулярно попадает на осень, когда наблюдается высокий уровень осадков и температурных колебаний окружающего воздуха, что приводит к излишнему увлажнению изоляции отключаемого оборудования.

Кроме этого, установлено, что в масляных баках всех трансформаторов отсутствовала антиокислительная присадка и содержится большое количество фурановых производных, что указывает на деструкцию твердой изоляции. В остальном параметры масла соответствуют нормативам и хроматографический анализ показал отсутствие превышения граничных значений концентрации растворенных газов.

Обмотки

Основные отклонения выявленные в активной части трансформаторов связаны с ухудшением состояния обмоток. На это указывают следующее: высокое значение тангенса дельта изоляции обмоток; наличие фурановых производных в масле; локальные перегревы по баку трансформатора в районе обмоток.

Состояние всех магнитопроводов хорошее.

Локальные перегревы (рис. 3 и 4) выявленные при тепловизионном обследовании на всех трансформаторах имеют однотипный характер и не связаны с нарушениями в работе системы охлаждения (выявлено отсутствие до 30% вентиляторов обдува).

Рисунок 3. Тепловизионное обследование. Вид трансформатора со стороны нулевого ввода

Рисунок 4. Тепловизионное обследование. Верхняя крышка трансформатора со стороны линейного ввода

Такой вывод сделан потому, что обследование проводилось в холодное время суток и при нагрузке менее 50% от номинальной. В этот момент температура верхних слоев обмоток была ниже значения уставки для запуска системы обдува трансформаторов.

На температурном профиле (рис. 5) показаны распределения температуры по баку трансформатора, радиатору системы охлаждения и верхней крышке. При естественном масляном охлаждение характер построенных температурных профилей бака трансформатора и радиатора охладителя должны быть похожими. В нашем случае присутствует аномальное повышение температуры в средней части бака, т.е. там, где расположены обмотки.

Рисунок 5. Распределение температуры вдоль трансформатора сверху – вниз, для верхней крышки на удаление (на графике слева – направо)

Кроме этого выявлено увеличение емкости обмоток у трансформаторов с большим сроком службы (рис. 6). К увеличению емкости обмоток могло привести «разбухание» межвитковой изоляции, что привело к локальному перегреву обмоток.

Рисунок 6. Изменение ёмкости изоляции в трансформаторе типа ОДГ 40000/110

Дефектация и разборка трансформатора

Рисунок 7. Подъем активной части трансформатора

Рисунок 8. Состояние витковой изоляции при вскрытии трансформатора

Для уточнения данных измерений было проведено вскрытие фазы «А» трансформатора 3Т (рис. 7). Результаты осмотра показали:

1. Витковая изоляция и изоляция отводов трансформатора 4-го класса ветхая, при сгибе до прямого угла ломается.
2. Главная изоляция между прессующими кольцами и обмотками расслоилась и имеет следы коробления из-за взаимодействия с водой. Главная изоляция трансформатора преимущественно 3-го класса хрупкая, при полном сгибе ломается.
3. Вся изоляция трансформатора коричневого цвета и занесена шламом.
4. Изоляция прессующих колец обмотки разбухла и имеет вертикальные трещины.
5. Масляные каналы обмоток сужены из-за разбухания витковой изоляции (рис. 8).
6. Ослаблена прессовка обмоток трансформатора (50% нажимных болтов не затянуты).
7. Состояние магнитопровода хорошее. Пластины магнитопровода имеют незначительную деформацию.
8. Резиновые уплотнения бака трансформатора находятся в неудовлетворительном состоянии. Резина потеряла эластичность и расплющилась.
9. Внутренняя поверхность выхлопной трубы трансформатора изъедена ржавчиной вследствие попадания влаги. Дно бака покрыто продуктами разложения изоляции, ржавчиной и шламом.

Заключение экспертов и решение собственника оборудования

По результатам диагностики и осмотра активной части принято заключительное определение - состояние трансформатора ремонтно-пригодное, требуется капремонт со сменой обмоток. После ремонта срок службы может быть продлен на 15-25 лет.

Если капремонт не проводить, то, для поддержания работоспособности оборудования необходимо выполнить изолировку отводов, подпрессовку обмоток и замену резиновых уплотнений, а также полностью заменить трансформаторное масло. В этом случае ожидаемый срок службы может составить 10-15 лет при условии учащенного контроля параметров изоляции и трансформаторного масла.

Рассмотрев рекомендации специалистов, владелец оборудования принял решение о замене трансформаторов на новые.

Если Вам требуется консультация или подбор оборудования для диагностики трансформатора, заполните форму: