Опыт применения усовершенствованной цифровой технологии TRANSEC как элемента повышения надежности трансформаторов




Page 1


background image







Page 2


background image

126

ди

аг

но

ст

ик

а 

и 

м

он

ит

ор

ин

г

диагностика и мониторинг

Опыт применения 

усовершенствованной 

цифровой технологии 

TRANSEC как элемента 

повышения надежности 

трансформаторов

В

 

работе

 

изложены

 

проблемы

 

эксплуатации

 

изоляции

 

транс

форматоров

также

 

проведена

 

оценка

 

влияния

 

влаги

 

на

 

ее

 

диэлектрические

 

характеристики

скорость

 

окислительных

 

процессов

 

в

 

масле

 

и

 

термического

 

старения

Проведен

 

ана

лиз

 

критериев

 

увлажненности

 

изоляции

 

трансформатора

Показано

 

влияние

 

увлажненности

 

на

 

срок

 

эксплуатации

 

и

 

на

грузочную

 

способность

 

трансформаторов

Подтверждена

 

не

обходимость

 

разработки

 

методов

 

онлайн

 

осушки

 

изоляции

 

работающих

 

трансформаторов

Сформулированы

 

основные

 

требования

 

для

 

автоматических

 

систем

 

управления

 

состояни

ем

 

изоляции

 

трансформаторного

 

оборудования

 (

АСУ

 

СИТО

), 

на

 

основе

 

которых

 

усовершенствована

 

английская

 

технология

 

«TRANSEC», 

опробованная

 

на

 

действующих

 

электроустановках

.

Высогорец

 

С

.

П

.,

д.т.н., руководитель 
направления монито-
ринга и управления 
техническим состоя-
нием трансформатор-
ного оборудования 
АО «НПО «Стример»

Редькин

 

С

.

М

.,

заместитель гене-
рального директора по 
стратегическому раз-
витию и инновациям 
АО «НПО «Стример» 

В 

электрооборудовании  используются  различ-
ные  виды  внутренней  изоляции.  В  силовых 
трансформаторах 

(автотрансформаторах) 

4  габарита  и  более  широкое  распростране-

ние получила изоляция, основным компонентом кото-
рой является минеральное трансформаторное масло. 
В  ходе  эксплуатации  изоляция  трансформаторов  по 
ряду  причин  увлажняется.  Негативными  последстви-
ями наличия влаги в изоляции являются:

 

– ухудшение  диэлектрических  свойств  (электри-

ческой  прочности)  масла,  снижение  стойкости 
к частичным разрядам [1, 2, 3];

 

– повышение 

тепловыделения, 

соответственно 

рисков  появления  теплового  пробоя  и  местного 
перегрева изоляции, рост риска внутренних КЗ [4];

 

– ускорение  старения  целлюлозной  изоляции  (уве-

личение влажности от 0,5 до 7% приводит к ускоре-
нию процессов старения приблизительно в 16 раз, 
при  этом  скорость  деградации  твердой  изоляции 
при концентрации влаги в бумаге в указанном диа-
пазоне пропорциональна количеству содержащей-
ся в ней воды [1, 3, 5]);

 

– ускорение окисления масла, увеличение каталити-

ческой  активности  железа  и  обильное  выделение 
осадков из масла при наличии свободной воды [2];

 

– усиление  коррозионного  воздействия  масла  на 

стальные части трансформаторов [1];







Page 3


background image

127

 

–  ухудшение  нагрузочной  способности  транс-

форматора  (снижение  температуры  наиболее 
нагретой точки и металлических частей, сопри-
касающихся с изоляционным материалом) [6].
Таким  образом,  влагосодержание  твердой  изо-

ляции и/или трансформаторного масла влияет как 
на надежность, так и долговечность силовых транс-
форматоров. Соответственно, возможность онлайн 
обработки  изоляции  трансформаторов  обеспечи-
вает решение задачи снижения аварийности и оп-
тимизации  расхода  остаточного  ресурса,  что  осо-
бенно актуально в условиях критического старения 
парка электрооборудования. 

АНАЛИЗ

 

КРИТЕРИЕВ

 

УВЛАЖНЕННОСТИ

 

ИЗОЛЯЦИИ

 

ТРАНСФОРМАТОРА

Влага является серьезным «врагом» электрической 
изоляции.  Она  оказывает  отрицательное  влияние 
на все электрические характеристики изоляционной 
системы.  Существенный  вред  трансформаторно-
му  оборудованию  наносится  именно  через  увлаж-
нение целлюлозной изоляции. Подавляющая масса 
влаги  располагается  в  бумажной  изоляции,  влияя 
на  ее  электрические  характеристики,  химическую 
стойкость  и  механическую  прочность  [7].  Поэто-
му  анализ  влагосодержания  масла  с  последующей 
оценкой  влагосодержания  твердой  изоляции  имеет 
большое значение для описания состояния электро-
оборудования. 

Так,  согласно  [8],  при  содержании  влаги  в  мас-

ле  20–25  г/т  влагосодержание  твердой  изоляции 
может  составить  2,5–4%.  При  этом,  согласно  тре-
бованиям  [9],  влагосодержание  твердой  изоляции 
в  процессе  эксплуатации  допускается  не  опреде-
лять, если влагосодержание масла, проба которого 
отобрана из трансформатора, прогретого до 60°С, 
не  превышает  10  г/т.  Учитывая  температурную  за-
висимость  растворимости  влаги  в  масле,  при  кос-
венной оценке увлажненности твердой изоляции по 
анализу жидкого диэлектрика принципиальное зна-
чение имеет температура отбора пробы. Наиболь-
шая  достоверность  достигается  при  отборах  проб 
масла  после  длительной  работы  трансформатора 
при большой нагрузке.

В соответствии с [9], допустимое значение вла-

госодержания  твердой  изоляции  вновь  вводимых 
трансформаторов и трансформаторов, прошедших 
капитальный ремонт, — не выше 1%, а эксплуати-
руемых трансформаторов — не выше 2% по массе. 
Для  трансформаторов,  отработавших  установлен-
ные нормативно-технической документацией сроки, 
допускается  значение  влагосодержания  твердой 
изоляции трансформаторов: прошедших капиталь-
ный ремонт — 2%, а эксплуатируемых трансформа-
торов — 4% по массе. 

Так,  по  физическому  состоянию  влага  в  твер-

дой  изоляции  трансформаторов  подразделяется 
на  адсорбированную  мономолекулярно  и  полимо-
лекулярно [10, 11]. Первое (мономолекулярное) со-
стояние  адсорбированной  влаги  характеризуется 
связью  ее  молекул  преимущественно  непосред-
ственно  с  молекулами  целлюлозы.  Второе  состо-

яние  (полимолекулярное)  характеризуется  связью 
молекул  воды  с  молекулами  воды  же,  принадле-
жащими последующим (после мономолекулярного) 
слоям. Граница между двумя вышеуказанными со-
стояниями  приходится  на  среднюю  концентрацию 
влаги  около  4%  по  массе,  что  соответствует  за-
вершению  образования  мономолекулярного  слоя. 
Мономолекулярная  влага  и  ионы  примесей  в  ней, 
обусловливающие  электропроводность  матери-
ала,  энергетически  более  сильно  связаны  с  цел-
люлозой, чем полимолекулярная влага, и поэтому 
слабее  сказываются  на  электрических  характери-
стиках изоляции [10]. 

При  температуре  около  20°С  кривая  зависимо-

сти электрических характеристик (то есть электро-
проводности  и  тангенса  угла  диэлектрических  по-
терь)  от  влаги  начинает  быстро  возрастать  при 
влажности изоляции 3–4%, то есть при появлении 
полимолекулярных  слоев  влаги.  При  температуре 
изоляции  порядка  60°С  зависимость  этих  харак-
теристик  от  влаги  значительна  уже  при  влагосо-
держании около 1%. Соответственно, превышение 
предельного  значения  влагосодержания  твердой 
изоляции  4%  соответствует  массовому  переходу 
адсорбированной  влаги  от  монослойной  к  поли-
слойной  адсорбции  и  существенному  ухудшению 
диэлектрических  свойств  изоляции,  что  связано 
также  с  уменьшением  электрической  прочности 
маслобарьерной изоляции в целом [11, 12].

Вместе с этим негативное действие влаги в изо-

ляции  трансформатора  связано  с  образованием 
пузырьков газа и пара, выделяющихся из изоляции 
в  масло  при  ее  перегреве  от  токов  нагрузки  в  об-
мотках.  Оно  состоит  в  том,  что  остаточная  и  при-
обретенная влага находится в изоляции в адсорби-
рованном состоянии внутри целлюлозных волокон. 
У нагруженного трансформатора из-за нагрева изо-
ляции  влага  частично  десорбируется  (тем  более, 
чем  больше  трансформатор  нагружен)  в  микрока-
пилляры волокон, образуя в них пар, давление ко-
торого сравнимо с атмосферным давлением [10].

Как  было  обнаружено  [13],  температура,  при  ко-

торой начинают появляться пузырьки, зависит от со-
держания  влаги  в  изоляции,  причем  у  очень  сухой 
изоляции она превышает 200°С, а у чрезмерно влаж-
ной  она  понижена  до  100°С  (для  трансформаторов 
с  пленочной  защитой,  где  содержание  адсорбиро-
ванного газа мало). Наряду с водяным паром из изо-
ляции может выделяться (у трансформаторов с азот-
ной защитой или свободным дыханием) в пузырьках 
адсорбированный  газ  (воздух  или  азот),  что  допол-
нительно снижает температуру, при которой выделя-
ются пузырьки, до 60°С (при влажной изоляции) [10]. 
У  трансформаторов  с  остаточной  концентрацией 
влаги,  соответствующей  обычным  условиям  сушки 
(до  1%),  температура,  при  которой  выделяются  пу-
зырьки,  составляет  130–150°С  [14]  (рисунок  1).  Это 
снижает электрическую прочность масляного проме-
жутка (между витками обмотки или между обмоткой 
и ближайшим барьером) маслобарьерной изоляции. 
Соответственно  для  недопущения  газовыделения 
(появления «пузырькового эффекта») СИГРЭ и МЭК 

 5 (68) 2021







Page 4


background image

128

рекомендуют  придерживаться  влажности  изоляции 
трансформаторов в процессе эксплуатации не более 
2%, что также снижает риски образования внутрен-
них КЗ [10].

Согласно указанным выше исследованиям и реко-

мендациям, трансформаторы со сверхнормативным 
сроком эксплуатации, работающие в условиях высо-
ких нагрузок и имеющие влагосодержание изоляции 
2,5–3%, требуют дополнительного контроля и поиска 
инженерных решений по повышению надежности их 
изоляции. 

ПОИСК

 

ЦИФРОВЫХ

 

РЕШЕНИЙ

 

ПО

 

ПОВЫШЕНИЮ

 

НАДЕЖНОСТИ

 

ИЗОЛЯЦИИ

 

СИЛОВЫХ

 

ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

СО

 

СВЕРХНОРМАТИВНЫМ

 

СРОКОМ

 

ЭКСПЛУАТАЦИИ

В современных условиях многие субъекты электро-
энергетики  обслуживают  значительный  парк  сило-
вых  трансформаторов  за  рамками  его  нормативно-
го  срока.  При  нормальной  работе  замена  силовых 
трансформаторов по истечении назначенного срока 
эксплуатации  (25  лет)  не  оправдана  [15,  16].  Вме-
сте  с  этим,  согласно  исследованиям  Яна  Субоча 
(Западнопоморский  Технологический  Университет, 
Польша), к 30 годам эксплуатации в изоляции транс-
форматора может накапливаться количество влаги, 
превышающее 2,5–3%, которое будет влиять как на 
нагрузочную способность и надежность работы, так 
и на долговечность оборудования. 

Большой  объем  трансформаторов  со  сверхнор-

мативным сроком эксплуатации, негативное влияние 
на состаренную изоляцию высоких температур и ва-
куума классических методов осушки в период ремон-
тов, ставит задачу поиска щадящих способов онлайн 
обработки изоляционных систем.

Таким способом онлайн осушки изоляции может 

являться метод циркуляции в баке трансформато-
ра,  осушаемого  молекулярными  ситами,  изоляци-
онного масла. Сушка твердой изоляции происходит 
за счет диффузии влаги из ее наружных слоев в осу-
шаемое цеолитами масло. Так, хорошо высушенное 
масло способно поглощать воду из более влажной 
целлюлозной изоляции [17]. На этом принципе осно-
ван метод осушки увлажненных трансформаторов 
способом  «последовательной  обработки  масла», 
согласно которому при заполнении трансформато-
ра сухим маслом с высоким значением электриче-
ской  прочности  по  истечении  некоторого  времени 
вследствие перераспределения влаги между бума-
гой и маслом происходит снижение электрической 
прочности и/или рост влажности последнего. Мас-
ло  в  трансформаторе  вновь  подвергается  осушке 
до получения прежних показателей качества. Такие 
циклы повторяются до приведения изоляции к уста-
новленной  норме.  Этот  способ  позволяет  обраба-
тывать изоляцию без травмирующего воздействия 
высоких температур и макромеханического воздей-
ствия вакуума. 

При этом для работы в онлайн режиме на транс-

форматоре  под  нагрузкой  вышеуказанная  техноло-
гия  должна  быть  оснащена  системой  мониторинга, 

Рис

. 1. 

Влияние

 

влажности

 

изоляции

 

на

 

температуру

 

образования

 

пузырьков

 

Влага в изоляции, %

3,0

2,0

1,0

2,5

1,5

0,5

0,0

250

200

150

100

Предел кратковременной аварийной ситуации

Предел долговременной 

аварийной ситуации

Предел нормальной продолжительности

Загрузка сверх допустимого предела

Т

емперат

ура наибо

л

ее

го

р

ячей т

о

чки, °С

что  позволит  обеспечить  контроль  основных  пара-
метров процесса, а также глубину осушения твердой 
изоляции  и  масла.  Определены  следующие  пара-
метры,  рекомендованные  для  систем  мониторинга 
установок  онлайн  обработки  изоляции  работающих 
трансформаторов:

 

– температура масла (°С);

 

– относительное влагонасыщение (%);

 

– абсолютное влагосодержание масла (ppm, г/т);

 

– влажность твердой изоляции (%);

 

– суммарный объем перекачанного масла (л);

 

– скорость потока масла (л/ч);

 

– вес извлеченной воды (кг);

 

– остаточная емкость цилиндров с цеолитом (%);

 

– ориентировочная  дата  исчерпания  ресурса 

цилиндров с цеолитом;

 

– температура внутри шкафа электроники (°С).

Для  обеспечения  самодиагностики  устройств 

онлайн  обработки  изоляции  трансформаторов  (что 
обеспечит возможность их эксплуатации без надзо-
ра оператора — в автоматическом режиме) необхо-
димо отслеживание следующих событий с привязкой 
по времени и формированием управляющих команд:

 

– ошибки измерительных датчиков;

 

– перегрев шкафа с электроникой;

 

– низкий поток масла;

 

– протечки масла;

 

– превышение допустимой температуры масла;

 

– пересушка изоляции;

 

– сброс ошибок;

 

– превышение допустимого уровня относительного 

влагонасыщения;

 

– превышение допустимого уровня влажности твер-

дой изоляции;

 

– низкий остаточный ресурс цеолита;

 

– температура масла ниже 0°C.

Диапазон температур, при котором наиболее эф-

фективно протекает процесс онлайн обработки изо-
ляции  трансформатора  с  помощью  молекулярных 
сит,  составляет  от  плюс  10°C  до  плюс  60°C,  что  не 
противоречит исследованиям [18].

Для  исключения  негативного  влияния  обработ-

ки  масла  на  информативность  диагностических  па-
раметров  трансформатора  рекомендуется  осушку 
проводить синтетическим цеолитом марки NaA. Це-
олит  марки  NaA  имеет  эффективный  диаметр  пор, 

ДИАГНОСТИКА 

И  МОНИТОРИНГ







Page 5


background image

129

равный 4 Å [18]. Размер молекул воды 
(3–4 Å) — близкий к размеру пор це-
олита  NaA,  что  обеспечивает  ее  глу-
бокое  избирательное  удаление  из 
трансформаторного  масла  даже  при 
низком содержании, а полярность це-
олитов обеспечивает высокую скорость процесса. 

Цеолит  имеет  однородные  поры,  размер  кото-

рых  определяется  строением  элементарной  ячейки 
кристалла (рисунок 2), не позволяющие адсорбиро-
вать молекулы, превышающие диаметр их входного 
окна. Это свойство называют молекулярно-ситовым 
эффектом.  Соответственно,  особенностью  синтети-
ческого  цеолита  NaA  является  малый  размер  вход-
ных окон, которые не адсорбируют углеводородные 
соединения, входящие в состав трансформаторного 
масла  (в  том  числе  антиокислительные  присадки 
и  фурановые  производные),  что  позволяет  исклю-
чить  негативное  влияние  технологии  на  информа-
тивность диагностических параметров масла.

Не  менее  важным  элементом  установок  он-

лайн  обработки  изоляции  молекулярными  ситами 
на  работающем  трансформаторе  является  тонкая 
фильтрация.  Задача  тонкой  фильтрации  сводится 
к  улавливанию  мелких  пылевидных  гигроскопичных 
частиц цеолита, исключая их попадание в основной 
бак  трансформатора.  Появление  значительного  ко-
личества  гигроскопичных  механических  примесей 
в трансформаторном масле даже с незначительным 
содержанием влаги приводит к ухудшению его элек-
троизоляционных  характеристик.  При  этом  опас-
ность  мелких  загрязнений  размером  5  мкм  заклю-
чается  еще  и  в  их  высокой  способности  проникать 
внутрь твердой изоляции, меняя ее электрофизиче-
ские свойства [19].

Оптимальная  скорость  пропускания  трансфор-

маторного  масла  через  адсорбционные  колонны 
с  молекулярными  ситами  установлена  на  уровне 
400–450  л/ч  (0,0060–0,0068  м/с),  что  не  противоре-
чит  рекомендациям  [20],  согласно  которым  осушка 
масел  в  динамических  условиях  синтетическими 
цеолитами  осуществляется  при  скорости  потока  от 
0,003 до 0,01 м/с и температуре 20–80°С.

В  соответствии  с  вышеизложенными  требовани-

ями  была  усовершенствована  английская  версия 
системы  «TRANSEC».  Новое  поколение  техноло-

гии  «TRANSEC»  прошло  успешную  апробацию  на 
действующих  электроустановках.  Результаты  апро-
бации,  представленные  в  таблице  1,  указывают  на 
эффективное  извлечение  воды  из  изоляции  рабо-
тающих трансформаторов, что позволило улучшить 
их электроизоляционные характеристики в среднем 
в 2 и более раза. 

КОГДА

 

РЕКОМЕНДУЕТСЯ

 

ИСПОЛЬЗОВАТЬ

 

АВТОМАТИЧЕСКИЕ

 

СИСТЕМЫ

 

ОСУШКИ

 

ИЗОЛЯЦИИ

 

ТРАНСФОРМАТОРОВ

Автоматические  системы  управления  состоянием 
изоляции  трансформаторного  оборудования  (АСУ 
СИТО) востребованы при возникновении следующих 
ситуаций:

 

– трансформатор невозможно вывести в ремонт по 

режимам сети, а восстановление изоляции необ-
ходимо;

 

– необходимо  проведение  оперативной  обработки 

изоляции  трансформатора,  имеющего  признаки 
увлажнения, без создания ремонтного режима;

 

– трансформатор  имеет  признаки  износа  изоля-

ции  (снижение  степени  полимеризации,  наличие 
фурановых производных и т.д.), для которой допу-
стима обработка только щадящими методами;

 

– время  проведения  капитального  ремонта  суще-

ственно  ограничено  и/или  трансформатор  имеет 
чрезмерно  влажную  изоляции  (≥3,5%),  когда 
целесообразна  предварительная  подсушка  изо-
ляции (или ее досушка после ремонта) на работа-
ющем оборудовании;

 

– трансформатор  уникальной  конструкции  либо 

находится в особо ответственном центре питания, 
либо работает с высокой и/или резко переменной 
нагрузкой;

 

– срок  эксплуатации  трансформатора  превышает 

30  лет  (требуется  обработка  изоляции  с  целью 
обеспечения  его  долговечности,  снижения  риска 
образования внутренних КЗ и обеспечения необ-
ходимой нагрузочной способности).

Рис

. 2. 

Упрощенная

 

цеолитовая

 

структура

 

Табл. 1. Информация об объектах

опытной эксплуатации технологии «TRANSEC»

Наименование органи-

зации

Тип трансформа-

тора (дисп. №)

Количество

удаленной из

изоляции воды, кг

1.

ООО «Газпромэнерго»,

Саратовский филиал, 

ПС 35 кВ «Латухино-2»

ТДНС-10000/35 

(Т-2) 

5,7 кг

(за 10 месяцев)

2.

ООО «Газпромэнерго», 

Южно-Уральский филиал, 

ПС 110/10/6 кВ «Гелий-2»

ТРДЦН- 80000/110/-

75У1 (3Т)

2,9 кг

(за 9 месяцев)

3.

ПАО «Россети Московский 

регион», ПС «Чертаново» 

ТРДЦН-63000/110 

(Т-3)

4,7 кг

(за 7 месяцев)

4.

АО «Металлургический 

завод «Петросталь», 

ПС «АКОС»

ЭТЦНВ-20000/10

1,8 кг

(за 1 месяц)

5.

АО «Металлургический 

завод «Петросталь»

УТМРУ-3500/10

4,2 кг

(за 6 месяцев)

6.

ТОО «ГРЭС Топар»

(Республика Казахстан)

ТДЦ-125000/110

22 кг

(за 9 месяцев)

 5 (68) 2021







Page 6