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


background image

130

ВЫВОДЫ

Твердая  изоляция  маслонаполненных  трансформа-
торов является важным ресурсоопределяющим эле-
ментом.  Обеспечение  оптимальной  увлажненности 
изоляционной системы трансформатора существен-
но влияет как на срок ее службы и безаварийность 
эксплуатации, так и на возможность создания необ-
ходимых сетевых режимов. 

Подтверждена  необходимость  разработки  ме-

тодов  онлайн  осушки  изоляции  работающих  транс-

форматоров.  Определены  основные  требования 
для автоматических систем управления состоянием 
изоляции трансформаторного оборудования — АСУ 
СИТО, в соответствии с которыми проведено усовер-
шенствование  английской  технологии  «TRANSEC», 
прошедшее  успешную  апробацию  на  действующих 
электроустановках.  Определена  область  примене-
ния  АСУ  СИТО,  внедрение  которых  позволит  повы-
сить  надежность  и  эффективность  эксплуатации 
трансформаторного оборудования.  

Р

ЛИТЕРАТУРА
1.  Андриенко  П.Д.,  Сахно  А.А.,  Ко-

нограй  С.П.,  Скрупская  Л.С. 
Особенности  непрерывного  кон-
троля 

характеристик 

влагосо-

держания  изоляции  маслонапол-
ненного  электрооборудования  // 
Електротехніка  та  електроенерге-
тика, № 2, 2014. С. 32–40.

2.  Брай И.В. Регенерация трансфор-

маторных  масел.  М.:  Химия,1972. 
168 с.

3.  Силовые  трансформаторы:  спра-

вочная книга / Под ред. С.Д. Лизу-
нова, А.К. Лоханина. М.: Энергоиз-
дат, 2004. 616 с.

4.  Кучинский  Г.С.,  Кизиветтер  В.Е., 

Пинталь Ю.С. Изоляция установок 
высокого  напряжения.  Под  общ. 
ред.  Г.  С.  Кучинского.  М.:  Энерго-
атомиздат, 1987. 368 с.

5.  Lundgaard  L.E.,  Hansen  W.,  Lin-

hjell  D.,  Painter  T.J.  Ageing  of  oil-
impregnated  paper  in  power  trans-
formers.  IEEE  PWRD,  2003.  URL: 
https://www.researchgate.net/publi-
cation/3274684.

6.  Frimpong G. K., Perkins M., Fazlagic 

A.,  Gafvert  U.  Estimation  of  Moisti-
ure  in  Cellulose  and  Oil  Quality  of 
Transformer Insulation using Dielec-
tric Response Measurements. Doble 
Client Conference, Paper 8M, 2001.

7.  Аракелян В.Г. Диагностика состоя-

ния  изоляции  маслонаполненного 
электрооборудования  по  влагосо-
держанию  масла  //  Электротехни-
ка, 2004, № 3. С. 2–13. 

8.  Жунин А.М., Николаев А.Г., Сквор-

цов  С.С.  Определение  влагосо-
держания  в  твердой  изоляции 
трансформатора на основе влаго-
содержания в масле // Электротех-
ника, 2015, т. 2, № 4. С. 84–91.

9.  СТО  34.01-23.1-001-2017.  Объем 

и нормы испытаний электрообору-
дования. Утв. распоряжением ПАО 
«Россети»  от  26.05.2017  №  280р 
«Об утверждении стандарта орга-
низации». URL: https://fi les.stroyinf.
ru/Index2/1/4293734/4293734154.
htm.

10. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю.,

Неклепаев  Б.Н.  Показатели  со-
стояния изоляции для оценки воз-
никновения  внутренних  коротких 
замыканий  в  силовых  трансфор-
маторах // Электрические станции, 
2003, № 2. С. 65–69.

11. Ломец  Ю.А.,  Журкевич  В.В.,  науч. 

рук.  Гавриелок  Ю.В.  Внутренние 
короткие  замыкания  в  силовых 
трансформаторах / Материалы сту-
денческой научно-технической кон-
ференции  «Актуальные  проблемы 
энергетики  2018».  URL:  https://rep.
bntu.by/handle/data/51522.

12. Вайда Д. Исследование поврежде-

ний  изоляции.  М.:  Энергия,  1968. 
400 c.

13. Oommen  T.V.,  Pertie  E.M.,  Lid-

gren  S.R.  Bubble  generation  in 
transformer windings under overload 
conditions.  Sixty-Second  Interna-
tional  Conference  of  Doble  Clients, 
1995, March.

14. Frimpong  G.  K.,  Perkins  M.,  Fazla-

gic A., Gafvert U. Estimation of Mois-
tiure  in  Cellulose  and  Oil  Quality  of 
Transformer Insulation using Dielec-
tric Response Measurements. Doble 
Client Conference, Paper 8M, 2001.

15. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., 

Неклепаев Б.Н., Антипов К.Н., Сур-
ба А.С., Чичинский М.И. О повреж-
дениях  силовых  трансформаторов 
напряжением 110–500 кВ в эксплу-
атации  //  Электрические  станции, 
2001, № 9. С. 53–58.

16. Алексеев Б.А. Контроль состояния 

(диагностика)  крупных  силовых 
трансформаторов.  М.:  Изд-во  НЦ 
ЭНАС, 2002. 216 с.

17. Рыбаков Л.М., Иванова З.Г., Мака-

рова Н.Л. Обслуживание элементов 
и  оборудования  электроустановок 
по  результатам  диагностирования 
состояния.  Йошкар-Ола:  Марий-
ский гос. ун-т, 2015. 318 с.

18. Тутубалина  В.П.,  Гайнуллина  Л.Р. 

Осушка  трансформаторного  мас-
ла адсорбентами на электрических 
станциях.  Казань:  Казанский  гос. 
энергетический ун-т, 2017. 113 с.

19. Юсупов  Д.Т.,  Юсупов  Ш.Б.,  Мар-

каев  Н.М.  Влияние  механических 
примесей  на  эксплуатационные 
характеристики  трансформатор-
ного  масла  //  Молодой  ученый, 
2019, № 22(260). С. 144–146. 

20. Кельцев  Н.  В.  Основы  адсорбци-

онной  техники.  М.:  Химия,  1984. 
591 с.

подписка – 2022

Обращаем ваше внимание, что стоимость подписки
на журнал «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и рас-
пределение» на 2022 год осталась без изменений: 

год (шесть номеров) —

 

11 250 

руб

.

полгода (три номера) —

 

5 625 

руб

.

 

один выпуск — 

1 875 

руб

.

 

Форма оплаты — безналичный расчет.

тоимость подписки
. Передача и рас-

сь без изменений:

руб

.

уб

.

асчет.

Доставка осуществляется Почтой России

простой бандеролью. Стоимость доставки

включена в стоимость подписки. 

Чтобы подписаться на журнал,

заполните форму заявки

на подписку на сайте

www.eepir.ru

или направьте заявку

по электронной почте:

[email protected] 

Телефон редакции: 

+7 (495) 645-12-41

ДИАГНОСТИКА 

И  МОНИТОРИНГ



Оригинал статьи: Опыт применения усовершенствованной цифровой технологии TRANSEC как элемента повышения надежности трансформаторов

Читать онлайн

В работе изложены проблемы эксплуатации изоляции трансформаторов, также проведена оценка влияния влаги на ее диэлектрические характеристики, скорость окислительных процессов в масле и термического старения. Проведен анализ критериев увлажненности изоляции трансформатора. Показано влияние увлажненности на срок эксплуатации и нагрузочную способность трансформаторов. Подтверждена необходимость разработки методов онлайн осушки изоляции работающих трансформаторов. Сформулированы основные требования для автоматических систем управления состоянием изоляции трансформаторного оборудования (АСУ СИТО), на основе которых усовершенствована английская технология «TRANSEC», опробованная на действующих электроустановках.

Высогорец С.П., д.т.н., руководитель направления мониторинга и управления техническим состоянием трансформаторного оборудования АО «НПО «Стример»
Редькин С.М., заместитель генерального директора по стратегическому развитию и инновациям АО «НПО «Стример»

В электрооборудовании используются различные виды внутренней изоляции. В силовых трансформаторах (автотрансформаторах) 4 габарита и более широкое распространение получила изоляция, основным компонентом которой является минеральное трансформаторное масло. В ходе эксплуатации изоляция трансформаторов по ряду причин увлажняется. Негативными последствиями наличия влаги в изоляции являются:

  • ухудшение диэлектрических свойств (электрической 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 (увеличение влажности от 0,5 до 7% приводит к ускорению процессов старения приблизительно в 16 раз, при этом скорость деградации твердой изоляции при концентрации влаги в бумаге в указанном диапазоне пропорциональна количеству содержащейся в ней воды [1, 3, 5]);
  • ускорение окисления масла, увеличение каталитической активности железа и обильное выделение осадков из масла при наличии свободной воды [2];
  • усиление коррозионного воздействия масла на стальные части трансформаторов [1];
  • ухудшение нагрузочной способности трансформатора (снижение температуры наиболее нагретой точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом) [6].

Таким образом, влагосодержание твердой изоляции и/или трансформаторного масла влияет как на надежность, так и долговечность силовых трансформаторов. Соответственно, возможность онлайн обработки изоляции трансформаторов обеспечивает решение задачи снижения аварийности и оптимизации расхода остаточного ресурса, что особенно 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 трансформаторному оборудованию наносится именно через увлажнение целлюлозной изоляции. Подавляющая масса влаги располагается в бумажной изоляции, влияя на ее электрические характеристики, химическую стойкость и механическую прочность [7]. Поэтому анализ влагосодержания масла с последующей оценкой влагосодержания твердой изоляции имеет большое значение для описания состояния электрооборудования.

Так, согласно [8], при содержании влаги в масле 20–25 г/т влагосодержание твердой изоляции может составить 2,5–4%. При этом, согласно требованиям [9], влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла, проба которого отобрана из трансформатора, прогретого до 60°С, не превышает 10 г/т. Учитывая температурную зависимость растворимости влаги в масле, при косвенной оценке увлажненности твердой изоляции по анализу жидкого диэлектрика принципиальное значение имеет температура отбора пробы. Наибольшая достоверность достигается при отборах проб масла после длительной работы трансформатора при большой нагрузке.

В соответствии с [9], допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, — не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов — не выше 2% по массе. Для трансформаторов, отработавших установленные нормативно-технической документацией сроки, допускается значение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов: прошедших капитальный ремонт — 2%, а эксплуатируемых трансформаторов — 4% по массе.

Так, по физическому состоянию влага в твердой изоляции трансформаторов подразделяется на адсорбированную мономолекулярно и полимолекулярно [10, 11]. Первое (мономолекулярное) состояние адсорбированной влаги характеризуется связью ее молекул преимущественно непосредственно с молекулами целлюлозы. Второе состояние (полимолекулярное) характеризуется связью молекул воды с молекулами воды же, принадлежащими последующим (после мономолекулярного) слоям. Граница между двумя вышеуказанными состояниями приходится на среднюю концентрацию влаги около 4% по массе, что соответствует завершению образования мономолекулярного слоя. Мономолекулярная влага и ионы примесей в ней, обусловливающие электропроводность материала, энергетически более сильно связаны с целлюлозой, чем полимолекулярная влага, и поэтому слабее сказываются на электрических характеристиках изоляции [10].

При температуре около 20°С кривая зависимости электрических характеристик (то есть электропроводности и тангенса угла диэлектрических потерь) 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 характеристик от влаги значительна уже при влагосодержании около 1%. Соответственно, превышение предельного значения влагосодержания твердой изоляции 4% соответствует массовому переходу адсорбированной влаги от монослойной к полислойной 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 изоляции трансформатора связано с образованием пузырьков газа и пара, выделяющихся из изоляции в масло при ее перегреве от токов нагрузки в обмотках. Оно состоит в том, что остаточная и приобретенная влага находится в изоляции в адсорбированном состоянии внутри целлюлозных волокон. У нагруженного трансформатора из-за нагрева изоляции влага частично десорбируется (тем более, чем больше трансформатор нагружен) в микрокапилляры волокон, образуя в них пар, давление которого сравнимо с атмосферным давлением [10].

Как было обнаружено [13], температура, при которой начинают появляться пузырьки, зависит от содержания влаги в изоляции, причем у очень сухой изоляции она превышает 200°С, а у чрезмерно влажной она понижена до 100°С (для трансформаторов с пленочной защитой, где содержание адсорбированного газа мало). Наряду с водяным паром из изоляции может выделяться (у трансформаторов с азотной защитой или свободным дыханием) в пузырьках адсорбированный газ (воздух или азот), что дополнительно снижает температуру, при которой выделяются пузырьки, до 60°С (при влажной изоляции) [10]. У трансформаторов с остаточной концентрацией влаги, соответствующей обычным условиям сушки (до 1%), температура, при которой выделяются пузырьки, составляет 130–150°С [14] (рисунок 1). Это снижает электрическую прочность масляного промежутка (между витками обмотки или между обмоткой и ближайшим барьером) маслобарьерной изоляции. Соответственно для недопущения газовыделения (появления «пузырькового эффекта») СИГРЭ и МЭК рекомендуют придерживаться влажности изоляции трансформаторов в процессе эксплуатации не более 2%, что также снижает риски образования внутренних КЗ [10].

Рис. 1. Влияние влажности изоляции на температуру образования пузырьков

Согласно указанным выше исследованиям и рекомендациям, трансформаторы со сверхнормативным сроком эксплуатации, работающие в условиях высоких 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 электроэнергетики обслуживают значительный парк силовых трансформаторов за рамками его нормативного срока. При нормальной работе замена силовых трансформаторов по истечении назначенного срока эксплуатации (25 лет) не оправдана [15, 16]. Вместе с этим, согласно исследованиям Яна Субоча (Западнопоморский Технологический Университет, Польша), к 30 годам эксплуатации в изоляции трансформатора 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 сверхнормативным сроком эксплуатации, негативное влияние на состаренную изоляцию высоких температур и вакуума классических методов осушки в период ремонтов, ставит задачу поиска щадящих способов онлайн обработки изоляционных систем.

Таким способом онлайн осушки изоляции может являться метод циркуляции в баке трансформатора, осушаемого молекулярными ситами, изоляционного масла. Сушка твердой изоляции происходит за счет диффузии влаги из ее наружных слоев в осушаемое цеолитами масло. Так, хорошо высушенное масло способно поглощать воду из более влажной целлюлозной изоляции [17]. На этом принципе основан метод осушки увлажненных трансформаторов способом «последовательной обработки масла», согласно которому при заполнении трансформатора сухим маслом с высоким значением электрической прочности по истечении некоторого времени вследствие перераспределения влаги между бумагой и маслом происходит снижение электрической прочности и/или рост влажности последнего. Масло в трансформаторе вновь подвергается осушке до получения прежних показателей качества. Такие циклы повторяются до приведения изоляции к установленной норме. Этот способ позволяет обрабатывать изоляцию без травмирующего воздействия высоких температур и макромеханического воздействия вакуума.

При этом для работы в онлайн режиме на трансформаторе под нагрузкой вышеуказанная технология должна быть оснащена системой мониторинга, что позволит обеспечить контроль основных параметров процесса, а также глубину осушения твердой изоляции и масла. Определены следующие параметры, 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 надзора оператора — в автоматическом режиме) необходимо 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 твердой изоляции;
  • низкий остаточный ресурс цеолита;
  • температура масла ниже 0°C.

Диапазон температур, при котором наиболее эффективно протекает процесс онлайн обработки изоляции трансформатора с помощью молекулярных сит, составляет от плюс 10°C до плюс 60°C, что не противоречит исследованиям [18].

Для исключения негативного влияния обработки масла на информативность диагностических параметров трансформатора рекомендуется осушку проводить синтетическим цеолитом марки NaA. Цеолит марки NaA имеет эффективный диаметр пор, равный 4 Å [18]. Размер молекул воды (3–4 Å) — близкий к размеру пор цеолита NaA, что обеспечивает ее глубокое избирательное удаление из трансформаторного масла даже при низком содержании, а полярность цеолитов обеспечивает высокую скорость процесса.

Рис. 2. Упрощенная цеолитовая структура

Цеолит имеет однородные поры, размер которых определяется строением элементарной ячейки кристалла (рисунок 2), не позволяющие адсорбировать молекулы, превышающие диаметр их входного окна. Это свойство называют молекулярно-ситовым эффектом. Соответственно, особенностью синтетического цеолита NaA является малый размер входных окон, которые не адсорбируют углеводородные соединения, входящие в состав трансформаторного масла (в том числе антиокислительные присадки и фурановые производные), что позволяет исключить негативное влияние технологии на информативность диагностических параметров масла.

Не менее важным элементом установок онлайн 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 количества гигроскопичных механических примесей в трансформаторном масле даже с незначительным содержанием влаги приводит к ухудшению его электроизоляционных характеристик. При этом опасность мелких загрязнений размером 5 мкм заключается еще и в их высокой способности проникать внутрь твердой изоляции, меняя ее электрофизические свойства [19].

Оптимальная скорость пропускания трансформаторного масла через адсорбционные колонны с молекулярными ситами установлена на уровне 400–450 л/ч (0,0060–0,0068 м/с), что не противоречит 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 требованиями была усовершенствована английская версия системы «TRANSEC». Новое поколение технологии «TRANSEC» прошло успешную апробацию на действующих электроустановках. Результаты апробации, представленные в таблице 1, указывают на эффективное извлечение воды из изоляции работающих 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 необходимо;
  • необходимо проведение оперативной обработки изоляции трансформатора, имеющего признаки увлажнения, без создания ремонтного режима;
  • трансформатор имеет признаки износа изоляции (снижение степени полимеризации, наличие фурановых производных и т.д.), для которой допустима обработка только щадящими методами;
  • время проведения капитального ремонта существенно ограничено и/или трансформатор имеет чрезмерно влажную изоляции (≥3,5%), когда целесообразна предварительная подсушка изоляции (или ее досушка после ремонта) на работающем 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 необходимой нагрузочной способности).
ВЫВОДЫ

Твердая изоляция маслонаполненных трансформаторов является важным ресурсоопределяющим элементом. Обеспечение оптимальной увлажненности изоляционной системы трансформатора существенно влияет как на срок ее службы и безаварийность эксплуатации, так и на возможность создания необходимых сетевых режимов.

Подтверждена необходимость разработки методов онлайн осушки изоляции работающих трансформаторов. Определены основные требования для автоматических систем управления состоянием изоляции трансформаторного оборудования — АСУ СИТО, в соответствии с которыми проведено усовершенствование английской технологии «TRANSEC», прошедшее успешную апробацию на действующих электроустановках. Определена область применения АСУ СИТО, внедрение которых позволит повысить надежность и эффективность эксплуатации трансформаторного оборудования.


ЛИТЕРАТУРА

  1. Андриенко П.Д., Сахно А.А., Конограй С.П., Скрупская Л.С. Особенности непрерывного контроля характеристик влагосодержания изоляции маслонаполненного электрооборудования // Електротехніка та електроенергетика, № 2, 2014. С. 32–40.
  2. Брай И.В. Регенерация трансформаторных масел. М.: Химия, 1972. 168 с.
  3. Силовые трансформаторы: справочная книга / Под ред. С.Д. Лизунова, А.К. Лоханина. М.: Энергоиздат, 2004. 616 с.
  4. Кучинский Г.С., Кизиветтер В.Е., Пинталь Ю.С. Изоляция установок высокого напряжения. Под общ. ред. Г.С. Кучинского. М.: Энергоатомиздат, 1987. 368 с.
  5. Lundgaard L.E., Hansen W., Linhjell D., Painter T.J. Ageing of oil-impregnated paper in power transformers. IEEE PWRD, 2003. URL: https://www.researchgate.net/publication/3274684.
  6. Frimpong G.K., Perkins M., Fazlagic A., Gafvert U. Estimation of Moistiure in Cellulose and Oil Quality of Transformer Insulation using Dielectric Response Measurements. Doble Client Conference, Paper 8M, 2001.
  7. Аракелян В.Г. Диагностика состояния изоляции маслонаполненного электрооборудования по влагосодержанию масла // Электротехника, 2004, № 3. С. 2–13.
  8. Жунин А.М., Николаев А.Г., Скворцов С.С. Определение влагосодержания в твердой изоляции трансформатора на основе влагосодержания в масле // Электротехника, 2015, т. 2, № 4. С. 84–91.
  9. СТО 34.01-23.1-001-2017. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Утв. распоряжением ПАО «Россети» от 26.05.2017 № 280р «Об утверждении стандарта организации». URL: https://fi les.stroyinf.ru/Index2/1/4293734/4293734154.htm.
  10. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н. Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних коротких замыканий в силовых трансформаторах // Электрические станции, 2003, № 2. С. 65–69.
  11. Ломец Ю.А., Журкевич В.В., науч. рук. Гавриелок Ю.В. Внутренние короткие замыкания в силовых трансформаторах / Материалы студенческой научно-технической конференции «Актуальные проблемы энергетики 2018». URL: https://rep.bntu.by/handle/data/51522.
  12. Вайда Д. Исследование повреждений изоляции. М.: Энергия, 1968. 400 c.
  13. Oommen T.V., Pertie E.M., Lidgren S.R. Bubble generation in transformer windings under overload conditions. Sixty-Second International Conference of Doble Clients, 1995, March.
  14. Frimpong G.K., Perkins M., Fazlagic A., Gafvert U. Estimation of Moistiure in Cellulose and Oil Quality of Transformer Insulation using Dielectric Response Measurements. Doble Client Conference, Paper 8M, 2001.
  15. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., Антипов К.Н., Сурба А.С., Чичинский М.И. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110–500 кВ в эксплуатации // Электрические станции, 2001, № 9. С. 53–58.
  16. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. 216 с.
  17. Рыбаков Л.М., Иванова З.Г., Макарова Н.Л. Обслуживание элементов и оборудования электроустановок по результатам диагностирования состояния. Йошкар-Ола: Марийский гос. ун-т, 2015. 318 с.
  18. Тутубалина В.П., Гайнуллина Л.Р. Осушка трансформаторного масла адсорбентами на электрических станциях. Казань: Казанский гос. Энергетический ун-т, 2017. 113 с.
  19. Юсупов Д.Т., Юсупов Ш.Б., Маркаев Н.М. Влияние механических примесей на эксплуатационные характеристики трансформаторного масла // Молодой ученый, 2019, № 22(260). С. 144–146.
  20. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. М.: Химия, 1984. 591 с.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(82), январь-февраль 2024

Система диагностики АКБ «Репей»

Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Возобновляемая энергетика / Накопители Диагностика и мониторинг
ООО НПП «Микропроцессорные технологии»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»