Способ контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кв и выше

Изобретение относится к области электротехники, а именно к диагностированию силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов (далее трансформаторов), и может быть использовано при текущем эксплуатационном контроле технического состояния трансформаторов со сроком эксплуатации до 35 лет для определения развивающихся дефектов. В заявленном способе при контроле (измерении) следующих параметров для трансформаторов со сроком эксплуатации до 35 лет:

- тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток;

- кислотное число масла;

- тангенс угла диэлектрических потерь масла при 90°С;

- содержание водорастворимых кислот и щелочей масла;

- содержание антиокислительной присадки масла;

не учитывается высокая стабильность к окислению гидрокрекинговых масел и, соответственно, высокая стабильность указанных параметров при сроке эксплуатации до 35 лет. Техническим результатом при реализации предлагаемого способа контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше позволяет обеспечить необходимый качественный контроль технического состояния трансформаторов, залитых современными гидрокрекинговыми маслами, при сокращении объема диагностических измерений и анализов по сравнению с прототипом. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области электротехники, а именно к диагностированию силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов (далее трансформаторов), и может быть использовано при текущем эксплуатационном контроле технического состояния трансформаторов со сроком эксплуатации до 35 лет для определения развивающихся дефектов.

Уровень техники

Известен способ диагностирования трансформаторов, основанный на периодическом контроле их параметров (см. РД 34.45-51.300-97, СО 34.45-51.300-97. «Объем и нормы испытаний электрооборудования». Изд. 6-е. РАО «ЕЭС России», М.: ЭНАС, 2014, 255 с.).

Этот способ позволяет определить техническое состояние трансформатора и уровень развивающихся дефектов путем периодического выполнения физико-химических анализов трансформаторного масла, проведения электрических испытаний, осмотров, тепловизионного контроля, а также путем проведения комплексных диагностических обследований.

Недостатком этого способа является отсутствие требований изменения (сокращения) периодичности диагностических испытаний и анализов при сроках эксплуатации трансформаторов более нормативного 25-30 лет, а также учета влияния на периодичность и объем испытаний при использовании различных марок масел на скорость развития дефектов в активной части трансформатора, а также допустимых значений диагностируемых параметров масел в процессе эксплуатации трансформаторов в зависимости от марки (группы) масла (определяемой способом изготовления - гидрокрекингового или кислотно-щелочной очистки).

Известен способ диагностирования трансформаторов с длительным сроком эксплуатации (более 30-35 лет), основанный на учащенном периодическом контроле их технического состояния (проведения физико-химических анализов масла и выполнения электрических испытаний) в зависимости от срока эксплуатации и наличия выявленных развивающихся дефектов (см. статью Долина А.П. «Эксплуатация и техническое обслуживание трансформаторов с длительным сроком службы», «Электро» №5, 2014, с. 29-34).

Недостатком способа являются отсутствие методики контроля трансформаторов со сроком эксплуатации менее 35 лет, в том числе с учетом влияния в этот период скорости развития дефектов для масел различных групп изготовления.

Известен способ диагностирования трансформаторов, основанный на контроле их состояния путем периодического выполнения физико-химических анализов трансформаторного масла, проведения электрических испытаний, осмотров, тепловизионного контроля, путем проведения комплексных обследований, контроля специальными диагностическими методами, в том числе измерением частичных разрядов, вибрационным обследованием (см. СТО 34.01-23.1-001-2017. «Объем и нормы испытаний электрооборудования». М.: ПАО «Россети», 2017. 262 с.) (прототип).

Этот способ позволяет определить техническое состояние трансформатора и устанавливает периодичность контроля с использованием различных диагностических методов для трансформаторов в период приработки (в первые 6 месяцев), а также в процессе дальнейшей эксплуатации.

Недостатком способа является то, что периодичность испытаний не учитывает особенности скорости ухудшения диэлектрических параметров масла и твердой изоляции при использовании различных масел, залитых в бак трансформаторов.

Раскрытие сущности изобретения

Настоящее изобретение заключается в определении периодичности и объема выполнения диагностических процедур при контроле технического состояния силовых трансформаторов, зависящих от диэлектрических свойств и скорости старения масла, залитого в бак трансформатора, что позволяет для гидрокрекинговых масел (в том числе марок ГК, ВГ) увеличить интервалы диагностического контроля без снижения достоверности определения технического состояния трансформаторов, ориентируясь на ключевые параметры масла, влияющие на ухудшение диэлектрических свойств масел и твердой изоляции. Это позволяет сократить объем выполняемых работ при диагностировании трансформаторов без снижения качества оценки технического состояния трансформаторов.

Техническим результатом изобретения является изменение периодичности контроля параметров трансформатора, влияющих на диэлектрические характеристики масла и твердой изоляции, с учетом стабильности масел против окисления, определяемых по ГОСТ IEC 61125-2014 Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению» (метод В).

Указанная задача достигается тем, что в известном способе, описанном в прототипе, при контроле (измерении) следующих параметров для трансформаторов со сроком эксплуатации до 35 лет

- тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток;

- кислотное число масла;

- тангенс угла диэлектрических потерь масла при 90°С;

- содержание водорастворимых кислот и щелочей масла;

- содержание антиокислительной присадки масла.

Не учитывается высокая стабильность к окислению гидрокрекинговых масел и, соответственно, высокая стабильность указанных параметров при сроке эксплуатации до 35 лет.

Предлагаемый способ контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше позволяет увеличить периодичность контроля тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток, кислотного числа масла, тангенса угла диэлектрических потерь масла при 90°С, содержание антиокислительной присадки масла и отказаться от проведения контроля и выполнения анализа содержание водорастворимых кислот и щелочей масла, поскольку эти продукты в гидрокрекинговых маслах в период по крайней мере до 35 лет эксплуатации в концентрациях, влияющих на надежность трансформатора, не образуются и характерны только для масел кислотно-щелочной очистки со сроком эксплуатации 15-20 лет.

Предлагаемый способ контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше позволяет обеспечить необходимый качественный контроль технического состояния трансформаторов залитых современными гидрокрекинговыми маслами при сокращении объема диагностических измерений и анализов по сравнению с прототипом.

Осуществление изобретения

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

1. Все масла, применяемые в качестве изоляционной жидкости в трансформаторах, разделяются на две группы.

К 1 группе относятся масла гидрокрекинговой группы, например, ГК, ВГ, имеющие стабильность против окисления по ГОСТ IEC 61125-2014 «Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению» (метод В) не менее 120 часов.

Ко второй группе относятся масла кислотно-щелочной очистки, например, ТСп, ТКп, Т750, Т1500, имеющие стабильность против окисления менее 120 часов. К этой же группе относятся все смеси масел, включая масла первой и второй группы.

2. Периодичность контроля параметров, влияющих на диэлектрические характеристики изоляции обмоток и масла трансформаторов, залитых маслом второй группы, соответствует периодичности, установленной в СТО 34.01-23.1-001-2017 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (прототипе).

3. Периодичность контроля параметров, влияющих на диэлектрические характеристики изоляции трансформаторов, залитых маслом первой группы, устанавливается согласно приведенной ниже таблице, в которой для сравнения указана периодичность контроля для трансформаторов, залитых маслом второй группы. Указанная периодичность зависит от класса номинального напряжения трансформатора, а также установленных результатов проведенных измерений и анализов tgδ_м - тангенса угла диэлектрических потерь масла, пробивного напряжения масла U_пр в сопоставлении со значением пробивного напряжения, ограничивающего область нормальной эксплуатации (нормы) U_{пр.норм}, установленной в прототипе (таблица 31.4) и других параметров.

4. Другие контролируемые диагностические параметры трансформаторов выполняются в объеме и с периодичностью, установленной в прототипе.

Например, трансформатор типа ТРДН-25000/110 мощностью 25000 кВА с номинальным напряжением 110 кВ, герметичный (имеющий пленочную защиту масла), срок эксплуатации 19 лет, залитый маслом ГК, при диагностировании имел следующие параметры: тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток, приведенный к температуре 20°С, равный 0,192% (допустимое значение не более 1%), кислотное число масла 0,01 мг KОН/г (при значении, ограничивающем область нормальной эксплуатации - норме не более 0,1 мг KОН/г), тангенс угла диэлектрических потерь масла при температуре 90°С (tgδ_м) равен 0,05% (норма не более 3%), содержание антиокислительной присадки 0,17% (норма не менее 0,1%). Пробивное напряжение масла 62 кВ (норма ниже 50 кВ).

В результате следующие измерения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток требуется выполнять через 6 лет (согласно прототипу через 4 года), определять кислотное число масла через 4 года (вместо 2 лет), тангенса угла диэлектрических потерь масла и содержание антиокислительной присадки через 6 лет (вместо 4 лет). Контрольные измерения, выполненные через 8 лет, показали, что все указанные показатели изменились незначительно и составляли: тангенса угла диэлектрических потерь обмоток - 0,23% (ниже допустимого значения 1%), кислотное число не изменилось и было равно 0,01 мг KОН/г, тангенс угла диэлектрических потерь масла при температуре 90°С был равен 0,06%, содержание антиокислительной присадки - 0,14%, то есть все указанные показатели масла были лучше значений, ограничивающих область нормального состояния (то есть нормы).

Таким образом, полученный результат подтверждает правомерность и преимущество предлагаемого способа.

Предлагаемый способ контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше по сравнению с прототипом обеспечивает сокращение объема текущего диагностического контроля трансформаторов без снижения их эксплуатационной надежности.

Это позволяет при снижении объема диагностических процедур для трансформаторов, залитых современными гидрокрекинговыми маслами, обеспечить необходимый и своевременный контроль и принять необходимые организационные и технические решения по восстановлению параметров изоляции путем проведения ремонтных работ, в том числе регенерации масла, промывки активной части и восстановления диэлектрических характеристик твердой изоляции.

Предлагаемый способ контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше может быть использован при диагностировании силовых трансформаторов напряжением 35-750 кВ электрических станций и подстанций.

1. Способ контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше, отличающийся тем, что периодичность контроля параметров трансформатора, влияющих на диэлектрические характеристики масла и твердой изоляции, устанавливается в зависимости от стабильности масел против окисления при измерении следующих параметров для трансформаторов со сроком эксплуатации до 35 лет:

- тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток;

- кислотное число масла;

- тангенс угла диэлектрических потерь масла при 90°С;

- содержание водорастворимых кислот и щелочей масла;

- содержание антиокислительной присадки масла

с учетом высокой стабильности к окислению гидрокрекинговых масел при сроке эксплуатации до 35 лет.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при контроле технического состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше увеличивается периодичность контроля тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток, кислотного числа масла, тангенса угла диэлектрических потерь масла при 90°С, содержания антиокислительной присадки масла.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что позволяет отказаться от проведения контроля и выполнения анализа содержания водорастворимых кислот и щелочей масла, поскольку эти продукты в гидрокрекинговых маслах в период, по крайней мере, до 35 лет эксплуатации в концентрациях, влияющих на надежность трансформатора, не образуются.