Анализ состояния стареющих силовых трансформаторов на примере
Опубликовано: 23 Май 2014
Типовая подстанция, демонстрирующая только один из установленных трансформаторов
Компания Гидро-Квебек (Hydro-Québec) использует в своей работе более двух тысяч сетевых и повышающих трансформаторов. Их средний возраст эксплуатации в операциях, связанных с системой передачи электроэнергии, превышает 30 лет. Общая мощность этой сети превышает 200 ГВА. Компания в настоящее время выполняет важный проект по обновлению своего парка трансформаторов, но при этом она хорошо осведомлена о том, что средний возраст этого оборудования не может поддерживаться на сегодняшнем уровне из-за ряда ограничений, включая ограничения на доступность финансов и ресурсов.
Для преодоления этой проблемы компания приняла две стратегии по обеспечению в ближайшие годы необходимой готовности парка трансформаторов. Первая стратегия заключается в постепенном обновлении парка трансформаторов, начиная с того оборудования, состояние которого вызывает обеспокоенность, и которое наиболее критично для работы системы. Вторая стратегия связана со снижением последствий отказов путем дистанционного мониторинга и оптимизированного обслуживания.
Управление ресурсами трансформаторов
Основным индикатором для определения внутреннего состояния трансформаторов служит анализ растворенного в масле газа. Компания Гидро-Квебек ежегодно проводит взятие пробы масла у всех своих трансформаторов, и каждые четыре года проводит анализ масла. Эти процедуры были приняты в начале 1970-х годов, и накопленная на сегодня база данных содержит более 40 000 результатов. Параллельно с тестированием на месте, Hydro-Québec с конца 1980-х годов ведет непрерывное наблюдение за трансформаторами с онлайновым наблюдением за газом. Для этого применяется технология Hydran, установленная на всех новых и существующих трансформаторах и реакторах с номиналом на 736 кВ, а также на новых трансформаторах номинала 315 кВ. С середины 1990-х годов, Hydro-Québec расширила свою программу, включив в нее все трансформаторы номинальной мощностью 47 МВА / 120 кВ, и выше.
Более того, в конце 1990-х компания начала постепенную замену механических индикаторов температуры на цифровые индикаторы температуры масла и обмоток. Эти индикаторы укомплектовывались онлайновыми устройствами наблюдения, установленными на всех трансформаторах. Данные меры показали себя эффективным средством обнаружения зарождающихся отказов в основных баках трансформаторов. Они улучшили управление системой охлаждения, и сигнализацией о повышении температуры.
Однако статистика надежности трансформаторов, собранная в Гидро-Квебек, показывает, что две трети всех отказов трансформаторов связаны с переключателями выходных ответвлений под нагрузкой (РПН) и вводами. Поэтому исследовательский институт компании Hydro-Québec (IREQ) разработал новые технологии наблюдения за этими двумя ключевыми компонентами, чтобы обеспечить переход от периодического наблюдения к профилактическому обслуживанию, и к обслуживанию по состоянию с применением дистанционного мониторинга. В настоящее время эти технологии находятся на этапе внедрения, и в ближайшем будущем будут доведены до коммерческого состояния, позволяющего передавать их промышленным партнерам.
Классификация основных отказов по компонентам трансформаторов
Пример типичной акустической сигнатуры переключателя ответвлений под нагрузкой
