Несмотря на обилие разговоров о постоянном увеличении в эксплуатации доли оборудования, выработавшего не только назначенный, но и парковый ресурс, темпы его замены настолько малы, что процесс старения парка силового электрооборудования практически не снижает своего движения. «Болезнь» настолько запущена, что ожидать быстрого решения этой проблемы не приходится. Объем «старого» оборудования настолько велик, что быстрая его замена практически невозможна как из-за недостаточности необходимых производственных мощностей, так и по причине недостатка строительно-монтажного персонала. Существующие темпы ввода новых энергетических мощностей часто не успевают за темпами роста энергопотребления, что в ряде регионов уже сегодня является фактором, сдерживающим рост экономики в целом. В этих условиях совершенствование системы сервисного обслуживания стареющего электрооборудования становится не только задачей поддержания его работоспособности, но и задачей поддержания на должном уровне надежности электроснабжения в целом. Для решения этих задач необходимо не просто установить факт соответствия или несоответствия оборудования набору неких формальных признаков, но и своевременно выявить признаки ускоренного старения и провести комплекс мероприятий, позволяющих продлить ресурс электрооборудования на определенный срок.

Ключевыми в этой ситуации становятся следующие вопросы:

• Каков фактический или остаточный ресурс работоспособности конкретной группы или единицы электрооборудования?
• Каковы фактические характеристики надежности конкретной группы или единицы электрооборудования, срок службы которого существенно превышает назначенный в технической документации?
• Что нужно сделать, чтобы не только поддержать работоспособность «старого» электрооборудования, но и обеспечить приемлемые характеристики его надежности?

К сожалению, в настоящее время абсолютно точных и однозначных ответов на эти вопросы не существует. Это обусловлено целым рядом причин и, прежде всего, несовершенством действующей нормативно-технической документации (НТД). Однако это не означает, что приемлемого решения такой задачи вообще не существует. В реальной жизни совсем не обязательно иметь однозначные ответы на все вопросы. Во многих случаях достаточно качественной оценки с приемлемым уровнем достоверности.

Рассмотрим возможные пути решения таких проблем на примере оценки состояния изоляции силовых трансформаторов.

В соответствии с действующей НТД практически единственным решением является определение степени полимеризации образцов изоляции из зоны, где изоляция подвержена наибольшей деградации. Чаще всего это наиболее нагретая зона обмоток трансформатора, которая расположена в труднодоступном месте. На практике это означает, что для проведения относительно простого и недорого анализа необходимо, по сути дела, провести капитальный ремонт трансформатора (разгерметизировать активную часть, слить масло, отобрать образец изоляции из труднодоступной зоны обмоток, восстановить поврежденную в месте отбора образцов изоляцию и т.д.). Если даже предположить идеальные условия проведения процедуры отбора образцов, становится ясным, что такая работа должна проводиться только тогда, когда имеются достаточные основания ожидать значительного износа изоляции. Проводить же такие работы, чтобы убедиться в незначительном термическом старении изоляции не имеет никакого практического смысла. А если учесть, что на любом этапе работ по отбору образцов витковой изоляции могут быть допущены ошибки, способные привести в дальнейшем к повреждению трансформатора, то становится ясно, что необходимо «семь раз отмерить», прежде чем проводить такие процедуры. Это особенно актуально на современном этапе реформирования электроэнергетики, когда сервисные услуги объявлены «непрофильным бизнесом», а исполнители этих услуг определяются по результатам торгов, где компетенция исполнителя, как показывает реальная практика, является не самым главным фактором. В совокупности это означает, что в действительности образцы изоляции отбираются из удобной для отбора зоны, а не из зоны с наибольшим старением изоляции. Это приводит к тому, что достоверность казалось бы абсолютно достоверного метода контроля на самом деле достаточно далека от 100%.

В такой ситуации важную роль играют косвенные методы, позволяющие накопить достаточные данные для оценки состояния изоляции и обоснованного решения о проведении отбора образцов изоляции. Такие методы косвенной оценки известны и должны использоваться на практике.

Например, законы термического старения бумажной изоляции изучены достаточно хорошо, и на их основе разработаны многочисленные, в том числе и стандартизированные методики оценки относительного расхода ресурса изоляции силовых трансформаторов по температуре наиболее нагретой точки. Однако для трансформаторов с большим сроком службы невозможно получить точные данные для расчетов, так как в относительно недалеком прошлом отсутствовали системы автоматизированного сбора и длительного хранения необходимой информации (текущая нагрузка, систематические и аварийные перегрузки, температура масла и окружающей среды и т.п.). Ретроспективно эти данные могут быть оценены только экспертно, что позволяет оценить термический износ изоляции лишь в первом приближении. Однако на практике и этих данных в ряде случаев достаточно для принятия решения об отборе образцов изоляции. Например, если известно, что нагрузка трансформатора на протяжении всего срока службы не превышала 50% номинальной, температура верхних слоев масла при этом была ниже допустимой на 30-40°С и другие данные указывают на отсутствие опасных перегревов, то очевидно, что и через 30-40 лет эксплуатации термический износ незначителен, и поэтому проведение дорогостоящих процедур для подтверждения этого факта не имеет смысла. Это подтверждается как опытом эксплуатации (успешная эксплуатация трансформаторов со сроком службы более 40-45 лет), так и опытом обследования «старых» трансформаторов (случаи выявления предельного состояния изоляции единичны). Другое дело, когда нагрузка и другие параметры, определяющие процесс износа изоляции, близки к предельным значениям. В этом случае неточность в месте отбора образцов может существенно повлиять на корректность оценки степени старения изоляции. Для повышения точности оценки в этом случае необходимо применение дополнительных косвенных методов.

Наименее затратными из таких методов являются методы, основанные на анализе продуктов деструкции изоляции и других элементов активной части, содержащихся в масле (определение содержания фурановых соединений, состав растворенных газов, состав механических примесей, и т.п.). Например, высокое содержание фурановых соединений в масле является достаточным основанием для проведения отбора образцов изоляции с целью определения степени полимеризации бумаги. Если же небольшое содержание фурановых соединений в масле хорошо согласуется с другими косвенными показателями, свидетельствующими о незначительном старении изоляции, то нет никакой необходимости проводить отбор образцов для определения степени полимеризации бумаги. Опыт ОАО «Свердловэлектроремонт» подтверждает это: во всех трансформаторах с аномально большим содержанием фурановых соединений степень полимеризации бумажной изоляции была очень близка к предельным значениям, а при небольшом содержании фурановых соединений ни разу не было зафиксировано значение степени полимеризации, приближающееся к предельному. Случай, когда небольшая концентрация фурановых соединений явно противоречила бы другим данным, свидетельствующим о предельном старении изоляции, в практике ОАО «Свердловэлектроре-монт» пока не встречался. Однако при возникновении такой ситуации отбор образцов изоляции для определения степени полимеризации будет вполне оправданным.

Процесс старения изоляции зависит так же от степени ее увлажнения и загрязнения изоляционных промежутков. Загрязнению изоляционных промежутков способствуют процессы старения трансформаторного масла, продукты разложения которого, отлагаясь на поверхности изоляции, снижают ее изоляционные характеристики, затрудняют отвод тепла или просто разрушают изоляцию вследствие химических реакций. Поэтому, при оценке степени старения изоляции в качестве косвенных показателей вполне можно использовать данные о диэлектрических характеристиках изоляции и масла. Однако, для получения достоверной информации методика проведения этих измерений должна отличаться от закрепленной в действующей НТД («Объем и нормы испытания электрооборудования» и т.п.). Прежде всего, это касается условий отбора проб масла и проведения измерений диэлектрических характеристик изоляции, на что неоднократно обращалось внимание в различных публикациях. Для примера в таблице 1 приведены результаты измерений на трансформаторе, предельное состояние изоляции которого было подтверждено комплексом других измерений, в том числе и измерением степени полимеризации целлюлозы. Эти данные показывают, что измерения характеристик изоляции трансформаторов с большим сроком службы только при допустимых действующими НТД относительно низких значениях температуры могут создать ложное представление о состоянии изоляции.

Особо следует подчеркнуть, что ни один из перечисленных методов оценки степени старения изоляции не дает 100-процентной достоверности (вероятности абсолютно точной оценки). Например, по данным ЗТЗ-СЕРВИС ошибка в оценке степени полимеризации целлюлозы за счет ошибки в выборе места отбора образца (определении места наиболее нагретой точки) может достигать 10-20%. Поэтому суммарная достоверность даже этого, казалось бы, абсолютного метода может быть в идеале оценена значением 0,8-0,9. Достоверность каждого косвенного метода может быть оценена значением 0,6-0,7. Однако, в случае совпадения оценок двух независимых косвенных методов суммарная достоверность достигнет уже значения 0,84-0,91, что не уступает достоверности наиболее точного метода.

Таким образом, для подтверждения работоспособности изоляции силовых трансформаторов совсем не обязательно прибегать к прямым методам оценки с отбором образцов и определением степени полимеризации целлюлозы. Для этих целей можно использовать комплекс косвенных методов оценки, позволяющих избежать дорогостоящих и небезопасных для изоляции трансформатора работ по вскрытию его активной части. Отбор образцов следует проводить только тогда, когда это необходимо для получения количественных оценок при наличии достаточных оснований по результатам косвенных методов оценки.

Проблема оценки состояния изоляции силовых трансформаторов с большим сроком службы является ключевой и одной из самых сложных при решении вопроса о продлении ресурса трансформаторов.

Мы не рассматриваем методы оценки остаточного ресурса других элементов силовых трансформаторов. Но несложно показать, что корректная оценка их состояния и ресурса также может быть выполнена на основании комплекса косвенных методов, а применение прямых измерений при ревизии активной части целесообразно проводить только при наличии достаточных оснований по данным косвенных методов.

В настоящее время для легитимной оценки состояния «старых» трансформаторов принято применять технологию так называемого «комплексного обследования», когда для повышения достоверности оценки применяется комплекс методов контроля как на работающем трансформаторе с созданием режимов, приближающимся к предельно допустимым, так и на отключенном трансформаторе с применением методик, выходящих за рамки регламентированные основополагающими НТД (иначе, как отмечено выше, получить достоверную оценку просто невозможно). Несмотря на высокую эффективность такой методики, она обладает одним существенным недостатком — высокая трудоемкость и наукоемкость и, как следствие, высокая цена. Опыт показывает, что при проведении полноценного комплексного обследования ежегодно можно оценить не более 3-4% существующего парка трансформаторов. Очевидно, что при таких темпах невозможно обоснованное стратегическое планирование обновления парка трансформаторов. Необходима разработка и широкое внедрение новых технологий оценки силовых трансформаторов, которые бы позволили за относительно короткое время (1-3 года) разбить весь парк «старых» трансформаторов на несколько групп. Например: работоспособные трансформаторы, не требующие профилактического ремонта, с ожидаемым остаточным ресурсом не менее 15-20 лет; работоспособные трансформаторы с тем же ожидаемым остаточным ресурсом, но требующие для его обеспечения профилактического ремонта; аналогичные группы трансформаторов с ожидаемым ресурсом 10-15 лет и 5-10 лет; трансформаторы с ожидаемым ресурсом менее 5 лет и, наконец, трансформаторы в предаварийном состоянии, требующие срочной замены. При наличии такой градации комплексное обследование потребуется только для трансформаторов одной или двух последних групп. Для других групп трансформаторов может быть достаточно оценки методами функциональной диагностики (без вывода трансформаторов из работы) при расширении номенклатуры анализов масла и учете конструктивных особенностей и опыта эксплуатации трансформаторов с привлечением компетентных экспертов. Предварительный анализ показывает, что такая технология снижает трудоемкость работ в 15-20 раз, а их стоимость примерно в 10 раз при практически той же достоверности оценки. Это делает реальным и обоснованным разработку стратегических планов обновления парка силовых трансформаторов при умеренных затратах и сохранении показателей их надежности на приемлемом уровне. Аналогичные технологии могут применяться и при оценке парка других видов электрооборудования.

Несмотря на то, что в настоящее время накоплен достаточный научный и практический опыт оценки и прогнозирования ресурса трансформаторов и других видов электрооборудования, до сих пор отсутствует какой-либо нормативный документ, регламентирующий саму процедуру продления их ресурса. Это является основным препятствием не только на пути внедрения новых технологий оценки и продления ресурса трансформаторов и других видов электрооборудования, но и лишает возможности разработки обоснованных перспективных планов обновления электрооборудования.

Е. И. ИВАНОВА,
В. Н. ОСОТОВ, к.т.н.,
Общественный Совет
специалистов по диагностике
электрооборудования при УРЦОТЭ,
г. Екатеринбург.