1. Обзор

По определению и на практике «конец срока службы» оборудования наступает тогда, когда оно выведено из эксплуатации и считается устаревшим. В обычных и наиболее распространённых случаях этот момент является заранее принятой оператором или владельцем мерой предосторожности, обусловленной главным образом старением (состоянием) оборудования и/или экономическими соображениями и соображениями риска. В редких случаях устаревание обусловлено катастрофическим отказом, делающим оборудование неремонтопригодным, либо когда стоимость ремонта оказывается чрезмерно высокой с учётом фактического (стареющего) состояния оборудования.

Существует неопределённость в понятии «безопасной эксплуатации» трансформаторов: переход от статуса «безопасный» к «по‑прежнему безопасный», затем — к «вероятно по‑прежнему безопасный», далее — к «вероятно уже небезопасный» и, наконец, к «подверженный риску» представляет собой деликатный и длительный процесс, растянутый на десятилетия, который при любых обстоятельствах невозможно точно определить с помощью измерений или мониторинга. Фактически для трансформаторной отрасли актуальна именно последняя стадия жизненного цикла трансформатора — то есть период до того, как он станет опасным. Вторая дилемма связана с подходом «по‑прежнему безопасный/риск»: в зависимости от степени критичности трансформатора (например, генераторные повышающие трансформаторы на стратегических электростанциях против резервных подстанционных трансформаторов в сети, а также от характера потенциальных угроз) владельцы трансформаторов корректируют свои критерии конца срока службы; это, разумеется, является вполне естественным механизмом управления рисками. В‑третьих, решения о безопасности или опасности эксплуатации, помимо финансовых соображений, будут зависеть от возможного ущерба окружающей среде в случае аварии — например, утечек масла, пожарной опасности и т. п.

В настоящем исследовании термин «EoL» обозначает старение (состояние) трансформатора, а точнее — период, в течение которого трансформатор может в любой момент физически выйти из строя, что делает невозможным дальнейшую безопасную эксплуатацию вследствие деградации твёрдой изоляции. Настоящий отчёт не рассматривает состояние самого масла: помимо непрерывного и необратимого старения бумажной изоляции, масло в процессе эксплуатации может быть заменено или подвергнуто переработке. В частности, данное исследование направлено на анализ состояния твёрдой изоляции в силовых трансформаторах с минеральным масляным охлаждением в момент так называемого «конца срока службы» и на выявление соответствующих пробелов в знаниях.

С технической точки зрения ситуация становится всё более сложной: общепринято, что основным непосредственным воздействием на твёрдую изоляцию трансформатора — которое определяет, ограничивает и сокращает срок его службы — являются переходные электрические напряжения (молниевой разряд или перенапряжение при эксплуатации) либо кратковременные механические нагрузки, возникающие в результате короткого замыкания в сети или появления толчкообразного тока, приводящего к значительному току в обмотках. В зависимости от характера и частоты этих воздействий срок службы трансформатора соответственно сокращается или продлевается; при этом трансформатор может продолжать работать ещё многие годы, хотя не исключено и внезапное выход из строя. Кроме того, известно, что старение целлюлозной изоляции зависит от множества факторов: конструктивных особенностей (система расширения, зажимы), материалов (эмалированный медный провод, термически модифицированная бумага, прессованная плита/деревянная доска, ингибиторы окисления масла и др.), технологических процессов изготовления трансформатора (сушка, уплотнение обмоток), температуры окружающей среды, истории и режима нагрузки, эксплуатационной (охлаждающей) политики, условий технического обслуживания и времени. Хотя состояние продолжающегося старения можно оценивать с помощью средств мониторинга и периодического отбора проб масла, точное понимание состояния твёрдой изоляции пока остаётся недоступным. Однако даже при возможности точно определить состояние наиболее деградировавшей изоляционной части — целлюлозного полимера (DP) — остаётся открытым вопрос о том, насколько стойки обмотки к перенапряжениям и силам короткого замыкания, возникающим в соответствующей сети.

Необходимо учитывать некоторые важные и определяющие параметры, играющие ключевую роль в эксплуатационных характеристиках стареющего трансформатора:

• Сопротивление механической прочности бумаги совместным давлениям, а также растягивающим, сдвиговым и разрывным напряжениям — ослабляемое старением

• Статическое зажимное давление обмотки, которое в первую очередь зависит от конструкции трансформатора, степени плотности стыков между витками и перегородками, точности сборки обмотки и технологии её зажима, но главным образом — от самого процесса старения (разложение целлюлозы, влажность).

• Содержание воды в целлюлозе — влияет на диэлектрические свойства и прочность

• Накопление шлама — снижает электрическую прочность поверхности (по поверхности изоляции) и ухудшает теплоотвод за счёт засорения.

В заключение очевидно, что на практике физическое определение конца срока службы (недостаточная стойкость к напряжению в отношении остаточной изоляции) может существенно отличаться от подхода владельца, который неизменно ориентирован на «управление рисками/избежание неопределённости»; более того, владелец трансформатора вынужден принимать решения, основываясь лишь на неточном представлении о состоянии твёрдой изоляции.

Настоящий отчёт детально освещает вопросы, связанные с физическими параметрами конца срока службы, рассматривает неясную взаимосвязь между данными о старении и состоянием твёрдой изоляции, а также выявляет и описывает существующие пробелы в знаниях. Неопределённости возникают в отношении данных мониторинга, проблем, связанных с температурными условиями при отборе проб масла, а также сопутствующих показателей содержания воды, кислоты и фуранов (прежде всего 2‑фурфурола), зависимости проявления эффекта повышения термостойкости бумаги от эксплуатационных условий, а также потерь, обусловленных заменой масла и/или его обращением. На основе ответов на анкету, полученных от 44 электросетевых компаний, можно получить представление о современных практиках оценки конца срока службы трансформаторов во всём мире. При одновременном уточнении физических свойств и допущений по безопасной эксплуатации стареющей целлюлозной изоляции рекомендуется провести работу, направленную на разрешение вопросов, поднимаемых владельцами трансформаторов, относительно подходов к управлению стареющими трансформаторами с практической точки зрения «конца срока службы».

2. Функция твёрдой изоляции

Почти все силовые трансформаторы изолируются с помощью комбинации жидкой изоляции (в основном минерального масла) и твёрдой изоляции (преимущественно целлюлозных материалов, таких как бумага, картон, дерево и др.).

Благодаря низкой стоимости и высоким эксплуатационным характеристикам целлюлозные материалы являются с большим отрывом наиболее широко применяемыми твёрдыми изоляционными материалами в сочетании с изоляционными жидкостями в маслонаполненных силовых трансформаторах. Кроме того, они могут быть адаптированы к специфическим требованиям применения в маслонаполненных силовых трансформаторах — например, для резки, обмотки, фрезерования, гибки, шлифовки, формовки, склеивания, сборки — включая такие изделия, как распорки, подкладки, бумажные трубки, электростатические кольца, ушковые элементы, изоляционные трубки, обмотка проводников, системы вывода выводов и ламинированные изделия, как показано в таблице 1 стандарта CIGRE TB 323.

Твёрдая изоляция выполняет множество функций. (1) Изоляционная среда: при включении трансформатора она служит изоляционной средой, обеспечивая разобщение компонентов трансформатора, находящихся под различными напряжениями. Если она изготовлена из чистой целлюлозы, то обладает превосходными электрическими свойствами — хорошей изоляционной способностью в электрическом поле — а также свойствами масляной пропитки. (2) Механическая прочность и расстояние между элементами: как правило, твёрдые материалы в трансформаторе подвергаются различным механическим нагрузкам — сжатию, растяжению, действию сил короткого замыкания, изгибу, разрыву и др. В соответствии с проектными требованиями материал должен выдерживать эти нагрузки, а его механические характеристики должны обеспечивать надёжную стабильность в эксплуатации. Назовём несколько особенностей.

- Способен выдерживать механическую фиксацию в условиях транспортировки и нормальной эксплуатации

- Выдерживает силы короткого замыкания (осевые и радиальные силы)

- Управлять формой и размерами масляного канала, подверженного электрическому напряжению

- Сохраняйте охлаждающие каналы и обмотки на своих местах

- Поддерживать достаточные значения предела прочности при растяжении, относительного удлинения, разрыва и сжатия в процессе старения изоляции.

- Соблюдайте изоляционное расстояние

- Поддержка проводов и вспомогательного оборудования

– Отводит тепло от проводника к охлаждающей жидкости.

3. Старение изоляции трансформатора

3.1 «Классический» процесс старения

Термическое воздействие в сочетании с кислородом — растворённым веществом, постоянно присутствующим в масле — и наличием медных катализаторов может привести к деградации жидкой и твёрдой изоляции трансформатора и последующему образованию побочных продуктов.

В настоящее время рабочая группа CIGRE WG A2.64 изучает влияние старения, обусловленное высушиванием в трансформаторных установках.

3.1.1 Срок службы масла

Механизм старения масла весьма сложен. В целом кислород вступает в реакцию с определёнными углеводородами по механизму свободнорадикальной цепной реакции, в результате чего образуются гидропероксиды. Гидропероксиды нестабильны и быстро разлагаются с образованием кетонов и воды. Кетоны могут далее окисляться с образованием карбоновых кислот либо расщепляться с образованием альдегидов. Наличие гидроксильных групп приводит к образованию спиртов и фенолов. Конечными продуктами окисления изоляционных масел являются кислоты, вода, оксиды углерода, а также полиароматические конденсаты в виде масляного шлама.

Основными факторами окисления изоляционного масла являются температура и кислород в присутствии медных катализаторов, тогда как избыточная влага может ухудшать функциональные и изоляционные свойства изоляционных масел.

Побочными продуктами разложения жидких изоляционных материалов (как правило, минерального масла) являются влага, твёрдые частицы, газы, карбоновые кислоты и другие полярные соединения (спирты, эфиры, кетоны, шлам и осадки). Побочными продуктами разложения изоляционной бумаги являются влага, газы (оксиды углерода), фураны и сахара (L‑глюкоза).

Влияние влажности

Влага в трансформаторах чрезвычайно опасна, поскольку она может вызывать частичные разряды, образовывать пузырьки при перегрузке, снижать напряжение пробоя и ускорять преждевременное старение твёрдой изоляции. Волокнистая изоляция является основным резервуаром влаги в трансформаторах. Температурный профиль трансформатора сильно зависит от нагрузки, окружающей температуры и системы охлаждения, тогда как минеральное масло растворяет лишь небольшую часть влаги. Минеральное масло способно растворять лишь незначительное количество воды вследствие своей ограниченной растворимости, тогда как натуральные и синтетические эфиры растворяют гораздо больше воды.

Влияние кислорода

Подобно влаге, трансформаторное масло всегда содержит небольшое количество растворённого кислорода. Сочетание температуры, влажности и кислорода взаимодействует с металлическими частями трансформатора — железом и сталью сердечника и бака, медью и алюминием обмоток, серебром переключателя отводов и другими материалами — и способствует окислению углеводородов, содержащихся в масле.

Этот процесс окисления приводит к образованию органических кислот, других полярных побочных продуктов, а также осадков и шлама. Однако установлено, что наиболее опасными являются кислоты низкой молекулярной массы, поскольку они легко поглощаются бумагой, тогда как кислоты высокой молекулярной массы — нет. Полярные соединения могут ухудшать электрические свойства изоляционного масла, такие как тан δ (диэлектрические потери) и межфазное натяжение (IFT). Осадки и шлам могут препятствовать охлаждению сердечника и обмоток.

3.1.2 Старение бумаги

Впервые о наличии фуранов в трансформаторах, вышедших из строя вследствие перегрева, сообщил Питер Бёртон в 1982 году. Уже в 1985 году Шрофф и Стэннетт установили логарифмическую зависимость между содержанием фурфурола и степенью полимеризации целлюлозы в бумаге. В настоящее время наиболее широко применяется объяснительная модель взаимосвязи между содержанием фуранов и плотностью бумаги, предложенная Чэньдуном и Стиббинсом.

Важно отметить, что оба метода основаны на статистической оценке трансформаторов в эксплуатации, при этом концентрации [2FAL] измеряются в ppm:

   

Основным ограничением этих статистических моделей является то, что они не учитывают фактическое количество бумаги, подвергающейся разложению в любой конкретный момент времени, а следовательно — и количество анализируемого фурфурола.

Для преодоления этого ограничения в рамках рабочей группы CIGRE TF 15.01.03 была разработана иная модель. Этот метод, также называемый моделью Де Пабло, основан на наблюдении, что при температурах до 140–150 °C выход реакции бумага → фурфурол составляет около 30% (на каждый разрыв целлюлозной цепи образуется 0,3 молекулы фурфурола и 0,7 молекулы других побочных продуктов, главным образом L‑глюкозы). Основная формула (3) данной модели имеет вид:

в том числе

ДП ₀

является начальным

ДП

，

ДП _т

для любого момента в процессе старения

ДП

«,»

г _бумага

«Что касается качества обмотки и выводной бумаги,»

162

это молекулярная масса глюкозных звеньев,

96

это молекулярная масса фурфурола,

10⁶

для

г

прибывать

мкг

поправочный коэффициент ,

0.3

Для выхода реакции,

1.2

Это поправка на поглощение фурфурола в твёрдой изоляции.

Однако анализ фуранов может использоваться лишь в качестве качественного показателя скорости деградации изоляционной бумаги, а не как количественный. Приведённая выше формула может приводить к ошибочным или неточным оценкам степени полимеризации (DP) вследствие следующих ограничений:

• Фактическое количество деградированной изоляционной бумаги за определённый промежуток времени неизвестно;

• Незнание тепловых характеристик трансформаторов;

• Влияние обработки маслом на концентрацию фурфурола;

• Бумага, обработанная теплом, не образует достаточного количества 2FAL;

• влияние состояния изоляционного масла (содержание воды и уровень кислотности) на образование и растворение фуранов в масле;

• Вследствие разделения с целлюлозой (мгновенного) измерение фурана зависит от температуры.

Точность можно повысить за счёт учёта распределения температуры в изоляционном слое, модели старения и кривой старения, которые учитывают содержание влаги в бумаге, что, в свою очередь, влияет на скорость деградации изоляционной бумаги и растворимость продуктов старения (надписей) в масле.

3.2 Другие эффекты старения, влияющие на продолжительность жизни

3.2.1 Механические удары и вибрация при транспортировке и эксплуатации (событие короткого замыкания)

Поскольку рынок трансформаторов сегодня является глобальным, трансформаторы нередко подвергаются механическим ударам и вибрациям в ходе длительных транспортных перевозок. Транспортировка может осуществляться автомобильным, железнодорожным или морским транспортом, а во многих случаях — их комбинацией. Повреждения, возникающие в процессе транспортировки, могут быть вызваны резкими ударами, вибрацией либо медленными повторяющимися движениями, такими как тряска и кренение. Наиболее распространённой проблемой, обусловленной этими условиями, является смещение обмоток, выводов, изоляционных элементов и ламелей сердечника; всё это может привести к преждевременному выходу трансформатора из строя в течение его эксплуатационного срока. Аналогично, в ходе эксплуатации трансформатор может испытывать многочисленные большие и малые токи короткого замыкания, что постепенно, накапливаясь, приводит к повреждению обмоток, особенно если конструкция трансформатора не предусматривает надлежащего учёта таких воздействий.

3.2.2 Недостатки и проблемы монтажа на месте

Во время этапа монтажа и ввода в эксплуатацию на месте трансформаторы подвергаются значительным рискам и требуют тщательного управления и контроля всего процесса. Необходимо принять меры, направленные на снижение риска физических повреждений, вызванных строительными работами, а также загрязнения, обусловленного внешними условиями окружающей среды. Для крупногабаритных трансформаторов, собираемых и заполняемых маслом непосредственно на площадке, следует минимизировать продолжительность воздействия изоляционной системы на атмосферные условия, чтобы уменьшить количество поглощённой влаги и снизить риск загрязнения частицами. Одной из ключевых операций, способных негативно повлиять на твёрдую изоляцию при вводе трансформатора в эксплуатацию, является вакуумирование и фильтрация масла. Вакуумирование перед заливкой масла является важнейшей частью этого процесса; как будет отмечено далее, после подачи напряжения твёрдая изоляция выделяет в масло влагу и остаточный кислород. В эксплуатации существуют различные методы удаления избыточной влаги, однако поскольку процесс диффузии влаги из бумажной изоляции в изоляционное масло протекает крайне медленно, для её полного удаления при высоких температурах требуется длительное время, что сокращает срок службы твёрдой изоляции.

3.2.3 Молниевые и операционные удары (-s)

Обмотки трансформаторов в эксплуатации могут подвергаться воздействию различных высоковольтных перенапряжений, таких как удары молнии, эксплуатационные перенапряжения, аварии на линиях электропередачи и др. Существует обширная документация, свидетельствующая о том, что такие условия могут приводить к выходу трансформаторов из строя. Как правило, повреждения возникают в изоляции между витками, однако они также могут появиться в любой точке изоляции обмотки. В современных трансформаторах для защиты от возможных повреждений нередко применяются внешние ограничители перенапряжений. Тем не менее, даже при наличии внешних ограничителей трансформаторы иногда выходят из строя вследствие внутренних резонансных явлений.

3.2.4 Гармоническая, повторяющаяся суперпозиция высокочастотных напряжений (фотовольтаическое оборудование, оборудование для производства ветровой энергии, промышленное оборудование)

В течение срока службы трансформаторы могут подвергаться различным видам электромагнитных помех. Интенсивность и амплитуда этих помех зависят от места расположения трансформатора в сети и степени её стабильности. Как правило, промышленные сети, включающие дуговые печи, нагрузки с электродвигателями, полупроводниковое оборудование и электронику, работают в более жёстких условиях по сравнению с сетями общественного распределения; однако эта ситуация быстро меняется вследствие роста доли распределённой генерации в сетях общего пользования. Из‑за возросших потерь на вихревые токи в обмотках и металлических элементах высокие значения гармоник могут приводить к повреждению изоляции трансформатора. Влияние «ультрагармоник», формирующихся на объектах возобновляемой энергетики, на процесс старения пока недостаточно изучено. Это может вызывать повышение температуры горячих точек сверх проектного предела, ускоряя старение изоляции. Поэтому при анализе корреляции между сетевыми гармониками и старением изоляции трансформатора на основе анализа растворённых газов (DGA) и данных о состоянии сети необходимо учитывать динамику гармоник и рост концентрации газов.

3.2.5 Временная перегрузка (s)

Нагрузки, превышающие номинальную (проектную) мощность трансформатора, могут существенно воздействовать на него; по мере роста тока нагрузки увеличивается и рассеянный магнитный поток, что влечёт за собой более высокие потери и повышение температуры проводников и механических компонентов. Дополнительное тепло ускоряет старение соответствующей изоляции. Ещё одним риском повышенных температур является образование пузырей — явление, обычно наблюдающееся на поверхности целлюлозной изоляции и способное привести к снижению диэлектрической прочности изоляционной системы. Наиболее вероятно это происходит при температурах свыше 140 °C, однако при высокой влажности изоляционной системы указанная температура может быть ниже.

4. Соображения, касающиеся срока службы и списания трансформатора

Трансформатор считается вышедшим из эксплуатации, когда он перестаёт работать в соответствии с предусмотренными характеристиками или выходит из строя и выводится из эксплуатации. Конец срока службы трансформатора можно разделить на технический, экономический и стратегический. Наиболее распространённой причиной остановки трансформаторов являются экономические или стратегические факторы. К экономическим причинам относятся высокий уровень износа, значительные затраты на техническое обслуживание, расходы на страхование и бюджеты реинвестиций. Изменения спроса на электроэнергию, колебания уровней напряжения либо устаревание ключевых компонентов — всё это приводит к тому, что трансформаторы достигают своего стратегического срока эксплуатации. Технические факторы жизненного цикла трансформатора следует разделить на те, которые влияют на корпус, изоляторы, регулятор напряжения и систему охлаждения. Для каждого из этих элементов необходимо установить предельный уровень риска; при превышении этого уровня эксплуатация трансформатора должна быть прекращена.

Процессы, способные привести твёрдую изоляцию трансформатора к её техническому пределу, можно разделить на:

• Сила короткого замыкания

• Различные перенапряжения

•перегрузка

• Катастрофический перегрев внутри

• Ухудшение состояния изоляционной бумаги и других изоляционных деталей

• Полное представление о всей изоляционной системе (жидкая, твёрдая — изоляционная бумага, картон, дерево)
 

Для каждого параметра следует установить приемлемые нижние и верхние пределы. Однако эти параметры не являются независимыми друг от друга, и достижение трансформатором конца срока службы (EoL) может определяться не только одним из них (см. рис. 1). Например, если трансформатор эксплуатируется в сети без коротких замыканий, а нагрузка невелика и стабильна, сильно стареющая изоляционная бумага может по‑прежнему сохранять работоспособность.

Рис. 1 Обзор параметров, влияющих на срок службы трансформатора

Например, необходимо учитывать естественное старение как самого устройства, так и изоляционной бумаги — как в условиях нормальной эксплуатации, так и при воздействии событий, вызывающих нагрузки, приводящие к короткому замыканию, когда со временем механические свойства бумаги, покрывающей проводник, изменяются настолько, что её предел прочности при растяжении и относительное удлинение уже не способны выдерживать возникающие в обмотках напряжения. Если же бумага становится настолько хрупкой, что разрушается под действием механических нагрузок, это в конечном счёте может привести к короткому замыканию в зоне повышенных напряжений.

Ещё одним аспектом является изменение размеров изоляционной бумаги в ходе нормального процесса старения. Существуют два возможных сценария: во‑первых, это пластическая деформация изоляционного материала или релаксация механической поддерживающей конструкции, приводящие к снижению напряжений; во‑вторых, увеличение напряжений вследствие расширения бумаги, обусловленного: (а) влагой, выделяющейся самой бумагой и/или всей изоляционной системой в ходе реакции старения, либо (б) проникновением воды через негерметичную прокладку или расширяющуюся систему. Влага преимущественно поглощается целлюлозной изоляцией. Поэтому, в зависимости от конструкции зажимной системы корпуса, изменения размеров изоляционной бумаги могут приводить к уменьшению или увеличению зажимного усилия. Например, такое изменение может вызывать проблемы при возникновении токов короткого замыкания или других механических перемещений внутри трансформатора. Остаточное зажимное давление — ещё один важный механический критерий конца срока службы. Технический предельный срок службы трансформатора также может быть обусловлен или повлиять на него транспортировка, ремонтные работы, исторические короткие замыкания или другие интенсивные механические воздействия.

Не существует строгого, чёткого и общепринятого определения срока службы или допустимых минимальных значений параметров твёрдой изоляции трансформаторов. Тем не менее часто приводится критерий конца срока службы целлюлозных материалов: когда предел прочности при растяжении снижается до 300–200 МПа или ниже, что значительно ниже показателя новой бумаги. Значение степени полимеризации (DP) у новых материалов обычно составляет около 1200–1000. Однако применение этого стандарта остаётся неясным: подходит ли он для участков с наибольшими механическими и/или электрическими нагрузками, для наиболее нагретых зон или для локальных «горячих точек» в обмотках — вопрос, требующий дальнейшего обсуждения.

Предыдущее издание Руководства МЭК по нагрузке (2005 год) (см. рис. 2, воспроизведённый в виде табл. 3) помогало производителям и владельцам оборудования оценивать, как продолжительность эксплуатации при определённой температуре наиболее нагретого участка влияет на предел прочности на разрыв и степень деградации бумаги. В таблице приведены два различных пороговых значения предела прочности на разрыв: снижение на 50% и снижение на 75%, что соответствует степени деградации 200. Следует отметить, что эти результаты получены в идеальных условиях — на очень сухих образцах без доступа кислорода и на термически модифицированных бумагах. Кроме того, важно учитывать, что указанный «срок службы» следует рассматривать лишь как ориентировочную величину, поскольку данные цифры относятся к случаю, когда трансформатор находится под полной нагрузкой в течение всего периода эксплуатации — что в реальной практике встречается крайне редко. Необходимо подчеркнуть, что в данном Руководстве МЭК по нагрузке не указано, какая модель деградации была использована для определения степени деградации, а также каким образом устанавливается значимость этой величины.

Примечание: В пересмотренном стандарте IEC 60076‑7 (2018) рассматривается старение бумажной изоляции с учётом воздействия кислорода и воды, а также приводятся модели и параметры деградации. Однако содержание воды в документе предполагается постоянным, что не соответствует уровню влаги в целлюлозе во время эксплуатации трансформатора; при этом в приложении чётко не уточняется, идёт ли речь о горячей воде или о среднем содержании влаги.

 

Рис. 2 Срок службы волокнистой изоляции зависит от предела прочности при растяжении и степени полимеризации.

Метод измерения степени полимеризации (DP) уже давно применяется в целлюлозно‑бумажной промышленности, а также используется в трансформаторостроении для оценки состояния целлюлозы. Этот метод требует небольшого количества образцов; в некоторых случаях возможно отбор проб из внутренней части трансформатора без его повреждения, однако нельзя брать образцы из мест с повышенной температурой. Предел прочности при растяжении хорошо коррелирует со степенью полимеризации, особенно для высокосортной разлагаемой бумаги; см. рис. 3 в документе CIGRE TB 738.

Корреляция между числом разрывов цепей и пределом прочности на разрыв целлюлозных молекул оказывается более выраженной, что отражено в уравнении (4): число разрывов цепей линейно связано с уменьшением предела прочности на разрыв.

      

ДП ₀

Указывает на новую статью,

ДП _т

Указывает состояние изоляционной бумаги на момент проведения испытания. При использовании количества разорванных связей, когда

ДП _т

= 200

, хрупкая бумага соответствует η

= 5

Однако в литературе неоднократно отмечалось и сообщалось, что трансформаторы подвергаются интенсивному старению изоляции (

ДП < 150

) для обеспечения дальнейшей бесперебойной работы: в этом случае бумага ни не разрушалась, ни не отклеивалась.
 

Рис. 3 Корреляция между значением DP и пределом текучести при статическом нагружении в ходе а, b и c‑стадий старения; данные взяты из TB 738.

      

Другой метод заключается в отборе образца для испытания на разрыв, что требует использования плоских, длинных и широких многослойных полосок бумаги; такие полоски обычно отсутствуют как в обмотке трансформатора, так и в самом трансформаторе, за исключением случаев, когда производитель заранее помещает несколько таких полосок в трансформатор для последующего использования. Кроме того, поскольку вскрытие бака для отбора проб — сложная и деликатная операция, сопряжённая с риском загрязнения, практически никто не прибегает к ней.

      

Независимо от применяемого метода крайне важно указывать, какие результаты используются для оценки состояния трансформатора и, в конечном счёте, для прогнозирования сроков его дальнейшей эксплуатации. При прогнозировании будущего различные параметры сопровождаются различными степенями неопределённости. В этом отношении сообщение лишь среднего значения ДП обмотки имеет ограниченную ценность, поскольку в конструкции могут существовать участки с весьма низким значением ДП, что может привести к недостаточной механической или изоляционной устойчивости.

      

Показатели старения, такие как оксид углерода, диоксид углерода, фураны и спирты (например, метанол и этанол), применяемые для выявления высокоуглеродистых или перегретых целлюлозных материалов, в основном используются лишь для маркировки и диагностики ненормального режима работы. Одна‑единственная характеристика может свидетельствовать о том, что целлюлозный изолятор подошёл к концу срока службы; при этом в трансформаторной отрасли не существует общепринятого порогового значения. Тем не менее имеющиеся у конкретных пользователей данные указывают на то, что эти показатели коррелируют с результатами других испытаний бумажных материалов, проводимых на выведенных из эксплуатации трансформаторах; эти результаты служат основой для определения соответствующих критериев окончания срока службы, установленных самими пользователями трансформаторов.
 

5. Анализ опроса среди трансформаторов

5.2 Подпункты участия в анкетном опросе

       

В ходе опроса было получено в общей сложности 48 ответов от 44 уполномоченных энергетических компаний из 19 стран. Среди них — Австралия (3), Канада (2), Китай (2), Франция (3), Германия (3), Италия (1), Япония (4), Иордания (1), Малайзия (1), Маврикий (1), Намибия (1), Португалия (7), Южная Африка (3), Испания (2), Швеция (4), Швейцария (2), Таиланд (2), Объединённые Арабские Эмираты (1) и Соединённое Королевство (5).

5.3 Краткое изложение результатов опроса

1) Более 93% (то есть подавляющее большинство) опрошенных энергетических компаний используют результаты анализа проб масла для определения конечного срока службы трансформаторов. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в большинстве случаев именно анализ проб масла служит основой при принятии решений о завершении эксплуатации трансформаторов.

2) Тремя наиболее важными методами анализа масляных проб при принятии решений о завершении срока службы трансформатора являлись ДГА (95%), 2FAL (84%) и оценка качества масла (82%).

Примечание: Качество масла включает в себя содержание влаги (количество воды в масле), кислотность, ДДФ (диэлектрические потери) и МПН (межфазное натяжение).

3) Что касается анализа проб масла, то наиболее широко применяемыми методами определения конца срока службы трансформаторов являются DGA+2FAL (80%), 2FAL+масло (70%) и DGA+2FAL+масло (68%). Примечательно, что более 34% опрошенных энергетических компаний начали использовать метанол/этанол в качестве дополнительного маркера старения при принятии решений о завершении срока службы трансформаторов.

4) Три наиболее часто используемых испытательных масла DGA были отобраны через 1 год (55%), через 6 месяцев (16%) и в прочих случаях (11%).

5) Три наиболее часто используемые периодичности отбора проб масла при проведении тестирования по методу 2FAL составляют: 1 год (39%), 2 года (14%) и 5 лет или иной срок (13%).

6) При проведении испытаний качества масла наиболее часто применяются три частоты отбора проб: один раз в год (45%), один раз в два года (11%) и один раз в пять лет или реже (7%).

7) Три наиболее часто используемых последовательности (от наиболее важной к наименее важной) при принятии решений о завершении эксплуатации трансформаторов следующие: масло, изоляторы, переключатель отводов, бак, прочие компоненты (22%); масло, переключатели отводов, изоляторы, баки, прочие компоненты (14%); масло, баки, переключатели отводов, изоляторы, прочие компоненты (8%).

8) При принятии решений о завершении срока службы трансформаторов наиболее распространённым методом оценки минимального уровня диэлектрической прочности твёрдой изоляции является расчёт уровня диэлектрической прочности (77%) на основе двухфазной аномалии в масле, а также такие методы, как постмортемный анализ, моделирование, введение образцов целлюлозы в трансформаторную ёмкость и испытания по оценке электрического состояния. Примечательно, что более 62,5% опрошенных энергетических компаний используют испытания по оценке электрического состояния в качестве дополнительного метода при принятии решений о завершении срока службы трансформаторов.

9) Решения о выводе трансформаторов из эксплуатации в значительной степени не зависят от их мощности (МВА). Большинство опрошенных энергетических компаний (свыше 56%) считают, что мощность трансформатора не имеет особого значения или не представляет собой важного фактора, и лишь около 44% опрошенных компаний полагают, что чем больше мощность трансформатора, тем более это важно.

10) На решения о выводе трансформаторов из эксплуатации существенно влияет степень их критичности: по мнению большинства опрошенных энергетических компаний (свыше 77%), наиболее критичные трансформаторы следует выводить из эксплуатации в первую очередь.

11) Большинство опрошенных энергетических компаний (свыше 58%) считают, что их решения о выводе оборудования из эксплуатации основываются на «твердых научных данных», однако четких руководящих принципов, которым следовать, явно не существует: либо отсутствует письменная политика по принятию решений о выводе трансформаторов из эксплуатации (46%), либо отсутствуют ответы или соответствующая информация (12,5%). Менее половины (42%) опрошенных компаний располагают письменной политикой по вопросам завершения срока службы трансформаторов.

12) В настоящее время менее половины опрошенных энергетических компаний (42%) считают, что своевременно выводят из эксплуатации устаревшие трансформаторы; почти половина опрошенных компаний полагает, что списывает старые трансформаторы либо слишком рано (23%), либо слишком поздно (27%); примерно треть опрошенных компаний (31%) столкнулась с катастрофическими авариями или почти аварийными ситуациями, связанными с принятием решений о завершении срока службы трансформаторов.

5.4 Заключительные замечания

      

ДГА по‑прежнему остаётся наиболее ценным и эффективным методом выявления различных неисправностей трансформатора и помогает определить момент, когда трансформатор следует вывести из эксплуатации для ремонта или замены. В настоящее время не существует универсального предельного значения ДГА, позволяющего однозначно судить о сроке службы трансформатора; однако большинство специалистов считают, что границей перепрофилирования трансформатора служит значение ДГА в диапазоне 150–250. В настоящее время решения о прекращении эксплуатации трансформаторов не регламентируются строгими рекомендациями, и отсутствуют чётко установленные «стандарты». С точки зрения энергетических компаний существует реальная необходимость разработки строгих руководящих принципов, которые позволят более достоверно определять конец срока службы трансформаторов и тем самым улучшить процесс принятия решений, связанных с их выводом из эксплуатации.

6. Казусный анализ оценки состояния изоляции в конце срока службы трансформатора

      

Состояние изоляции трансформатора можно оценить с помощью анализа ДП. Состояние целлюлозной изоляции в конце её эксплуатационного ресурса напрямую не связано со сроком службы трансформатора, а в большей степени зависит от воздействия различных механических и конструктивных факторов. Важно отметить, что окончание срока службы целлюлозы не приводит к немедленному выходу устройства из строя. Однако, вследствие снижения механической прочности целлюлозы, если установлено, что она достигла или приближается к концу своего эксплуатационного ресурса, риск разрушения обмотки возрастает по сравнению с обычными условиями.

      

В данном разделе будут рассмотрены три примера трансформаторов с целлюлозной изоляцией, срок службы которых приближается к предельному или уже превышает его, а также проведено сравнение оценённого значения DP с измеренным значением DP.

6.1 Случай 1 — Трансформатор 1 — 410/21 кВ, 725 МВА, трёхфазный, стержневого типа, охлаждение OFAF — отказ после короткого замыкания в обмотке высокого напряжения

      

Трансформатору было всего 13 лет, когда он вышел из строя вследствие короткого замыкания в высоковольтной обмотке A‑фазы. Считается, что это связано с конструктивным недостатком, касающимся системы охлаждения обмоток. В период с 2006 по 2008 год анализ ДГА выявил тепловые аномалии и повышенные концентрации метана и этилена. В 2007–2008 годах анализы 2FAL, использовавшиеся для оценки степени деградации изоляционной бумаги, показали её значительное ухудшение (таблица 1).

Таблица 1 Измеренное значение 2FAL и оценённое значение DP (с использованием алгоритмов Чэндуна и Де Пабло)

Однако значение DP близко к концу срока службы и значительно ниже уровня, который можно было бы ожидать от трансформатора, эксплуатируемого всего 13 лет.

Проблема охлаждения представляет собой конструктивный недостаток, который, как считается, ускоряет старение изоляции трансформатора. Это, вероятно, приводит к разрушению целлюлозной изоляции, что в свою очередь может вызвать преждевременный выход трансформатора из строя.

Рис. 4 Расположение разломов и места отбора проб для анализа DP

Таблица 2 Анализ потерь мощности в обмотке высокого напряжения

Таблица 3. Анализ потерь мощности в обмотке низкого напряжения

Примечание: «Внутренний слой» — это слой бумаги, непосредственно контактирующий с проводником, тогда как «наружный слой» — это слой бумаги, наиболее удалённый от проводника и ближайший к маслу.

6.2 Случай 2 — Трансформатор 2 — 235/15 кВ, 360 МВА, трёхфазный, с железным сердечником, охлаждение OFAF — отсутствие повреждений, но эксплуатация прекращена в связи со старением.

       

Трансформатор, выпущенный в 1982 году, начал перегреваться в 1995 году и был выведен из эксплуатации в 1999 году вследствие электрической неисправности, вызванной коротким замыканием на стороне низкого напряжения, что привело к срабатыванию газового реле. В ходе заводского ремонта сердечник был заново собран, а также изготовлены новые обмотки низкого напряжения, которые были признаны неповреждёнными. С 2002 по 2007 год оборудование использовалось в качестве резервного, после чего было вновь введено в работу. В период с 2007 по 2008 год методом газовой хроматографии (DGA) в трансформаторном масле было выявлено повышение содержания метана, этана и этилена. Такая картина DGA, как считается, соответствует явлению перегрева внутри трансформатора. Значительное увеличение уровня оксида углерода свидетельствует о разрушении целлюлозной изоляции. Как показано в таблице 4, в этот же период возросли и измеренные значения 2FAL. Предполагается, что целлюлоза подверглась деградации вследствие термических аномалий. Проба 2008 года уже превысила расчётный срок службы. Ввиду высокого риска выхода из строя было принято решение о выводе трансформатора из эксплуатации.

Таблица 4: Измеренный показатель 2FAL и оценённый DP (с использованием алгоритмов Чэндуна и Де Пабло)

     

В ходе проверки на заводе было установлено, что сердечник перегревался и на магнитном экране появились горячие пятна (рис. 5). Проверка выявила недостаток в конструкции системы охлаждения, приведший к недостаточному охлаждению между масляным каналом и обмотками. Ввиду высокого риска выхода из строя было решено разобрать трансформатор и провести анализ ДП бумажной изоляции высоковольтных обмоток (табл. 5).

Рис. 5: Перегрев обмотки высокого напряжения и магнитного экрана

Таблица 5 Анализ ДП высоковольтной обмотки

       

Было установлено, что три из указанных выше образца имели значения степени полимеризации (DP) ниже 200, тогда как у остальных образцов эти значения были близки к 200. Значение DP варьировалось от минимума 171 до максимума 262. Полученные результаты согласуются с оценочными значениями DP для 2FAL. В качестве корректирующей меры, на основе данных тепловых расчётов, была установлена направляющая перегородка для обеспечения пилотного охлаждения, что позволило изменить тип охлаждения с OFAF на ODAF. Обмотки были модернизированы, и было внедрено охлаждение по схеме ODAF.

6.3 Случай 3 — Трансформатор 3 — 132/33 кВ, 45 МВА, трёхфазный, с железным сердечником, охлаждение OFAF — неисправностей нет, однако эксплуатация прекращена в связи с плановой заменой.

       

Трансформатор был изготовлен примерно в 1960 году и планируется к замене в 2017 году. В имеющихся данных анализа образцов масла не выявлено признаков развития термической или электрической разрядной активности. В таблице 6 ниже приведены два значения 2FAL — максимальное и конечное — за весь доступный период эксплуатации. Эти значения 2FAL используются для расчёта оценочных значений DP с применением алгоритмов Чэндунга и Де Пабло, которые считаются приемлемыми для трансформаторов, подвергшихся старению.

В ходе обследования на этапе вывода из эксплуатации у трансформатора было выявлено значительное скопление масла, что свидетельствует о длительной утечке масла (рис. 6). По данным расследования, трансформатор постоянно подвергался «дозаправке».
 

Рис. 6 В ходе выездной проверки было установлено, что основной масляный резервуар на протяжении длительного времени подтекает на обширной площади.

      

Бумажная изоляция всех обмоток всех трёх фаз постоянно перегревается и становится хрупкой (рис. 7). При этом проводник по‑прежнему полностью покрыт изоляционным материалом. В ходе разборки трансформатора было отобрано тридцать шесть образцов бумаги для анализа ДП, результаты приведены в таблице 7.
 

Рис. 7 Примеры перегрева изоляции высоковольтных, низковольтных и отводных обмоток

Таблица 7: Анализ ДП для каждой обмотки

      

Измеренные результаты анализа DP все оказались ниже 200; минимальное значение составило 87, а максимальное — 189. Однако оба этих значения существенно ниже оценочных значений DP, полученных на основе анализа 2FAL. Это подчёркивает одно из ограничений применения алгоритма оценки DP: разница между оценочным и фактическим значениями DP, как предполагается, обусловлена тем, что основной танк был «полон» нефти вследствие длительного разлива. Нефть в основном танке была разбавлена за счёт постоянного «дозаправления» новой нефтью; это, в свою очередь, приводит к искажению значения 2FAL для нефти в основном танке.

     

Три зарегистрированных случая посмертного вскрытия показывают:

- Значения ДП могут значительно варьироваться от внутреннего до наружного слоя в выбранной точке расположения проводника.

- Оценка ДП, полученная на основе измерения 2FAL по общей формуле, не всегда коррелирует с фактическим измерением. В некоторых случаях они хорошо совпадают, тогда как в других — существенно отклоняются от реальных результатов.

- Значения DP, достигающие 100, могут наблюдаться на трансформаторах, находящихся в эксплуатации.

7. Точно оценить/выявить пробелы в знаниях и недостатки инструментов на этапе конца жизненного цикла

     

При оценке срока службы маслонаполненных силовых трансформаторов с технической точки зрения ключевое значение имеет состояние целлюлозной изоляции.

7.1 Параметры и условия, определяющие конец срока службы (EoL) технологии изоляции трансформаторов.

      

Подводя итоги содержания предыдущих глав, можно выделить четыре основных параметра и соответствующие им условия, которые могут быть независимыми друг от друга либо комбинироваться для определения или прекращения работы трансформатора:

1) Степень старения ДП, особенно целлюлозной изоляции: если степень старения высока, это означает, что значение ДП крайне низко, изоляционная функция изоляционной бумаги более не обеспечивается, и трансформатор должен быть остановлен. Существуют два основных сценария: а) со временем бумага становится хрупкой и в конечном итоге начинает отслаиваться (отделяться), что приводит к снижению диэлектрической прочности — например, между витками обмотки; б) в результате старения механическая прочность бумаги снижается настолько, что она уже не способна выдерживать усилия и напряжения, возникающие при токах короткого замыкания или даже при эксплуатационных вибрациях.

2) Зажимное усилие обмотки: Статическое зажимное усилие обмотки трансформатора подвержено изменениям; основными причинами являются: пластическая деформация при постоянном напряжении, динамические колебания влажности и соответствующий эффект расширения‑сжатия, изменение температуры, упругие деформации и старение целлюлозы, а также воздействие токов короткого замыкания. Если допустимая выдерживаемая током короткого замыкания нагрузка оказывается ниже уровня напряжений, возникающих при коротком замыкании в системе, трансформатор должен быть остановлен, за исключением случаев, когда возможны значительные меры по повторному зажиму, являющиеся технически осуществимыми и экономически обоснованными.

3) Влага в изоляционной системе: Если уровень влаги превышает определённый предел, диэлектрическая прочность снижается, и оборудование перестаёт функционировать безопасно. Наличие даже нескольких процентов влаги может существенно уменьшить электрическую прочность на пробой и подвергнуться поверхностному скольжению тока. Кроме того, значительно возрастает риск образования пузырьков после попадания влаги. В зависимости от ситуации, если проведение сушки непосредственно на месте невозможно либо считается слишком рискованным — поскольку это приведёт к снижению прижимного давления — или же сушка экономически нецелесообразна, то трансформатор считается вышедшим из эксплуатации, и его допускают к работе, несмотря на состояние твёрдой изоляции, после проведения сушки.

4) Образование шлама: В редких случаях накопление шлама может снижать эффективность охлаждения масляного потока настолько, что обмотки трансформатора незаметно перегреваются. В этом случае трансформатор следует вывести из эксплуатации, если невозможно устранить засоры в системе охлаждения и в обмотках путём удаления шлама либо если затраты на его удаление оказываются чрезмерно высокими.

 

7.2 Вопросы, связанные с определением и оценкой параметров и условий конца жизненного цикла

1) Состояние старения изоляции ДП, особенно целлюлозной изоляции. Поскольку для проведения анализа требуется вскрытие трансформатора, отбор образца бумаги непосредственно в полевых условиях не представляется практичным. Кроме того, к участкам бумаги с горячими точками в любом случае невозможно получить доступ, поэтому критический показатель старения ДП невозможно измерить напрямую. Косвенные методы (по маркерам старения — таким как фурановые соединения, спирты, оксиды углерода, растворённые в масле) имеют свои ограничения и недостаточно точны: они подвержены влиянию влажности и кислотности, а также связаны с термическими изменениями. Соотношение массы масла и бумаги, распределение температуры внутри изоляции (которое зависит от нагрузки трансформатора), потеря маркеров старения в масле (из‑за испарения, превращения в другие продукты, обработки масла), а также отсутствие более точной модели, учитывающей влияние содержания воды на оценку состояния ДП, — всё это ограничивает точность применения корреляции между маслом и изоляцией. Значение ДП в трансформаторе представляет собой не единый параметр, а диапазон значений по эксплуатируемым частям («ландшафт ДП»), что в основном обусловлено неравномерными градиентами температуры и распределением влажности. Даже при наличии точного, идеального значения ДП корреляция ДП с отслаиванием бумаги и корреляция ДП с «реальной, необходимой» механической прочностью практически неизвестны. Последняя представляет собой совокупность таких свойств, как прочность на растяжение, разрыв, сжатие, трение и вибрация, помимо конструктивных ограничений. Метод имитации ДП путём экстраполяции данных мониторинга также имеет свои ограничения: во‑первых, исходное содержание воды и её распределение (на момент ввода в эксплуатацию) при нулевой величине остаются неизвестными. Кроме того, тепловая имитация сильно зависит от расчётов горячих точек, а также от правильного размещения, установки и функционирования оптоволоконных датчиков внутри обмоток.

2) Зажимное усилие обмоток. Современные силовые трансформаторы практически во всех случаях проектируются и комплектуются геометрически неизменяемыми системами зажима. Это порождает недостаток: давление в конструкции изменяется при наличии влаги, при перепадах температуры или в процессе старения (разрушении целлюлозы) зажатых обмоток. Кроме того, на сегодняшний день на рынке отсутствует система онлайн‑мониторинга зажимного усилия маслонаполненных силовых трансформаторов, что означает, что состояние зажима остаётся неизвестным на протяжении всего периода эксплуатации. Определение состояния зажима по данным измерений шума или вибрации не является точной наукой и может вводить в заблуждение, поскольку сигнал в наиболее критических участках оказывается подавленным. Важно отметить, что даже если статическое зажимное усилие всех обмоток нового трансформатора можно измерить, его состояние к концу срока службы остаётся неизвестным: помимо особенностей электросети и числа и интенсивности возможных коротких замыканий, оно в значительной степени зависит от самой конструкции трансформатора — материалов проводников, структуры обмоток и системы зажима, — а также от условий технического обслуживания.

3) Влага в изоляционной системе. Хотя содержание влаги в масле можно определить с приемлемой точностью, это не так для влажности твёрдой изоляции. Кроме того, распределение влаги в материале неравномерно, поскольку соотношение твёрдой и жидкой фаз зависит от температурного градиента, обусловленного колебаниями температуры, окружающей среды и нагрузки, а также состоянием старения изоляции. Недостатками определения влажности твёрдой изоляции являются прежде всего недостаточная точность как по абсолютным значениям, так и по местоположению в объёме материала.

4) Образование масляного шлама. Поскольку невозможно определить, имеется ли в трансформаторе шлам, где именно он находится и насколько сильно он накопился, оператор трансформатора практически не в состоянии решить, требуется ли вмешательство.

8. Резюме и заключение

      

К концу срока службы трансформатора его безопасная эксплуатация в первую очередь определяется старением целлюлозы (снижением степени полимеризации), а также изменениями статического зажимного усилия обмоток (уменьшением), избыточной влажностью изоляционной системы и возможным образованием шлама:

    

• Старение целлюлозы снижает механическую прочность бумаги, что необходимо для её изоляционных свойств, особенно при коротком замыкании, когда на обмотки действуют соответствующие динамические нагрузки.

    

• Снижение силы зажима обмотки может негативно сказаться на её механической стойкости к короткому замыканию; по сравнению с проектными показателями стойкости к короткому замыканию, недостаточно плотно закреплённые обмотки способны выдерживать лишь часть номинального тока.

    

• Высокое содержание влаги (местами превышающее 3%) снижает диэлектрическую прочность, особенно на границе раздела масло–картон.

    

• Шламовые отложения засоряют каналы охлаждающего масла, снижая его расход, что может привести к перегреву обмоток.

      

Даже при наличии датчика температуры, установленного в обмотках, выявить засорение масляного потока, вызванное образованием шлама, бывает непросто; однако в целом это редко является причиной выхода трансформатора из эксплуатации. Напротив, наличие воды внутри трансформаторного бака представляет собой хорошо известную опасность и постоянный повод для беспокойства. Хотя пока ещё невозможно точно определить содержание и распределение влаги внутри корпуса, косвенные методы оценки — по пробам масла или с помощью датчиков влажности масла — достаточно точны; особенно эффективно использование определения относительного парциального давления водяного пара («активности влаги»), которое позволяет выявлять надвигающиеся проблемы, связанные со снижением диэлектрической прочности вследствие повышенной влажности.

     

Ещё более проблематичными являются определение и контроль статического зажима обмоток: в настоящее время отсутствует коммерческая система мониторинга сопротивления масла, позволяющая наблюдать за изменениями силы на протяжении десятилетий — в настоящее время проходят испытания опытные образцы.

      

Опросы владельцев трансформаторов показали, что процесс старения целлюлозы является одной из основных проблем, влияющих на срок службы оборудования. Большинство специалистов по эксплуатации и техническому обслуживанию косвенно оценивают степень старения изоляции, отбирая пробы масла раз в год или раз в два года: для оценки степени старения бумажной изоляции используются корреляционные зависимости показателей, главным образом фурановых соединений. Помимо самой спорной природы этих корреляционных зависимостей, следует учитывать, что указанный маркер отражает состояние целостности стареющей бумаги, что накладывает определённые ограничения: например, при относительно небольших участках чрезмерного старения (например, вследствие локального перегрева) зоны старения иногда оказываются скрытыми и не поддаются выявлению. Вместе с тем имеются сообщения о более низких абсолютных значениях маркеров старения (производных метанолфурана) в масле, но при значительно более высоких концентрациях, что свидетельствует о наличии локальной геометрически ограниченной неисправности, затрагивающей изоляционную бумагу. Неоднократно отмечалось, что весьма старые трансформаторы могут обладать значительным запасом прочности и способны выдерживать испытания временем и работу в тяжёлых условиях лучше, чем трансформаторы новой конструкции. В таких случаях решение о замене трансформатора может оказаться преждевременным.

      

Дополнительное уточнение часто упоминаемого и применяемого предела DP по окончании срока службы, равного 200:

    

• Механическая прочность бумаги, особенно в случае самой бумаги, постепенно снижается; это означает, что по физическим причинам не существует «очевидного предела ДП», за исключением того факта, что эксплуатационный предел зависит от конструкции и условий эксплуатации (амплитуды и вероятности/частоты случаев короткого замыкания).

    

• Трансформаторы с сильно ухудшившейся изоляцией, если неизвестна их оставшаяся выдерживаемая токовая нагрузка при коротком замыкании, в принципе небезопасны для эксплуатации.

      

Основными методами точной и надёжной оценки срока службы трансформатора являются:

    

• Система мониторинга зажима, регистрирующая состояние зажима обмоток на протяжении всего срока их эксплуатации.

   

• Метод точного определения степени старения целлюлозных изоляционных материалов.

     

• Точное знание того, какая именно бумага обладает самым низким значением DP и где она находится в трансформаторе, гораздо более информативно и полезно, чем текущие отчёты, представляющие некое усреднённое значение низкого DP.

    

• Влияние конструкции и материала многослойного картона, а также возраста (DP), на механический импеданс при воздействии токов короткого замыкания, в особенности — на тип бумаги, её плотность и изоляционную обёртку из бумажной ленты.

    

• Влияние эксплуатационных нагрузок трансформатора (в первую очередь — перенапряжений и последствий коротких замыканий) на его будущую устойчивость к коротким замыканиям.

   

• Понять взаимосвязь между остаточным зажимным усилием, состоянием старения целлюлозной изоляции (DP) и стойкостью к короткому замыканию.

    

•Руководящие указания и рекомендации по общим эксплуатационным пределам и проектным эксплуатационным пределам (силе зажима, перепаду давления) для использования персоналом по эксплуатации и техническому обслуживанию трансформаторов при оценке и управлении рисками, связанными с трансформаторами.