Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины
Исследованы типичные основные и вероятные сценарии предаварийных и аварийных отказов главных блочных трансформаторов ТНЦ-1250000/330 АЭС. Предложены методы обслуживания силовых трансформаторов после их нормированного срока эксплуатации. Исследования аварийности позволили определить основные «зоны...
Saved in:
| Published in: | Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля |
|---|---|
| Date: | 2013 |
| Main Author: | |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Інститут проблем безпеки атомних електростанцій НАН України
2013
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/113414 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины / Д.В. Зозуля // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля: наук.-техн. зб. — 2013. — Вип. 20. — С. 57-67. — Бібліогр.: 12 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-113414 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
Зозуля, Д.В. 2017-02-07T21:14:50Z 2017-02-07T21:14:50Z 2013 Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины / Д.В. Зозуля // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля: наук.-техн. зб. — 2013. — Вип. 20. — С. 57-67. — Бібліогр.: 12 назв. — рос. 1813-3584 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/113414 621.314.222.6.026 Исследованы типичные основные и вероятные сценарии предаварийных и аварийных отказов главных блочных трансформаторов ТНЦ-1250000/330 АЭС. Предложены методы обслуживания силовых трансформаторов после их нормированного срока эксплуатации. Исследования аварийности позволили определить основные «зоны риска» оборудования, выявить интерпретации различных дефектов и предложить некоторые контрольно- диагностические методы управления сроком службы трансформаторного оборудования блоков АЭС Украины. Досліджено основні типові та ймовірні сценарії передаварійних й аварійних відмов головних блокових трансформаторів ТНЦ-1250000/330. На основі аналізу відмов запропоновано методи обслуговування силових трансформаторів після нормованого строку експлуатації. Дослідження аварійності дали змогу визначити основні «зони ризику» устаткування, виявити інтерпретації різних дефектів і запропонувати деякі контрольно- діагностичні методи керування терміном служби трансформаторного устаткування блоків АЕС України Statistics, design- and technological characteristics of main transformers of NPS units were compiled and analyzed. In article the basic typical and probable scenarios of preemergency and emergency refusals of main transformers of NPS units TNTS-1250000/330 are investigated. . Reasons of unit transformer failures resulting in forced outage of the units were found. On the basis of the analysis of refusals methods of service of power transformers after them the normalized operation term are offered. Breakdown susceptibility researches have allowed to define the cores «risk zones» equipment, to reveal interpretations of various defects and to offer some kontrol-diagnostic management methods service life of the transformer equipment of blocks of the atomic power station of Ukraine. ru Інститут проблем безпеки атомних електростанцій НАН України Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля Проблеми безпеки атомних електростанцій Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины Розробка й наукове обґрунтування технічних пропозицій по підвищенню надійності, енергетичної ефективності й продовженню ресурсу трансформаторів ТНЦ-1250000/330 на блоках АЕС України Development and scientific ground of technical suggestions on increase of reliability, energy efficiency and extension of resource of transformers of TNC-1250000/330 on NPS units of Ukraine Article published earlier |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| title |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины |
| spellingShingle |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины Зозуля, Д.В. Проблеми безпеки атомних електростанцій |
| title_short |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины |
| title_full |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины |
| title_fullStr |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины |
| title_full_unstemmed |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины |
| title_sort |
разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов тнц-1250000/330 на блоках аэс украины |
| author |
Зозуля, Д.В. |
| author_facet |
Зозуля, Д.В. |
| topic |
Проблеми безпеки атомних електростанцій |
| topic_facet |
Проблеми безпеки атомних електростанцій |
| publishDate |
2013 |
| language |
Russian |
| container_title |
Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля |
| publisher |
Інститут проблем безпеки атомних електростанцій НАН України |
| format |
Article |
| title_alt |
Розробка й наукове обґрунтування технічних пропозицій по підвищенню надійності, енергетичної ефективності й продовженню ресурсу трансформаторів ТНЦ-1250000/330 на блоках АЕС України Development and scientific ground of technical suggestions on increase of reliability, energy efficiency and extension of resource of transformers of TNC-1250000/330 on NPS units of Ukraine |
| description |
Исследованы типичные основные и вероятные сценарии предаварийных и аварийных отказов главных
блочных трансформаторов ТНЦ-1250000/330 АЭС. Предложены методы обслуживания силовых трансформаторов после их нормированного срока эксплуатации. Исследования аварийности позволили определить основные
«зоны риска» оборудования, выявить интерпретации различных дефектов и предложить некоторые контрольно-
диагностические методы управления сроком службы трансформаторного оборудования блоков АЭС Украины.
Досліджено основні типові та ймовірні сценарії передаварійних й аварійних відмов головних блокових
трансформаторів ТНЦ-1250000/330. На основі аналізу відмов запропоновано методи обслуговування силових
трансформаторів після нормованого строку експлуатації. Дослідження аварійності дали змогу визначити основні «зони ризику» устаткування, виявити інтерпретації різних дефектів і запропонувати деякі контрольно-
діагностичні методи керування терміном служби трансформаторного устаткування блоків АЕС України
Statistics, design- and technological characteristics of main transformers of NPS units were compiled and analyzed.
In article the basic typical and probable scenarios of preemergency and emergency refusals of main transformers
of NPS units TNTS-1250000/330 are investigated. . Reasons of unit transformer failures resulting in forced outage of the units were found. On the basis of the analysis of refusals methods of service of power transformers after them the
normalized operation term are offered. Breakdown susceptibility researches have allowed to define the cores «risk
zones» equipment, to reveal interpretations of various defects and to offer some kontrol-diagnostic management
methods service life of the transformer equipment of blocks of the atomic power station of Ukraine.
|
| issn |
1813-3584 |
| url |
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/113414 |
| citation_txt |
Разработка и научное обоснование технических предложений по повышению надежности, энергетической эффективности и продлению ресурса трансформаторов ТНЦ-1250000/330 на блоках АЭС Украины / Д.В. Зозуля // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля: наук.-техн. зб. — 2013. — Вип. 20. — С. 57-67. — Бібліогр.: 12 назв. — рос. |
| work_keys_str_mv |
AT zozulâdv razrabotkainaučnoeobosnovanietehničeskihpredloženiipopovyšeniûnadežnostiénergetičeskoiéffektivnostiiprodleniûresursatransformatorovtnc1250000330nablokahaésukrainy AT zozulâdv rozrobkainaukoveobgruntuvannâtehníčnihpropozicíipopídviŝennûnadíinostíenergetičnoíefektivnostíiprodovžennûresursutransformatorívtnc1250000330nablokahaesukraíni AT zozulâdv developmentandscientificgroundoftechnicalsuggestionsonincreaseofreliabilityenergyefficiencyandextensionofresourceoftransformersoftnc1250000330onnpsunitsofukraine |
| first_indexed |
2025-11-24T11:37:44Z |
| last_indexed |
2025-11-24T11:37:44Z |
| _version_ |
1850845616731586560 |
| fulltext |
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 57
УДК 621.314.222.6.026
Д. В. Зозуля
Институт проблем безопасности АЭС НАН Украины, ул. Лысогорская, 12, Киев, корп. 106, 03028, Украина
РАЗРАБОТКА И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ, ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
И ПРОДЛЕНИЮ РЕСУРСА ТРАНСФОРМАТОРОВ ТНЦ-1250000/330
НА БЛОКАХ АЭС УКРАИНЫ
Исследованы типичные основные и вероятные сценарии предаварийных и аварийных отказов главных
блочных трансформаторов ТНЦ-1250000/330 АЭС. Предложены методы обслуживания силовых трансформато-
ров после их нормированного срока эксплуатации. Исследования аварийности позволили определить основные
«зоны риска» оборудования, выявить интерпретации различных дефектов и предложить некоторые контрольно-
диагностические методы управления сроком службы трансформаторного оборудования блоков АЭС Украины.
Ключевые слова: трансформаторы, изоляция, обмотки, бак, масло, газообразование.
Актуальной задачей в электроэнергетике в ближайшие 20 - 30 лет является обеспечение рабо-
тоспособности электротехнического оборудования после нормируемого (расчетного 25 - 30 лет) сро-
ка службы. Возможности по замене технически устаревшего парка экономически и технически огра-
ничены. Возникает проблема, как понизить пик необходимых инвестиций и распределить его на бо-
лее долгий период? Необходима разработка долговременной стратегии обновления и замены обору-
дования на максимально возможный срок.
Конструкции блочных трансформаторов АЭС разработаны и введены в эксплуатацию в конце
70 – начале 80-х годов прошлого столетия. Из табл. 1 видно, что более половины главных блочных
трансформаторов АЭС Украины превысили формальный срок службы (данные от общего числа экс-
плуатируемых машин даны в скобках в процентах).
Таблица 1. Время наработки парка блочного трансформаторного оборудования АЭС Украины
по состоянию на июнь 2011 г.
Оборудование 11 – 15 лет 16 – 20 лет 21 – 25 лет 26 – 30 лет 31 – 35 лет
ТНЦ-1250000/330 2* - 1 1 1
ОРЦ-417000/750 7 6 12 6 –
ТДЦ-250000/330 – – – 3 1
Всего: 40 блочных
трансформаторов
9 6 13 (30 %) 10 (25 %) 2
* После ремонта на заводе.
Модель «жизни» трансформатора может быть представлена в виде ухудшения состояния со
временем, а именно снижения запасов прочности под воздействием термических, электрических,
электромагнитных и электродинамических нагрузок и различных химических преобразований и за-
грязнений.
В [1] предлагает различать четыре состояния: нормальное – состояние, при котором оборудо-
вание может выдерживать нормированные нагрузки; дефектное – аномальное состояние, в основном
вследствие обратимых изменений (увлажнение, загрязнение масла и изоляции, ослабление креплений
и пр.). Дефекты принципиально могут быть устранены без отключения трансформатора от сети; по-
врежденное состояние – связанное с условно необратимыми изменениями (повреждениями), для
устранения которых требуется частичная замена деталей активной части, проведение дорогостоящих
работ со сливом масла, демонтажем бака, разборкой активной части и пр.; отказ (полный или непол-
ный) – состояние, при котором продолжение эксплуатации невозможно либо ограничено. Следует
различать полный и неполный отказ и его экономические последствия.
Целью оценки состояния должна быть идентификация дефектного и поврежденного состоя-
ний с учетом вероятного сценария развития дефектов и последствия отказа. Блочные трансформато-
ры АЭС Украины длительно работают на номинальной мощности.
Такая нагрузка может скрывать, что трансформаторы имеют дефекты старения изоляции ак-
тивной части, проблемные места теплогазовыделения, нестабильность электродинамики. Вероятным
сценарием повреждения при ненормированной эксплуатации будут межвитковые или межкатушеч-
© Д. В. Зозуля, 2013
Д. В. ЗОЗУЛЯ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 58
ные разряды, разрушение изоляции вводов и отводов, а также повреждения устройства регулирова-
ния под нагрузкой (РПН). Оценка технического состояния и продления срока службы трансформа-
торного оборудования блоков АЭС определяется степенью риска внезапного отказа, особенно с ката-
строфическими последствиями, и может быть представлена в виде четырех основных категорий: теп-
ловое старение, электроизоляционный износ, механический износ, износ комплектующих изделий [2,
3]. В октябре 1996 г. после включение 2-го блока Южно-Украинской АЭС (ЮУАЭС) после останова
для перегрузки топлива произошло повреждение блочного трансформатора ТНЦ-1250000/330 с по-
жаром из-за пробоя изоляции обмотки 750 кВ. Только специальные меры по временной установки
трансформатора ТНЦ-1000000/300, доставленного из Запорожской ТЭС, позволили ограничить время
простоя блока до 40 сут. При этом ежесуточные потери оценивались примерно в 1 млн долларов.
Блочные трансформаторы ТНЦ-1250000/330 представляют собой наиболее мощную в мире
конструкцию в трехфазном исполнении. Удельная загрузка каждого стержня составляет 417 МВА,
что существенно превышает, например, мощность наиболее мощного трансформатора, установлен-
ного на АЭС Франции – 360 МВА на фазу (стержень). Всего в эксплуатации находятся пять транс-
форматоров данной конструкции, из которых четыре установлены на АЭС Украины. Первый транс-
форматор находится в эксплуатации на ЮУАЭС с 1982 г.
Технические характеристики блочных трансформаторов ТНЦ-1250000/330
Номинальное напряжение обмотки высокого напряжения (ВН), кВ
Номинальное напряжение обмотки низкого напряжения (НН), кВ
347
24
Номинальный ток ВН, А
Номинальный ток НН, А
2082
30070
Вольт/виток; напряжение короткого замыкания (КЗ), % 705,88; 14, 6%
Группа соединения Yн/Д-11
Ток холостого хода, % 0,55
Потери Р холостого хода, кВт 715
Потери PКЗ ВН/потери рассеяния, кВт 1118/195
Потери РКЗ НН/потери рассеяния/циркулирующие токи, кВт 926/278,2/65
Потери РКЗ суммарные, кВт 2269
Система охлаждения с принудительной циркуляцией масла;
направленный контур в обмотке НН
5 + 1 резервный масловодяной
охладитель
Транспортная масса, т 500
Масса масла, т 85
Опыт эксплуатации. Причины отказов, приводящих к вынужденному отключению
блоков АЭС. Особенности конструкции, влияющие на надежность
Опыт эксплуатации наиболее мощных клас-
сов блочных машин в трехфазном исполнении в ми-
ре отсутствует. Более наглядно классификацию отка-
зов с относительными долями от общего числа ил-
люстрирует диаграмма Парето (рис. 1) аварийности
систем токоведущей (6,5 %), механической (7,3 %)
электроизоляционной (7,5 %), охлаждения (20,4 %),
электромагнитной (22,6 %) и системы вводов (35,7%)
блочных трансформаторов ТНЦ-1250000/330.
Большая часть отказов обусловлена де-
фектами комплектующих узлов, возникавших пре-
имущественно в приработочный период и устра-
ненных на месте установки. Очевидно, что любая
причина отказов трансформатора приводит к несоизмеримо большим потерям, связанным с отключе-
нием блока. Опыт показывает, что наиболее вероятными дефектами в активной части конструкции
могут быть местные нагревы в электромагнитной системе; перегревы контактных соединений осо-
22,6%
35,7%6,5%7,3%
20,4%
7,5%
Рис. 1. Диаграмма Парето аварийности
ТНЦ-1250000/330 за время их эксплуатации
на блоках АЭС Украины.
РАЗРАБОТКА И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 59
бенно на стороне НН, дефекты, вызывающие значительное снижение электрической прочности, а
также местные деформации обмоток (табл. 2).
Электромагнитная система. Магнитная система выполнена трехстержневой с разветвлен-
ными боковыми ярмами. Средняя индукция в стержне 1,7 Тл. Стяжка стержней и боковых ярем про-
изведена бандажами из стеклоленты, а горизонтальных ярем – полубандажами. Верхние и нижние
ярмовые балки (консоли) связаны между собой вертикальными пластинами, установленными на
стержнях. Балки со стороны НН электрически связаны с балками со стороны ВН через одну из вось-
ми поперечных балок, которыми активная часть опирается на дно бака трансформатора.
Таблица 2. Виды и причины отказов функциональных систем блочных
трансформаторов ТНЦ-1250000/330 за время их эксплуатации
Функциональная
система
Число
отказов
Вид и причина отказа (наработка лет до отказа)
Электромагнитная 3 Разземление магнитопровода; ослабление контакта «лапа – нижняя
балка ярмовая» (4). Нагрев металлической пластины прессовки обмотки
(под ярмом), закупоривание охлаждающего канала магнитопровода (9).
Перегрев в зоне стыка верхнего ярма и обратной полки консоли (2)
Электроизоляционная 1 Перекрытие изоляции верхней половины обмотки ВН (11)
Механическая 1 Потеря осевой устойчивости крайних катушек обмотки ВН (11)
Токоведущая 1 Нагрев и выгорание гибкой связи ввода НН (1)
Система охлаждения, шкаф
автоматического охлаждения
трансформатора (ШАОТ)
3 Перегрев клемм в цепи рабочего питания ШАОТ (9). Течь масла через
компенсатор напорной ветви маслопровода (9). Отключение газовой
защиты (ГЗ) из-за утечки масла из системы охлаждения (15)
Вводы 4+1 КЗ контур в узле компенсации давления масла (1). Повышение кон-
центраций растворенных газов в масле вводов 330 кВ (3). Снижение
давления во вводе 330 кВ (1). Падение давления во вводе из-за нару-
шения уплотнения токоведущей трубы (13). Повреждение вводов НН
при КЗ в токопроводе после включения со стороны 330 кВ (23)
Для снижения добавочных потерь от потоков рассеяния предусмотрены магнитные шунты.
Они установлены на верхних полках нижних ярмовых балок, на внутренних стенках бака в зоне при-
ближения обмоток, вдоль разъема, на внутренних стенках коробок вводов НН. Нагрев металлических
частей в потоке рассеяния остается весьма заметным. Например, перегрев поверхности прессующих
колец обмоток ВН над маслом при номинальной нагрузке от потока рассеяния составляет 47 °С.
Возникновение местных нагревов, связанных как с основным потоком, так и с потоком рассе-
яния, является весьма вероятным явлением в данной конструкции. Учитывая, что в объеме масла
около 100 м3, выделение, например, 300 мл газа, что соответствует местному нагреву масла до 700 °С
в течение часа, вызывает изменение концентрации газа всего на 3 ррм. Очевидно, что установленный
периодический (один раз в шесть месяцев) контроль растворенных газов малоэффективен. Требуется
внедрение непрерывного контроля газов координировано с величиной токовой нагрузки и температу-
ры. Целесообразно выполнить модификацию схемы заземления активной части путем вывода шинок
заземления наружу бака через изоляторы для контроля замыканий между частями магнитопровода.
Электроизоляционная система. Конструкция обмоток: обмотка НН – винтовая, 8-ходовая
(количество ходов определяют по числу, на которое делят проводники витка). Хода располагают
вдоль стержня, а параллельные проводники перпендикулярно оси стержня. В зависимости от тока и
соответственно числа параллельных проводов винтовая обмотка может выполняться одноходовой и
многоходовой. В блочных трансформаторах ТНЦ-1250000/330 применена двухслойная обмотка из
транспонированного провода (21 параллельный проводник расчетное значение при токе обмотки НН
более 300 А) с двумя склеивающимися лентами. Обмотка ВН – катушечная комбинированная с вво-
дом в середину. Всего 60 катушек из подразделенного провода. 14 катушек от линейной зоны - пере-
плетенного типа, остальные – непрерывной намотки. Толщина изоляции в переплетенной зоне 1,36
мм на две стороны. Напряженность электрического поля при рабочем напряжении 2,6 кВ/мм.
Чувствительные зоны. Влияние вероятных факторов деградации. На рис. 2 изображена
главная изоляция маслобарьерного типа. Напряженность электрического поля в промежутке ВН - НН
Д. В. ЗОЗУЛЯ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 60
при рабочем напряжении 2,5 кВ/мм. Расчетные минимальные запасы импульсной прочности про-
дольной изоляции ВН 130 %. Из рисунка видно, что надежность главной изоляции при воздействии
кратковременных воздействий грозового и коммутационного им-
пульсов определяется участками изоляции «ВН - НН», «обмотка
ВН – бак», а также участком вдоль обмотки ВН. Отложение на
поверхности изоляции проводящих примесей (сульфида серы,
низкомолекулярных кислот и фурановых соединений), а также
накопление примесей и их концентрация в масле может вызвать
значительное снижение напряжения возникновения скользящего
разряда, стриммеров и увеличения скорости их распространения
(рис. 3). Масловодяная система охлаждения представляет потен-
циальную угрозу попадания воды в масло, особенно после дли-
тельного отключения блока в зимнее время. Реальным источни-
ком проникновения дождевой воды является уплотнение нако-
нечника отвода на вводе 330 кВ.
Возникает необходимость непрерывного (системы
Transport X, Transfix, Hydran) контроля содержания газов и влаги
в работающем трансформаторе, а также периодического контроля
влагосодержания в донной части маслоохладителей. Для повыше-
ния чувствительности защит к начальному замыканию между проводниками целесообразно выпол-
нить модификацию с разделением нейтралей (верх-низ ВН) и установкой поперечной дифферен-
циальной токовой защиты.
Рис. 3. Образы стриммеров в трансформаторном масле трансформатора ТНЦ-1250000/330.
Возникает необходимость непрерывного (системы Transport X, Transfix, Hydran) контроля со-
держания газов и влаги в работающем трансформаторе, а также периодического контроля влагосо-
держания в донной части маслоохладителей. Для повышения чувствительности защит к начальному
замыканию между проводниками целесообразно выполнить модификацию с разделением нейтралей
(верх-низ ВН) и установкой поперечной дифференциальной токовой защиты.
Критическим фактором деградации электрической прочности является образование проводя-
щих примесей (металлические примеси, углерод). Учитывая, что электрическое поле способствует
миграции примесей и отложения их на участках повышенной напряженности, необходимо контроли-
ровать количество и состав механических примесей в масле, а также предусмотреть систему тонкой
фильтрации примесей под напряжением. Наиболее вероятным видом повреждения изоляции после ее
значительного старения (при содержании влаги в бумаге от 0,3 до 7 % степень полимеризации твер-
дой изоляции в пределах не менее 400 - 360, тепловое старение табл. 5 по ГОСТ 14209-97 и аутентич-
ному МЭК-60354-91) может быть замыкание между параллельными проводниками обмотки НН, вы-
полненной из транспонированного провода. Реальным методом диагностики может быть резистивная
составляющая потерь рассеяния обмотки и ее частотная зависимость. Необходимым методом диагно-
стики может быть метод анализа растворенных газов.
Диагностические параметры имеют вероятностный характер из-за неравномерности структу-
ры изоляции, способов проникновения, равновесия и миграции проводящих частиц, отсутствия эф-
фективных диагностических методов к изменению состояния изоляции при увлажнении и загрязне-
нии. Масло составляет более 46 % объема маслобарьерной изоляции. Увеличение тангенса угла ди-
электрических потерь от 0,5 до 1 % в масле с малыми диэлектрическими потерями вызовет заметное
увеличение тангенса угла потерь участка «ВН - НН», «обмотка ВН – бак» от 0,27 до 0,55 %. Однако
поскольку барьеры между обмотками не полностью перекрывают высоту обмоток, так что между об-
Б
ак
НН1 НН2 ВН
21
Рис. 2. Главная изоляция
ТНЦ-1250000/330.
90
C
160 kV
E D
14 kV 30 kV 304 kV 424 kV
0,1 км/с 2 км/с 2 км/с 10 км/с 100 км/с
РАЗРАБОТКА И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 61
мотками остается чисто масляный участок, влияние проводимости масла может шунтировать вели-
чину тока через масло-барьерный участок и снизить чувствительность диэлектрической характери-
стики к ухудшению состояния картона.
Механическая система. Динамическая стойкость обмоток при КЗ определяется радиальной
устойчивостью наружного слоя обмотки НН, выполненной из транспонированного провода, а также
осевой устойчивостью верхних катушек обмотки ВН. Чувствительность применяемого метода диа-
гностики посредством измерения сопротивления КЗ недостаточна для определения начальных де-
формаций. Необходимо освоение и внедрение более чувствительных методов диагностики, в частно-
сти анализа частотных спектров импеданса (FRA-Frequency Response Analysis) [4].
Токоведущая система. Значительные величины токов более IН (см. выше технические харак-
теристики) через обмотки предполагают повышенную чувствительность трансформатора к измене-
нию переходных сопротивлений в контактных соединениях, особенно на стороне НН. В конструкции
применены вводы на номинальный ток 20 кА при номинальном токе трансформатора 17,36 кА. Уве-
личение переходного сопротивления всего на 10 - 15 мкОм может инициировать прогрессирующий
нагрев контактов. Важной проблемой эксплуатации является контроль теплового состояния транс-
форматоров в работе. Для осуществления такого контроля применяются как косвенные методы,
например измерения температуры верхних слоев масла, так и методы измерения температуры наибо-
лее нагретых точек внутри трансформатора (ТННТ). Разработаны датчики, позволяющие измерять
непосредственно температуру в обмотках трансформатора точечного и распределенного типов. При-
менение волоконно-оптической техники для вывода информации от датчика позволяет поместить
датчики непосредственно в обмотку на высоком потенциале, избавиться от электромагнитных помех
при измерениях. Наибольшие возможности дает применение распределенных волоконно-оптических
датчиков температуры, вмотанных в обмотку. Контроль ТННТ во время работы позволяет опреде-
лить оптимальное число работающих вентиляторов и насосов при данной окружающей температуре
и нагрузке трансформатора. Это позволяет снизить потери в системе охлаждения, повысить КПД
трансформатора. Система может применяться для непрерывного контроля нагрева трансформатора.
Тепловое исполнение. Система охлаждения. Для системы охлаждения применяются пять
рабочих и один масловодяной резервный охладитель типа МО-53-4-1, ШАОТ. Тепловое состояние и
соответственно термическая «жизнь» изоляции определяется состоянием верхних катушек обмоток
ВН и НН, зависящим в значительной степени от температуры масла (табл. 3). Так при температуре
масла 65 °С и полной нагрузке трансформатора температура наиболее нагретых катушек (ННК) мо-
жет достигать 120 °С.
Таблица 3. Тепловое состояние обмоток трансформатора ТНЦ-1250000/330
Обмотка Перегрев средней температуры
обмотки над маслом, °С
Перегрев средней температуры обмотки
над водой, °С
Средний ННК Средний ННК
НН 25,7 54,8 43,6 72,7
ВН 35,9 52,7 54,3 74,4
В трансформаторах ТНЦ-1250000/330, в которых соблюдаются ГОСТ 14209-97, МЭК-60354-
91, относительная скорость теплового старения определяется по отношению к скорости старения в
течение одного нормального дня. Таким днем считается день работы трансформатора при номиналь-
ной нагрузке при окружающей температуре 20 °С. При этом температура наиболее нагретой точки
составляет 98 °С (1,0 отн. ед.). Для нормального суточного износа изоляции трансформатора темпе-
ратура наиболее нагретой точки должна быть ≤ 98 ºС. Из табл. 4 следует, что если температуру уве-
личить на 6 ºС, срок службы изоляции сократится вдвое (под температурой наиболее нагретой точки
подразумевается температура наиболее нагретого слоя обмотки верхней катушки трансформатора).
Таблица 4. Относительная скорость теплового старения изоляции трансформатора
Температура ННТ
обмотки, ºС
80 86 92 98 104 110 116 122 128 134 140
Скорость старения
при 98 ºС, отн. ед.
0,125 0,25 0,5 1,0 2,0 4,0 8,0 16,0 32,0 64,0 128
Д. В. ЗОЗУЛЯ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 62
Фактически нагрузка трансформаторов ТНЦ-1250000/330 не превышает 85% от номинальной.
Вместе с тем температура масла в осевых каналах у обмоток может существенно превышать темпе-
ратуру верхних слоев масла (до 20 %), которая на самом деле представляет смесь потоков масла, вы-
текающих из обмоток, из магнитопровода и масла, циркулирующего между обмотками и баком.
Можно утверждать, что фактическое тепловое состояние, степень старения изоляции и соответствен-
но, ее остаточный ресурс являются в настоящее время неопределенными из-за 15 % недогрузки
трансформатора на блоках.
Для оценки теплового состояния данного трансформаторного оборудования необходим кон-
троль, мониторинг и диагностика по следующим вопросам:
использование современных методов расчета, определения температурного профиля обмоток
и возможности непосредственного измерения температуры масла, выходящего из обмоток посред-
ством оптико-волоконных датчиков;
усовершенствование системы контроля и управления охладителями на основе автома-
тического измерения температуры входящих и выходящих потоков масла и воды в каждом работаю-
щем охладителе, температуры масла, входящего в обмотки НН – бак и выходящего из бака. Контроль
и поддержание оптимальной температуры масла, выходящего из обмоток должен быть эффективным
способом продления ресурса изоляции;
определение места и средств контроля температуры верхних слоев масла. Контроль темпера-
туры необходимо осуществлять с учетом величины тока в обмотках, а также величины расходов воды
и масла в охладителе и расходов масла через трансформатор. Целесообразно использовать приборы
контроля средней температуры обмоток ВН (на принципе термографии) с учетом превышения темпе-
ратуры обмотки над маслом, величины тока через обмотки и постоянной времени нагрева.
Проходные вводы 330 кВ. Состояние вводов в значительной мере определяет надежность и
устойчивость работы блоков (см. табл. 1, рис. 1). В конструкции трансформатора применен ввод типа
ГМТПА-45-330/2500У1, имеющий наибольшую (2500 А) токовую нагрузку. Вводы должны выдер-
живать ток термической стойкости IТС = 25 IН. Максимальное давление масла 3 атм при номинальной
нагрузке, температуре масла в трансформаторе 75 °С и окружающей температуре 40 °С. При этом не
учитывается, что трансформатор подогревает окружающий ввод воздух и что солнечная радиация
создает существенный дополнительный нагрев ввода (по ГОСТ 10693-81 эффективное значение тем-
пературы окружающего воздуха 40 °С для исполнения У1 и ХЛ1). Сильфонные устройства (18 или 20
устройств в зависимости от года изготовления) объемом 1,9 л должны обеспечивать давление масла
во вводе в расчетных пределах при расчетном диапазоне изменения температур.
Соответственно контроль изменения давления масла во вводе становится важной задачей.
Существующая конструкция предусматривает только визуальный контроль по манометру, установ-
ленному на «голове ввода», позволяющему осуществлять только грубую индикацию давления. По-
вышение давления масла во вводе свидетельствует о нарушении свойств трансформаторного масла, и
оно должно быть комплексно проверено на наличие влаги и примесей.
Опыт эксплуатации показал, что конструкция остова ввода является весьма надежной. Факти-
ческие причины отказов и отбраковки вводов связаны с окислением масла и образованием медьсо-
держащих коллоидов, перегревом масла, в частности в верхней части из-за образования контуров в
поле рассеяния и течами масла, что требует организации иного контроля. Системы контроля вводов
предлагается основывать на автоматическом измерении давления и температуры масла, комплексной
проводимости масла ввода под напряжением и постоянном контроле растворенных газов.
Метод и модель исследования газообразования в блочных трансформаторах блоков
АЭС. В силовых трансформаторах и шунтирующих реакторах 70 % проблем (п. 1–6 данного раздела)
может быть выявлено с помощью хроматографического анализа растворенных газов (ХАРГ) в масле.
Анализ растворенных газов является индикатором аномальных явлений: термические и разрядные
процессы, изменение рабочего напряжения и магнитного потока, увеличения нагрузки, влияние на
конструкцию основного магнитного потока или потока рассеяния. К таким дефектам расположены
все анализируемые системы «жизнеобеспечения трансформатора», однако скорость газообразования
при различных повреждениях, их качественные и количественные показатели различны, и в некото-
рых случаях анализ растворенных газов может выявить начальный, развитый и послеаварийный де-
фект. Известные инструкции по интерпретации газов [5 - 7] дают четкие указания, как идентифици-
ровать трансформатор с дефектом и какой тип повреждения может иметь место. Исследования состо-
яния трансформаторного оборудования блочного типа АЭС Украины на базе функционального ХАРГ
в масле дает возможность показать типичные развития аварий.
РАЗРАБОТКА И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 63
1. Анализируемые газовые соединения: Н2 (водород), С2Н2 (ацетилен), С2Н4 (этилен), СН4 (ме-
тан), СО (окись углерода), С4Н8 (бутен-1) – основные газовые соединения для определения прогнози-
руемых дефектов; вспомогательные газы – СО2 (диоксид углерода), О2 (кислород), N2 (азот). Так,
например, С2Н4 – является симптомом перегрева выше 500 °С, когда может ожидаться образование
углерода; С2Н2 – для образования ацетилена необходима температура, как минимум, 800 – 1200 °C,
при этом образование растворенных газов может сопровождаться образованием пузырьков газа и
оплавлением металла.
2. Газовые отношения (идентификация повреждения): СН4/Н2 (оценка частичных разрядов
(ЧР)), С2Н2/С2Н4 (дуговой разряд), С2Н4/С2Н6 (нагрев-перегрев масла), С2Н2/С2Н6 (электрические раз-
ряды), СО2/СО (перегрев целлюлозы), С2Н2/Н2 (проникновение газов в масло основного бака из бака
РПН), N2/О2 (расходование кислорода), С2Н8/(Σ СхНх + Н2) (перегрев при температуре 150 – 300 °С).
Отношение С2Н4/С2Н6 также используется для расчета температуры локального перегрева с помощью
имперического выражения [8]
T °C = 322 log (С2Н4/С2Н6) + 525, (1)
где отношение С2Н4/С2Н6 (этилен/этан используется как параметр, выявляющий термические воздей-
ствия и его величина больше единицы).
3. Скорость газообразования в случае локального перегрева за 1 сут на 1 см2 сопоставляется с
предполагаемой температурой и возможным количеством перегретого металла по уравнению [8]
log R = 14,4 – 11800/Т, (2)
где R – скорость образования, мл/ч на 1 см2 нагретой поверхности; Т – абсолютная температура, К.
4. Вид (образ) развивающихся в трансформаторах дефектов можно ориентировочно опреде-
лить графически по основным газам: водороду, метану, этилену и ацетилену. Описанные в [8, 9] об-
разы характерных газов являются очень эффективными диагностическими характеристиками. На
рис. 4 на оси абсцисс представлены анализируемые газы, а на оси ординат – удельная концентрация
каждого газа по отношению к газу, имеющему наибольшую концентрацию. Таким образом, отобра-
жается образ характерного дефекта.
5. Количества образовавшихся и растворенных горючих газов могут использоваться как сте-
пень деградации материалов, особенно целлюлозной изоляции. Важно учитывать количество газов в
трансформаторах, имеющих большой объем, какими являются блочные трансформаторы. Так,
например, авторы [10] считают, что необходимо обращать внимание на трансформаторы с количе-
ством СО только более 15 л, а авторы [9] считают опасным уровень газов 0,2 л (СО + СО2) на 1 кг
нагретой витковой изоляции.
6. Источники газообразования в блочных трансформаторах ТНЦ-1250000/330, ОРЦ-
417000/750, ТДЦ-250000/330 АЭС Украины могут быть оценены на базе функциональной модели по-
вреждений трансформаторов, предложенной рабочей группой СИГРЭ 12.18 «Управление сроком
службы трансформатора», которая представлена на рис. 5 в модифицированном виде.
На базе функциональной методологии, основанной на состоянии оборудования [12] и прове-
денных исследованиях главных блочных трансформаторов, определены интерпретации системных
сценариев развития аварий:
Н
СН4
С2Н6
С2Н4
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
С2Н2
С2Н2
Н
СН4
С2Н6
С2Н4
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Н
СН4
С2Н6
С2Н4
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
С2Н2
Н
СН4
С2Н6
С2Н4
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Рис. 4. Образ характерного дефекта по основным диагностируемым газам.
С2Н2
Д. В. ЗОЗУЛЯ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 64
Электромагнитная система. 1. Местный перегрев, искрение в остове, связанное с магнит-
ным потоком: КЗ контуры в остове (изолированные и прессующие болты, прессующие металличе-
ские кольца), как правило, приводят к интенсивному газообразованию. 2. Местный перегрев, искре-
ние в остове, связанное с потоком рассеяния.
Три механизма могут быть рекомендованы для рассмотрения:
местный перегрев, вызванный вихревыми токами, который приводит к образованию газа, ча-
стиц углерода (нагара) и других продуктов разложения, а также к износу изоляции;
КЗ контуры между соседними частями в потоке рассеяния, часто из-за плохого контакта меж-
ду ними, приводят к перегреву, искрению и дуговому разряду, газообразованию;
изменение плавающего потенциала также приводит к искрению.
Диэлектрическая система. Увлажнение, загрязнение частицами ⇒ возникновение умерен-
ных ЧР ⇒ возникновение деструктивных ЧР ⇒ образование газов ⇒ прогрессирующие ЧР, сопро-
вождающиеся газообразованием ⇒ образование треков, стриммеров, сопровождающееся критиче-
скими предаварийными ЧР и интенсивным газообразованием ⇒ пробой.
Механическая система. Снижение прессовки ⇒ нарушение геометрии обмотки ⇒ появле-
ние ЧР, сопровождающееся газообразованием ⇒ развитие ползущего разряда ⇒ перекрытие, про-
бой или нарушение геометрии обмотки + коммутационная волна ⇒ перекрытие между катушками
обильным газовыделением.
Токоведущая система. Прогрессирующее увеличение сопротивления контакта при-
водит к прогрессирующему росту температуры, газообразованию, необратимому износу кон-
тактов, обугливанию, коксованию, разрыву цепи и КЗ.
Проведенные исследования типичных и вероятных сценариев повреждения блочных транс-
форматоров ТНЦ-1250000/330 после их нормированного срока эксплуатации позволяют выявить «зо-
ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ СИСТЕМА
Э
Л
Е
К
Т
Р
О
И
ЗО
Л
Я
Ц
И
О
Н
Н
А
Я
С
И
С
Т
Е
М
А
МЕХАНИЧЕСКАЯ СИСТЕМА
Т
О
К
О
В
Е
Д
У
Щ
А
Я
С
И
С
Т
Е
М
А
ГАЗООБРА-
ЗОВАНИЕ
Снижение прессовки остова. Дефект в цепи заземле-
ния. Циркулирующие токи. Плавающий потенциал.
Старение изоляции пластин. Возникновение КЗ кон-
туров
Местный нагрев. Искровые и дуго-
вые разряды
У
вл
аж
не
ни
е.
С
то
ро
нн
ие
ч
ас
ти
цы
. З
аг
ря
зн
ен
ие
п
ов
ер
хн
ос
ти
. С
о-
ст
ар
ен
ая
ц
ел
лю
ло
за
и
м
ас
ло
Ч
Р
н
из
ко
й
эн
ер
ги
и.
Д
ес
тр
ук
ти
вн
ы
е
Ч
Р
. О
бр
аз
ов
а-
ни
е
ст
ри
м
м
ер
ов
,
тр
ек
ин
го
в,
р
аз
ря
до
в.
П
ер
ег
ре
в
це
лл
ю
ло
зы
У
худш
ение контактны
х соединений, изм
енение
переходны
х сопротивлений
Значительны
е м
естны
е пере-
гревы
в отводах, вводах, кон-
тактах
Снижение прессовки обмоток
Нарушение геометрии и де-
формация обмоток
Перекрытие между ка-
тушками. Пробой изоля-
ции
Д
еф
ек
ты
, о
пр
ед
ел
яе
м
ы
е
с
по
м
ощ
ью
Х
А
Г
Р
Д
еф
екты
, неопределяем
ы
е с пом
ощ
ью
Х
А
Г
Р
Рис. 5. Модель функциональных повреждений трансформатора. Дефекты, выявляемые
с помощью ХАГР.
РАЗРАБОТКА И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 65
ны риска» оборудования и определить факторы и меры надежности, безопасности и эффективности
главных генераторных трансформаторов блоков АЭС.
Факторы, влияющие на снижение надежности и меры по повышению надежности
в главных трансформаторах ТНЦ-1250000/330 блоков АЭС Украины
Отсутствуют средства выявления замыканий между
параллелями обмотки, в частности между проводни-
ками транспонированного провода обмоток НН –
наиболее вероятного вида повреждения вследствие
механической деградации состареной изоляции
Разработать и внедрить метод контроля состояния
обмоток посредством анализа частотной зависимо-
сти потерь рассеяния с учетом опыта института
IREQ (Канада)
Недостаточная чувствительность применяемых ме-
тодов диагностики деформации обмоток
На базе разработок СИГРЭ освоить и внедрить ме-
тод диагностики на основе анализа частотных спек-
тров импеданса (FRA-Frequency Response Analysis)
Применяемая при разработке методика теплового
расчета оказывается недостаточной для определения
фактического нагрева изоляции обмоток. Предпола-
гается, что температура масла в осевых каналах у
обмоток существенно превышает температуру верх-
них слоев масла, принятую для контроля теплового
состояния в работе
Выполнить переоценку теплового исполнения транс-
форматора с использованием современных методов
расчета, определения температурного профиля обмо-
ток и возможности непосредственного измерения
температуры масла, выходящего из обмоток посред-
ством оптико-волоконных датчиков
Головной образец конструкции ТНЦ-1250000/330 на
ЮУАЭС № 109401 находится в эксплуатации более
30 лет, не проявляя заметных признаков старения по
данным традиционных испытаний. Однако фактиче-
ское состояние трансформатора остается неопреде-
ленным. Имеются основания предполагать значи-
тельный износ отдельных катушек обмоток
Выполнить обследование состояния трансформатора
№ 109401 по специальной программе с определени-
ем профиля температур и профиля старения изоля-
ции, в том числе с оценкой степени старения в
наиболее нагретой зоне обмоток и остаточного ре-
сурса изоляции. На базе такого обследования разра-
ботать методические рекомендации по оценке состо-
яния и остаточного ресурса трансформаторов данно-
го типа
Недостаточный контроль температурного режима
трансформатора. Отсутствие автоматического кон-
троля расходов масла, в том числе в контуре направ-
ленной циркуляции. Поддержание неадекватно по-
вышенной температуры масла способствует ускоре-
нию старения изоляции
Переработать систему контроля и управления охла-
дителями на основе автоматического измерения
температуры входящих и выходящих потоков масла
и воды в каждом работающем охладителе, темпера-
туры масла. Организовать контроль температуры
масла, выходящего из обмоток. Разработать экс-
пертную Программу температурно-нагрузочного
контроля
Продольная дифференциальная токовая защита (ДЗ)
недостаточно чувствительна к замыканию между
витками обмотки
Выполнить модификацию конструкции с разделением
нейтралей (раздельным контролем токов небаланса в
верхних и нижних половинах обмоток ВН) и установ-
кой поперечной ДЗ
Система контроля состояния вводов неадекватна
фактическим процессам, приводящим к отказам
Разработать систему контроля, основанную на авто-
матическом измерении давления и температуры
масла и комплексной проводимости ввода под
напряжением и периодическом ХАГР и проводимо-
сти масла
Выводы
Анализ аварийности, оценка состояния и диагностическое обследование главных генератор-
ных трансформаторов ТНЦ-1250000/330 [2, 3] позволили определить возможность и целесообраз-
ность дальнейшей эксплуатации блочных трансформаторов АЭС Украины.
1. Определено, что в блочных трансформаторах ТНЦ-1250000/330, ОРЦ-417000/750, ТДЦ-
250000/330 необратимых катастрофических процессов за время эксплуатации 25 - 35 лет не проис-
ходит.
Д. В. ЗОЗУЛЯ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 66
2. Увеличивается объем обратимых дефектов. Трансформаторное оборудование после норми-
руемого срока эксплуатации (25 - 30 лет) нуждается в восстановлении запасов прочности своих си-
стем. Такие работы по оценке технического состояния и продления срока службы могут быть выпол-
нены на месте их установки.
3. Процесс восстановления и возвращения систем трансформаторного оборудования до ре-
гламентируемого состояния позволяет надеяться, что улучшенное состояние сохранится длительное
время при высоких показателях безопасности, надежности и эффективности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Life management techniques for power transformers // CIGRE Technical Brochure. – 2003. – № 227.
2. Зозуля Д. В. Анализ опыта эксплуатации главных блочных трансформаторов ОРЦ – 417000/750 блоков
АЭС Украины // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля. – 2012. – Вип. 18. – С. 66–76.
3. Зозуля Д. В., Федоренко Г. М. Анализ современного состояния трансформаторного оборудования, его роль
и место в обеспечении безопасности, повышении энергетической и экологической эффективности эксплу-
атации блоков АЭС Украины // Там же. – 2011. – Вип. 17. – С. 59 – 67.
4. Mechanical condition assessment of transformer windings using frequency response analysis (FRA) // CIGRE
Technical Brochure. – 2003. – № 342.
5. IEC 60599 – Mineral oil-impregnated equipment in service – interpretation of dissolved and free gases analysis. -
2007.
6. IEEE Standart. Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers C57. –1991. –
104 р.
7. Moelmann A., Pahlavanpour B. New Guidelines for Interpretation of Dissolved Gas Analysis in Oil-Filled Trans-
formers // Electra. – 1999. – № 186. – Р. 31 – 51.
8. Tsukioka H. et al. Behavior of gases generated from decomposition of insulating oils under effect of localized
heating // Denki Gakkai Rombunsi. – 1978. – Vol. 98-A. – № 7. – Р. 381 – 388.
9. Okubo H. et al. Electrical Insulation Diagnostic Method and Maintenance Criteria for Oil-Immersed Power Trans-
formers // Proceedings of the 13th International Conference on Diagnostic Liquids. Nara, Japan, July 20 - 25,
1999.
10. Current problems in insulating systems including assessment of aging and degradation // Join colloquium // Elec-
tra. – 1990. – № 133.
11. Sokolov V. et al. Experience with Life Management of 750 kV GSU Transformers at 100 MW units of Zaporozh-
skaya Nuclear Power Plant // Proceedings of the Sixty-Fifth Annual International Conference of Doble Clients. –
1998. – Р. 8 - 11.
12. Sokolov V. Consideration on Power Transformer Condition- based Maintenance // EPRI Substation Equipment
Diagnostic Conference VIII. – New Orleans, 2000, Feb. 20 - 23.
Д. В. Зозуля
Інститут проблем безпеки АЕС НАН України, вул. Лисогірська, 12, корп. 106, Київ, 03028, Україна
РОЗРОБКА Й НАУКОВЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ТЕХНІЧНИХ ПРОПОЗИЦІЙ ПО ПІДВИЩЕННЮ
НАДІЙНОСТІ, ЕНЕРГЕТИЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ Й ПРОДОВЖЕННЮ
РЕСУРСУ ТРАНСФОРМАТОРІВ ТНЦ-1250000/330 НА БЛОКАХ АЕС УКРАЇНИ
Досліджено основні типові та ймовірні сценарії передаварійних й аварійних відмов головних блокових
трансформаторів ТНЦ-1250000/330. На основі аналізу відмов запропоновано методи обслуговування силових
трансформаторів після нормованого строку експлуатації. Дослідження аварійності дали змогу визначити осно-
вні «зони ризику» устаткування, виявити інтерпретації різних дефектів і запропонувати деякі контрольно-
діагностичні методи керування терміном служби трансформаторного устаткування блоків АЕС України.
Ключові слова: блокові трансформатори, вводи, шунтуючі реактори, автотрансформатори зв’язку, про-
бій і старіння ізоляції, система охолодження, надійність, безпека.
D. V. Zozulia
Institute for Safety Problems of Nuclear Power Plants NAS of Ukraine, 12, Lysogirska str., building 106,
Kyiv, 03028, Ukraine
DEVELOPMENT AND SCIENTIFIC GROUND OF TECHNICAL SUGGESTIONS ON INCREASE
OF RELIABILITY, ENERGY EFFICIENCY AND EXTENSION OF RESOURCE OF TRANSFORMERS
OF TNC-1250000/330 ON NPS UNITS OF UKRAINE
Statistics, design- and technological characteristics of main transformers of NPS units were compiled and ana-
lyzed. In article the basic typical and probable scenarios of preemergency and emergency refusals of main transformers
of NPS units TNTS-1250000/330 are investigated. . Reasons of unit transformer failures resulting in forced outage of
РАЗРАБОТКА И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
________________________________________________________________________________________________________________________
ISSN 1813-3584 ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ 2013 ВИП. 20 67
the units were found. On the basis of the analysis of refusals methods of service of power transformers after them the
normalized operation term are offered. Breakdown susceptibility researches have allowed to define the cores «risk
zones» equipment, to reveal interpretations of various defects and to offer some kontrol-diagnostic management
methods service life of the transformer equipment of blocks of the atomic power station of Ukraine.
Keywords: unit transformers, bushings, shunt reactors, coupling autotransformers, breakdown and deterioration
of insulation, cooling system, reliability, safety.
REFERENCES
1. Life management techniques for power transformers // CIGRE Technical Brochure. – 2003. – № 227.
2. Zozulia D. V. Analysis of cervice experience of ORC-417000/750 main unit transformers of NPS units of Ukraine
// Problemy bezpeky atomnyh electrostansiy i Chornobylya (Problemy of nuclear power plants and of Chornobyl).
– 2012. – Iss. 18. – P. 66 – 76. (Ukr)
3. Zozulia D.V., Fedorenko G. M. Analysis of current state of transformer equipment, its role and place in affording
safety, increasing power and ecological effectiveness operation of units of nuclear power stations of Ukraine //
Problemy bezpeky atomnyh electrostansiy i Chornobylya (Problemy of nuclear power plants and of Chornobyl). –
2011. – Iss. 17. – P. 59 – 67. (Ukr)
4. Mechanical condition assessment of transformer windings using frequency response analysis (FRA) // CIGRE
Technical Brochure. – 2003. – № 342.
5. IEC 60599 – Mineral oil-impregnated equipment in service – interpretation of dissolved and free gases analysis. -
2007.
6. IEEE Standart. Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers C57. – 1991. –
104 р.
7. Moelmann A., Pahlavanpour B. New Guidelines for Interpretation of Dissolved Gas Analysis in Oil-Filled Trans-
formers // Electra. – 1999. – № 186. – Р. 31 – 51.
8. Tsukioka H. et al. Behavior of gases generated from decomposition of insulating oils under effect of localized heat-
ing // Denki Gakkai Rombunsi. – 1978. – Vol. 98-A. – № 7. – Р. 381 – 388.
9. Okubo H. et al. Electrical Insulation Diagnostic Method and Maintenance Criteria for Oil-Immersed Power Trans-
formers // Proceedings of the 13th International Conference on Diagnostic Liquids. Nara, Japan, July 20 - 25,
1999.
10. Current problems in insulating systems including assessment of aging and degradation // Join colloquium // Electra.
– 1990. – № 133.
11. Sokolov V. et al. Experience with Life Management of 750 kV GSU Transformers at 100 MW units of Zaporozh-
skaya Nuclear Power Plant // Proceedings of the Sixty-Fifth Annual International Conference of Doble Clients. –
1998. – Р. 8 - 11.
12. Sokolov V. Consideration on Power Transformer Condition- based Maintenance // EPRI Substation Equipment Di-
agnostic Conference VIII. – New Orleans, 2000, Feb. 20 - 23.
Надійшла 02.04.2012
Received 02.04.2012
|