Инновационные аспекты применения силовых трансформаторов в сетевом строителестве

В настоящее время в России значительная часть электротехнического оборудования, в том числе и силовых трансформаторов, выработала свой ресурс. В соответствии с Энергетической стратегией России отечественное оборудование, используемое для замены изношенного и устанавливаемое на новых объектах строительства, должно соответствовать задачам инновационного развития энергетического сектора страны.

При принятии проектных решений следует максимально использовать современные разработки в области трансфор-маторостроения, ориентированные на новые энергосберегающие методы эксплуатации электрических сетей. В России есть возможность (при инновационном развитии отечественной электроэнергетики) учесть опыт зарубежных стран и уменьшить риски, неизбежно возникающие при освоении новой техники.

В настоящее время много оборудования закупается у зарубежных производителей — мировых лидеров технического прогресса. Некоторое отечественное оборудование уже имеет технические характеристики, сопоставимые с зарубежными аналогами, но не всегда выигрывает по качеству или цене [1].

Важная характеристика инновационных трансформаторов — затраты на их техническое обслуживание (ТО), что во многом определяет энергоэффективность электрических сетей. Для современного оборудования при правильной эксплуатации серьёзные ремонты не потребуются в течение всего срока службы. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что, с одной стороны, при качественном ТО, а также своевременном выявлении и устранении дефектов срок службы трансформаторов может достигать 40 лет и более. Однако, с другой стороны, современное оборудование становится фактически неремонтопригодным или затраты на ремонт оказываются сопоставимыми с покупкой нового оборудования.

По современным оценкам объём рынка ТО электроэнергетических объектов (в том числе поставки запасных частей) достигает 80 % объёма нового строительства, что отражает риски необратимых последствий ошибок эксплуатационного персонала. К сожалению, при выборе оборудования не всегда в должной степени учитывается стоимость ТО с учётом влияния человеческого фактора и природно-климатических условий России.

В программе РАО «ЕЭС России» на период 2003 - 2012 гг. планируется разработать и внедрить гибкие (управляемые) системы электропередачи переменного тока и устройства регулирования напряжения в ЕЭС России. Для управляемости электрических сетей интерес представляют трансформаторы, позволяющие осуществлять продольно-поперечное регулирование потоков мощности в электрических сетях, а также перераспределять нагрузку между параллельно работающими её участками.

В целях расширения возможностей регулирования реактивной мощности и напряжений в сетях необходимо увеличить интенсивность использования устройств РПН трансформаторов. Опыт эксплуатации последних показывает, что срок службы устройств РПН при указанном условии существенно меньше ресурса изоляции. В случае частых переключений устройств РПН в масле и на поверхности изоляции появляются проводящие частицы, повышающие опасность возникновения разрядов как при перенапряжениях, так и при рабочем напряжении.

Известно, что до 40 % отказов трансформаторов связано с регулировочными катушками или устройствами РПН, поэтому необходимы новые отечественные разработки в этой области. Например, в Японии созданы переключатели устройств РПН с контактами, работающими по принципу качения вместо скольжения, что позволяет уменьшить их механический износ и количество попадающих в масло металлических частиц.

В последние десятилетия значительные усилия направлены на повышение надёжности и увеличение срока службы изоляции трансформаторов [2, 3]. Основные причины старения изоляции — наличие электрического поля и кислорода. Влияние окислительных процессов можно уменьшить с помощью антиоксидантов, например ионола. Реакции окислительного старения масла ускоряются под воздействием тепла, влаги и катализаторов — меди и железа.

Чтобы восстановить масло, его очищают и периодически регенерируют. Для этого используют фильтры, поглощающие кислород и воду, а также ограничивают нагрев масла в процессе эксплуатации. В целях регенерации масла применяются методы химической очистки: сернокислотный, щёлочноземельный, обработка адсорбентами. Трансформаторы для очистки масла приходится, как правило, выводить из работы и отключать от сети.

Объём работ по ТО трансформаторов можно уменьшить заменой трансформаторного масла более инертными диэлектрическими жидкостями, например фторорганическими. Фторуглерод-ные жидкости инертны по отношению к любым воздействиям, в том числе к электрическому полю и температуре. Они не взаимодействуют ни с маслами, ни с резиной, ни с водой; инертны по отношению к металлам и твёрдым диэлектрикам; не горят и не выделяют токсины; имеют высокий коэффициент температурного расширения, что способствует увеличению нагрузочной способности трансформаторов за счёт увеличения в 3 — 4 раза конвективного теплоотвода по сравнению с трансформаторным маслом.

Разновидности фторуглеродных жидкостей имеют температуру замерзания -70 °С и ниже, что важно для северных районов России. Основной их недостаток — чрезвычайно высокая цена (в десятки раз превышает стоимость трансформаторного масла). Однако существует перспектива удешевления технологии производства фторуглеродных жидкостей, позволяющая надеяться на более широкое их применение в силовых трансформаторах.

Промежуточное положение между трансформаторным маслом и фтор-углеродными жидкостями занимают жидкие диэлектрики — хлордифенилы (хлорбифенилы). К ним относятся «со-вол», «совтол» и «калория». Хлордифенилы применяют в трансформаторах, которые работают в пожароопасных условиях. Их широкое распространение ограничивается высокой токсичностью и разрушающим влиянием на озоновый слой. В России и некоторых других странах рассматривается целесообразность применения вместо масла кремнийорга-нических жидкостей, которые, к сожалению, пожароопасны и в несколько раз дороже трансформаторного масла.

Параметры диэлектрических жидкостей, используемых в силовых трансформаторах, во многом определяют их нагрузочную способность и, следовательно, оказывают влияние на энергоэффективность электросетевого хозяйства России [4]. В настоящее время суммарная установленная мощность трансформаторов в стране примерно в три раза превышает суммарную мощность всех генераторов [5], что косвенно свидетельствует о нерациональном применении трансформаторов и завышении их мощности при проектировании подстанций. Выбор мощности трансформаторов должен быть основан на максимальном использовании их перегрузочной способности с учётом эффективности системы охлаждения.

Кроме надёжности, срока службы и затрат на ТО силовых трансформаторов, энергоэффективность электрических сетей существенно зависит от потерь электроэнергии в трансформаторах. Известно, что стоимость суммарных потерь в трансформаторе за весь срок службы сопоставима с его закупочной стоимостью.

Потери в трансформаторах могут снижаться несколькими способами. Один из них — оптимизация работы системы охлаждения трансформаторов. В последние годы появились трансформаторы с комбинированными системами охлаждения [6]. При малых нагрузках действует система охлаждения ONAN (М), работающая на естественной циркуляции воздуха и масла. По мере увеличения нагрузки и температуры масла включаются вентиляторы принудительной циркуляция воздуха указанной системы, а затем и маслонасосы системы OFAF (ДЦ). Комбинированная система охлаждения трансформаторов позволяет не только экономить расход электроэнергии на охлаждение трансформаторов, но и продлевать моторесурс вентиляторов и насосов.

Другой способ — уменьшение потерь в обмотках и магнитопроводе трансформатора — потерь короткого замыкания (КЗ) и холостого хода (XX) соответственно. Потери в магнитопроводе зависят от характеристик стали, из которой он изготовлен. Альтернатива холоднокатаной электротехнической стали, традиционно применяемой для изготовления сердечников, — аморфная электротехническая сталь, позволяющая снизить потери XX в четыре раза. Кроме низких потерь, аморфная сталь имеет повышенную коррозионную стойкость, поэтому не требуется межлистовая изоляция [7].

Недостаток аморфной стали состоит в более низкой (по сравнению с холоднокатаной сталью) допустимой рабочей индукции — до 1,45 вместо 1,7 Тл, а также заниженном коэффициенте заполнения. Широкое применение аморфной стали ограничивается её хрупкостью, необходимостью отжига в магнитном поле, чувствительностью к ударам и высокой стоимостью. Для изготовления шихтованных магнитопроводов из аморфной стали необходимо будет склеивать несколько слоев стальной ленты.

В настоящее время силовые трансформаторы с сердечниками из аморфной стали изготовляют в США, Японии, Канаде, Индии, Китае мощностью не более 1000 кВ∙А и используют в распределительных сетях. Осваивается производство таких трансформаторов и в России.

Значительно снизить потери в обмотках силовых трансформаторов можно за счёт использования высокотемпературных сверхпроводников, что позволит уменьшить также массу и габаритные размеры трансформаторов при увеличении их единичной мощности. Первый силовой трансформатор мощностью 630 кВ∙А с азотным охлаждением работает в энергосистеме г. Женевы (Швейцария) более 4 лет.

Важная характеристика силовых трансформаторов — наработка на отказ. Одно из «слабых» мест в них — высоковольтные вводы. В последние годы к конструкции вводов силовых трансформаторов, размещаемых в крупных городах, предъявляются специфические требования по уменьшению занимаемой площади и приспособлению вводов для подключения кабельных линий.

Классический способ соединения кабеля — использование проходного ввода наружной установки «кабель - воздух», гибкой ошиновки и трансформаторного ввода «воздух — масло». При относительно низкой цене и простоте обслуживания трансформатора этот способ используется наиболее широко. Однако он имеет недостаток — высокую повреждаемость вводов (до 20 % всех отказов силовых трансформаторов).

Для вводов 110 - 220 кВ «воздух -масло» необходимы регулярные испытания с периодичностью 4 года, для вводов 500 кВ — 2 года, что связано с продолжительными отключениями силовых трансформаторов. Открытые токо-ведущие части таких вводов увеличивают габаритные размеры трансформаторной камеры. Ещё один недостаток классических вводов — пожароопасность, обусловленная применением трансформаторного масла.

Несколько лучшими характеристиками обладает конструкция присоединения кабеля через проходной изолятор «кабель - масло», токоведущую шину переходного маслонаполненного модуля и проходной трансформаторный ввод «масло - масло». Отсутствие открытых токоведущих частей позволяет уменьшить габаритные размеры трансформатора и повысить безопасность персонала.

Существенный недостаток ввода «масло - масло» — усложнение испытаний трансформаторов, при проведении которых необходима расшиновка выводов обмоток. Кроме того, поставщики кабельных муфт не рекомендуют многократный демонтаж кабелей, что снижает надёжность вводов. Второй недостаток — возможность распространения пожара по оболочке кабеля.

Прогрессивный способ, лишенный большинства перечисленных недостатков — подключение высоковольтного кабеля к силовому трансформатору через переходной элегазовый модуль. Последний разработан для КРУЭ напряжением 110, 220, 500 кВ и позволяет соединять трансформаторы с высоковольтным кабелем через проходной изолятор. Элегазовые модули дают возможность уменьшить размеры трансформаторных камер и сократить время ТО трансформаторов, а также обеспечивают пожаробезопасность и экологически безопасные условия эксплуатации.

Один из главных способов повышения надёжности силовых трансформаторов — увеличение их электродинамической стойкости. Актуальность этого направления обусловлена стремительным ростом уровней токов КЗ в развивающихся сетях России. Анализ повреждений силовых трансформаторов показывает, что токи КЗ и броски токов включения могут вызывать осевые остаточные деформации обмоток (распрес-совку и повреждение прессующей системы обмоток), радиальные остаточные деформации и скручивание или раскручивание обмоток. Деформации обмоток приводят к витковым замыканиям. Степень деформации зависит от многих факторов, наиболее важный из которых — конструктивное исполнение трансформатора и уровень токов КЗ на шинах, к которым он подключён.

Электродинамическую стойкость трансформаторов необходимо увеличивать не только из-за роста токов КЗ, но и для повышения стойкости обмоток к броскам тока, возникающим при включении трансформатора под напряжение [8]. Следует отметить, что стремление уменьшить потери в трансформаторах при малых нагрузках в сети путём снятия напряжения также может приводить к деформациям обмоток.

Ещё одно «слабое» место в трансформаторах — электронасосы систем охлаждения OFAF (ДЦ) и OFWF (Ц). При эксплуатации электронасосов (вследствие износа подшипников и ослабления их насадки) возникают биения ротора, когда рабочее колесо насоса задевает о корпус. Последнее приводит к появлению металлических частиц, уносимых потоком масла в бак трансформатора, и снижению электрической прочности изоляции, что способствует повреждению трансформатора. Проблема частично решается за счёт применения более качественных подшипников и вставки пластмассового кольца между рабочим колесом и корпусом насоса. В современных же трансформаторах для устранения указанного недостатка используются прямоточные маслонасосы.

Основной критерий допустимости перегрузки трансформатора — температура наиболее нагретой точки [9]. Многочисленные опыты, проводившиеся в разных странах, показали, что при температуре 140 °С из изоляции в масло начинает выделяться газ, что снижает её электрическую прочность на 20 — 50 %. Температура, превышение которой приводит к образованию пузырьков газа, существенно зависит от влажности изоляции. Повышение влагосодержания до 3,1 % приводит к снижению температуры возникновения пузырьков до 100 — 125 °С. Влагосодержанию изоляции 0,2 — 0,5 % соответствует температура 175 - 200 "С.

Трудность точной оценки допустимости той или иной нагрузки трансформатора заключается в том, что температура наиболее нагретой точки изоляции обмоток определяется косвенно путём оценки её превышения над температурой верхнего слоя масла. Ошибка оценки приемлема для систем охлаждения масла типа М и Д, но недопустима для ДЦ.

В соответствии с п. 6.2.7 ГОСТ [2] допустимые систематические нагрузки и перегрузки (в том числе с повышенным износом изоляции при учёте предшествующей нагрузки трансформатора и температуры охлаждающей среды), а также кратковременные аварийные (чрезвычайные) перегрузки всех элементов трансформатора (в том числе комплектующие изделия) должны быть установлены:

ГОСТ 14209-85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки» для масляных трансформаторов мощностью до 100 MB∙А включительно, если нет других указаний на конкретные трансформаторы;

заводскими нормативными документами для трансформаторов мощностью свыше 100 MB∙А, сухих трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком.

Приказом Ростехрегулирования от 28.03.2008 г. № 73-ст отменено постановление «О введении в действие для применения в Российской Федерации ГОСТ 14209-97» от 02.04.2001 г. № 158-ст.

Рост нагрузочной способности трансформаторов способствует увеличению использования установленной трансформаторной мощности в электрических сетях и достигается путём повышения эффективности работы системы охлаждения. Последнее связано с увеличением числа охладителей и применением выносных охладителей, удалённых от трансформатора.

Повышение эффективности системы охлаждения ODAF (НДЦ) с помощью направленной циркуляции масла в трансформаторах не нашло применения в России из-за присущей этому методу статической электризации масла. Эксперименты на реальных трансформаторах показали, что статическая электризация в неблагоприятных условиях может вызвать местное повышение напряженности электрического поля на 10 — 20 %.

В баке трансформатора содержатся десятки тонн трансформаторного масла, возгорание которого может привести к значительному экологическому и экономическому ущербу, обусловленному повреждением как самого трансформатора, так и рядом расположенного оборудования. Во время ремонта повреждённого пожаром оборудования снижается надёжность электроснабжения потребителей.

Для сокращения ущербов, вызванных возгораниями трансформаторов, используются системы автоматического водяного пожаротушения [10]. Однако их эффективность не велика, в лучшем случае они способны локализовать пожар. Более эффективная защита трансформаторов от взрывов и пожаров — система, обеспечивающая сброс давления в баке трансформатора в течение нескольких миллисекунд с помощью мембраны, автоматически разрывающейся при повышении давления, и последующее вытеснение горючих газов азотом, подаваемым через специальный клапан из баллонов.

Однако и эти системы не могут гарантировать предотвращение взрывов и пожаров, особенно при разгерметизации бака трансформатора, вызванного разрушением высоковольтных вводов и устройств РПН. Кроме того, такие системы весьма дорогие, а в процессе их эксплуатации требуется многократная замена защитных клапанов и предохранительных разрывных мембран.

Кардинальное решение проблемы по-жаро- и взрывобезопасности — использование трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком или силовых эле-газовых трансформаторов. Негорючие жидкие диэлектрики, как уже отмечалось, пока чрезвычайно дороги, поэтому трансформаторостроители предлагают второй вариант.

Элегазовые трансформаторы позволяют уменьшить размеры трансформаторной камеры и площадь подстанции в цепом за счёт их непосредственного присоединения к КРУЭ. Особенно эффективными они могут оказаться на подземных подстанциях, в городах с плотной застройкой и высокой стоимостью земли. Охлаждение таких трансформаторов обеспечивается принудительной циркуляцией элегаза через охладители выносного типа «элегаз - вода». Кроме того, элегазовые трансформаторы, заполненные инертным газом и герметично закрытые, более просты в обслуживании и имеют увеличенный срок службы.

Недостаток элегазовых трансформаторов, как и другого элегазового оборудования, — переход элегаза в жидкое состояние при сравнительно высоких температурах и повышенном давлении. Для обеспечения работы элегазового оборудования при температуре —40 °С давление элегаза должно быть не более 0,4 МПа, но при этом его электрическая прочность будет такой же, как у трансформаторного масла. В настоящее время элегазовые трансформаторы из-за ограничений по давлению используются лишь в сетях напряжением до 150 кВ. Другой существенный недостаток элегаза — его разложение под действием электрических разрядов и дуги с образованием очень токсичных и химически активных веществ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лизунов С. Д., Лоханин А. К. Проблемы современного трансформаторостроения в России // Электричество. 2000. № 8, 9.

2. ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1-93). Трансформаторы силовые.
Часть 1. Общие положения.

3. ГОСТР 52719-2007. Трансформаторы силовые. Общие технические
условия.

4. ГОСТ 3484.2-88. Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев.Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009.

5. Модернизация силовых трансформаторов с увеличением их нагрузочной
способности / В. А. Передельский, В. Ф. Колбасов, В. А. Садовников, В. А. Якимов // Электро. 2009. № 5.

6. Данилевич Я. Б., Иванов К. С. Распределительные трансформаторы нового
поколения из аморфной стали // Изв. РАН. Энергетика. 2006. № 5.

7. Хренников А. Ю. Электродинамические испытания силовых трансформаторов на стойкость к токам КЗ //Промышленная энергетика. 2007. № 8.

8. Физические аспекты локального повышения температуры в охлаждающих каналах силовых трансформаторов с принудительной циркуляцией масла/ Б. В. Ванин, Ю. Н. Львов, Л. Г. Мамиконянц и др. // Электричество. 2007. № 1.

10. РД 34.49.104. Рекомендации по проектированию автоматических установок водяного пожаротушения масляных силовых трансформаторов.