Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

transform.ru :: Лизунов С. Д., Лоханин А. К. Проблемы современного трансформаторостроения в России // Электричество. - 2000. - № 8, 9.
 

Проблемы современного трансформаторостроения в России

Лизунов С.Д., Лоханин А.К.


 

  Дан анализ основных проблем современного трансформаторостроения в России: снижение уровня потерь и шумов, повышение стойкости при КЗ, оптимизация и улучшение технико-экономических характеристик путем снижения уровня изоляции, проблемы оценки и продления срока службы, вопросы пожаробезопасности, применение новых материалов, в том числе сверхпроводников, развитие нового направления управляемых реакторов.

Ключевые слова: трансформаторы, технико-экономические характеристики, направления развития.

Началом производства высоковольтных силовых трансформаторов в России можно считать ноябрь 1928 г., когда начал работать Московский трансформаторный завод (впоследствии — Московский электрозавод). Вскоре продукция завода стала удовлетворять потребности страны в высоковольтных трансформаторах. Но прежде пришлось преодолеть немалые технические и организационные трудности, связанные с налаживанием этого нового для страны вида производства. Уже в предвоенный период завод выпускал мощные силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ. За создание трансформаторов 220 кВ работники завода и Всесоюзного электротехнического института были удостоены Государственной премии. Вплоть до Отечественной войны и в течение войны завод был единственным, производящим высоковольтные трансформаторы.

После войны были организованы новые трансформаторные заводы и, прежде всего, Запорожский трансформаторный завод, Тольятинский электротехнический завод и др. Вскоре эти два завода приняли на себя основную нагрузку по производству высоковольтных силовых трансформаторов для энергетики. Московский электрозавод стал все больше специализироваться на изготовлении силовых трансформаторов для электрических печей, шунтирующих реакторов всех классов напряжения, измерительных трансформаторов напряжения, регулировочных трансформаторов и др.

В 50-х годах было освоено производство трансформаторов для сетей напряжением 400 кВ (впоследствии 500 кВ), в 60-х — для сетей 750 кВ, а в 70-х — 1150 кВ. Силовые трансформаторы изготавливались на Запорожском заводе, а шунтирующие реакторы — на Московском электрозаводе.

За послевоенные годы в г. Запорожье была создана мощная технологическая и исследовательская база с заводом технологического оборудования и Всесоюзным институтом трансформаторостроения.

Все заводы имели сильные конструкторские кадры, способные решать самые сложные задачи. Дважды за послевоенный период они удостаивались Государственной премии: за разработку и освоение в производстве трансформаторного оборудования на напряжение 500 кВ и мощных высоковольтных трансформаторов.

После раздела СССР в связи с экономическим кризисом потребность в трансформаторах резко сократилась, и заводы были вынуждены искать заказы на трансформаторы вне ранее установленной специализации. Так «Электрозавод» значительно расширил номенклатуру выпускаемых трансформаторов главным образом за счет силовых трансформаторов общего назначения напряжением до 500 кВ включительно.

К концу 90-х годов технические возможности производителей трансформаторов в России характеризуются следующим.

ОА ОХК «Электрозавод»:

  • силовые трансформаторы общего назначения мощностью до 400 MB×А и напряжением до 525 кВ; шунтирующие и другие реакторы мощностью до 300 Мвар в фазе и напряжением до 1200 кВ;
  •  силовые трансформаторы для питания электрических печей различного назначения мощностью до 83 MB×А и напряжением до 220 кВ;
  •  регулировочные трансформаторы для продольного и поперечного (по значению и фазе) регулирования напряжения в сети мощностью до 92 MB×A;
  • испытательные трансформаторы различного назначения;
  • распределительные и другие трансформаторы классов напряжения до 35 кВ, в том числе сухие пожаробезопасные на напряжение до 10 кВ, а также с нагревостойкой изоляцией классов Н и F;
  • змерительные трансформаторы напряжения до 1200 кВ (электромагнитного и емкостного типов) и тока для сетей до 110 кВ.
На заводе заканчивается сооружение нового исследовательско-испытательного корпуса, что позволит значительно расширить технические и производственные возможности.

АО «Трансформатор» (г. Тольятти):

  • силовые трансформаторы мощностью до 400 MB×А, напряжением до 525 кВ, в том числе для резко переменной нагрузки, передвижные для установки на ж.-д. платформах, сейсмостойкие и др.

ОАО «Уралэлектротяжмаш» (г. Екатеринбург):

  • преобразовательные трансформаторы для различных схем выпрямления мощностью до 80 MB-А, напряжением до 110 кВ;
  • силовые трансформаторы общего назначения мощностью до 125 MB/А и напряжением до 220 кВ;
  • реакторы масляные и сухие различного назначения;
  • трансформаторы сухие распределительные и преобразовательные мощностью до 3150 кВ/А.

ОАО Биробиджанский завод силовых трансформаторов:

распределительные трансформаторы мощностью до 6300 кВ/А и напряжением до 35 кВ.

Основным поставщиком мощных силовых трансформаторов на российский рынок считается Запорожский трансформаторный завод — «Запорожтрансформатор». Наличие в г. Запорожье Института трансформаторостроения, завода нестандартного оборудования и завода высоковольтной аппаратуры создает возможности разработки и поставки любого вида трансформаторного оборудования.

Вместе с тем, все заводы в настоящее время испытывают сходные трудности:
  • резкое падение объемов производства из-за отсутствия заказов;
  • отсутствие финансовых средств, необходимых для обновления технологического оборудования и проведения перспективных разработок;
  • значительное увеличение среднего возраста кадрового состава специалистов, что явилось следствием падения объема производства и недостатка финансовых ресурсов.
В статье рассмотрены некоторые, на наш взгляд, актуальные для настоящего времени проблемы современного трансформаторостроения в России с учетом зарубежного опыта.

Снижение потерь. При проектировании трансформаторов стремятся удовлетворить требованиям стандартов и спецификаций при минимальной стоимости трансформатора. При этом стремятся увеличить плотность магнитного потока в сердечнике, что потребует применения стали, допускающей высокую индукцию с минимальным увеличением потерь и уровня шума.

В 70-х годах многие потребители за рубежом осознали важность полной стоимости трансформатора с учетом капитализированной стоимости потерь. Увеличение стоимости нефти и энергии привело к увеличению капитализированной стоимости потерь. По-видимому, рост стоимости нефти, а следовательно и энергии, продолжится и в будущем, что потребует при проектировании предусматривать наименьшие потери.

При работе потери в трансформаторе состоят из потерь холостого хода, возникающих вследствие перемагничивания активной стали сердечника и нагрузочных потерь (или потерь короткого замыкания), представляющих потери в меди обмоток, а также дополнительных (добавочных) потерь в стенках бака и других металлических частях, вызванных потоком рассеивания.

Повышение стоимости энергии стимулирует снижение как потерь холостого хода, так и нагрузочных (последних, особенно в генераторных и других трансформаторах, имеющих высокий коэффициент нагрузки). За последние 30 лет потери в трансформаторах снижены в среднем на 50 %.

Потери холостого хода. В течение последних 30 лет произошло значительное улучшение характеристик ориентированной холоднокатаной стали, которое за рубежом было стимулировано ростом конкуренции на мировом рынке и, частично, появлением аморфной стали.

Снижение потерь холостого хода происходило благодаря:
  • применению улучшенных марок стали;
  • усовершенствованию технологии изготовления магнитной системы и особенно раскроя стали;
  • усовершенствованию конструкции сердечника и, прежде всего, стыков листов стали.
Сегодня на рынке имеется сталь с потерями 1,05 Вт/кг при толщине 0,3 мм и 1,00 Вт/кг при толщине 0,27 мм при индукции 1,7 Т.

Около 50 % потерь в стали составляют потери на вихревые токи и 50 % — на гистерезис, поэтому изготовители стали стремятся уменьшить толщину листов. Можно ожидать, что сталь с толщиной 0,15 мм будет иметь удельные потери порядка 0,7 Вт/кг при той же индукции.

Существенным резервом снижения потерь холостого хода является усовершенствование технологии раскроя стали и сборки магнитной системы. Показателем состояния технологии является коэффициент ухудшения удельных потерь в трансформаторе по сравнению со сталью в состоянии поставки. В настоящее время он равен около 1,4 и даже выше.

Нагрузочные потери.

В отличие от потерь холостого хода снижение нагрузочных потерь не сопровождалось существенным улучшением материалов.

Нагрузочные потери в проводе состоят из потерь постоянному току в проводе обмотки I2R, потерь на вихревые токи в проводе и добавочных потерь в стенках бака и металлических частях конструкции.

Главным способом снижения нагрузочных потерь было уменьшение плотности тока в проводе путем увеличения его сечения. Однако это имело два отрицательных следствия: во-первых — увеличивались размеры сердечника, его вес и потери холостого хода; во-вторых — увеличивались потери, вызванные вихревыми токами.

Применение компактного транспонированного провода, состоящего из большого числа изолированных друг от друга и транспонированных проводников с общей изоляцией, частично сняло первый недостаток и в большей степени второй.

В настоящее время в больших трансформаторах применяется транспонированный провод, в котором число элементарных проводников может достигать 80.

Провод может иметь изоляцию с эпоксидной смолой, которая после полимеризации в процессе сушки придает большую жесткость проводу, что повышает прочность обмоток при воздействии токов короткого замыкания (КЗ).

Добавочные потери во внешних по отношению к обмоткам металлических частях вызваны потоком рассеяния, создаваемым обмотками, зависящим от конфигурации обмоток и не зависящим от плотности тока. По мере снижения потерь в проводе в нагрузочных потерях возрастает доля добавочных потерь вне обмоток, особенно в трансформаторах с большим значением сопротивления КЗ.

Ранее контроль поля рассеяния осуществлялся прежде всего для того, чтобы избежать недопустимого нагрева в отдельных точках стенок бака и других металлических частей, особенно в трансформаторах большой мощности или имеющих большое значение сопротивления КЗ. Сегодня такой контроль производится также для снижения добавочных потерь. Для снижения добавочных потерь применяют проводящие экраны, служащие для отклонения магнитного потока от защищаемой поверхности, или электромагнитные шунты, собирающие и направляющие часть магнитного потока в желаемом направлении.

Преимуществом электромагнитных проводящих экранов является их простота и возможность придания им необходимой формы для защиты, поверхности сложной конфигурации. Их недостаток заключается в том, что в самом экране) возникают потери, которые должны быть оценены, а сами экраны должны иметь охлаждение. При этом необходимо контроль отклоненного экраном потока рассеивания, который может индуцировать потери в других деталях, изготовленных из магнитного материала.

Электромагнитные шунты направляют магнитный поток по путям, где могут быть только небольшие потери, желательно вне стенок бака и других металлических частей. Преимущество электромагнитных шунтов, набранных из электротехнической стали, является лучший контроль

поля рассеяния и потерь, созданных этим полем Недостатком является трудность придания шунтам необходимой формы при защите деталей сложной конфигурации.

Экранирование позволяет снизить добавочные потери в защищаемых деталях более чем 50 %. В современных трансформаторах добавочные потери могут составлять от 10 до 50 нагрузочных.

Существующие расчетные методы позволяющие определить наиболее выгодное расположение: защитных устройств (экранов или шунтов), потери создаваемые полем рассеяния, и температуру на месте наибольших потерь.

Капитализация потерь и оптимизация трансформатора.

Полная стоимость трансформатора состоит из его цены, стоимости транспортирования к месту установки, стоимости монтажа, а также стоимости потерь и обслуживания на весь срок эксплуатации.

Снижение цены трансформатора может быть достигнуто уменьшением использования активных материалов (электротехнической стали и меди), но при этом возрастут потери, и наоборот для снижения потерь требуется дополнительных вложение активных материалов, применение более дорогостоящих материалов, например стали имеющей сниженные удельные потери. Можно выбрать оптимальный вариант технологических и экономических характеристик трансформатора в пределах показателей, регламентируемых стандартами, таких как предельные температуры и прочее.

Хотя коэффициент полезного действия современных мощных трансформаторов 99 %, стоимость потерь значительна и суммарная стоимость потерь за весь срок эксплуатации, приведенная к моменту установки трансформатора, может превысить его цену.

Исходя из графика нагрузки трансформатора и стоимости энергии, можно определить годовую стоимость потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Стоимость потерь в каждом году всего срока службы трансформатора может быть скомпенсирована годовым доходом, полученным от суммы в банке, положенной под сложный процент при установке трансформатора. Эта сумма достаточна для оплаты стоимости потерь в каждом году срока службы трансформатора, и является капитализированной стоимостью потерь. Существует обратная связь стоимости потерь и цены трансформатора. Поэтому существует оптимум общей стоимости трансформатора — при изменении технических и экономических характеристик трансформатора.

Возможно выполнить расчеты для каждого года, учитывая изменение различных параметров со временем: стоимости энергии, потерь за год, банковского процента. Трудно предсказать изменения этих параметров за весь 25-летний срок службы, поэтому принимаются постоянные значения этих параметров и расчет сводится к определению удельной капитализированной стоимости потерь (руб./кВт):

K=tuСэМ (1)

tu — годовое время использования, ч; Cэ — стоимость энергии, руб./кВт·ч; М — коэффициент капитализации.

Коэффициент капитализации может быть определен из выражения

М=1/R(1+R)N, (2)

где R — процентная ставка; N — срок службы трансформатора.

Коэффициент М численно равен сумме (в руб.), которую необходимо положить в банк в момент установки трансформатора, чтобы иметь I руб. для оплаты стоимости потерь в каждом году всего срока эксплуатации.

Так, для срока службы 25 лет при неизменной стоимости потерь и процентной ставке 14% требуемый капитал должен быть 6,87 руб. на каждый рубль стоимости потерь в каждом году. Годовая стоимость потерь должна быть умножена на 6,87, чтобы определить сумму, необходимую на момент установки трансформатора, и обеспечить ежегодную оплату стоимости потерь в течение 25 лет. Чем выше процентная ставка, тем меньше при прочих равных условиях капитализированная стоимость потерь.

Потери холостого хода возникают в момент включения трансформатора под напряжение и не зависят от нагрузки трансформатора. Нагрузочные потери зависят от значений нагрузки и пропорциональны значению нагрузки во второй степени, поэтому удельная капитализированная стоимость (далее — стоимость потерь) холостого хода и нагрузочных потерь не должны быть равными, так как трансформатор постоянно находится под напряжением, но нагружен не полностью, т.е. Ко/Кн .

Для постоянно нагруженных генераторных трансформаторов стоимость потерь часто принимается одинаковой: Ко=Кн.

Следует помнить, что в случае нагрузочных потерь в формуле (1) годовое время использования t должно соответствовать эквивалентному графику нагрузки. И если эта нагрузка меньше номинальной, то значение Кн уменьшено на квадрат относительного значения нагрузки.

Для оценки стоимости потерь холостого хода примем, что трансформатор находится под напряжением 8000 ч в году. При этом затрачивается 8000 кВт-ч энергии на каждый киловатт потерь холостого хода. При процентной ставке 14 %, сроке службы 25 лет и средней стоимости энергии 0,47 руб./кВт-ч стоимость потерь холостого хода составит: 

kо =8000 ·0,47 ·6,87 =25831,2 руб./кВт.

Здесь М=6,87.

Полученное значение значительно ниже стоимости потерь холостого хода в странах Западной Европы и США (4500-3000 долл./кВт), что объясняется более высокой стоимостью энергии в этих странах.

Для определения стоимости нагрузочных потерь необходимо рассмотреть годовой график нагрузки и стоимость энергии в любое конкретное время и подсчитать годовую стоимость потерь. Та же стоимость может быть получена при некоторой постоянной мощности, что определяет эквивалентную экономическую нагрузку. Обычно, эта нагрузка составляет около 50% номинальной мощности, но может достигать 100%, например, для генераторных трансформаторов или для трансформаторов на заводах с непрерывным циклом производства.

Более приближенные расчеты могут быть выполнены на основе годового потребления и средней стоимости энергии. Используя те же исходные данные, что и при расчете стоимости потерь холостого хода для трансформатора с эквивалентной нагрузкой, равной 0,7 максимальной, которая в свою очередь равна номинальной мощности, стоимость нагрузочных потерь составит:

Кн=8000 · 0,47 · 6,87 · (0,7)2 = 12657,3 руб/кВт.

Чтобы учесть влияние капитализированной стоимости потерь необходимо определить минимум следующего выражения:

Сn=CцоРооРн , (3)

где Сn — полная капитализированная стоимость трансформатора; Сц — цена трансформатора с учетом поставки и перевозки к месту установки; Ро — потери холостого хода, кВт; Гц — нагрузочные потери; Ко, Кн — удельная капитализированная стоимость потерь холостого хода и нагрузочных потерь, руб/кВт.

Параметры, определяющие коэффициенты Ко и Кн, являются заданными, как и технические характеристики, установленные стандартами и спецификациями. Поэтому основным аргументом функции являются значения потерь холостого хода и нагрузочных.

Обычно капитализированная стоимость потерь имеет тот же порядок, что и цена трансформатора. Высокое значение капитализированной стоимости приводит при оптимизации к снижению потерь. Как показывают расчеты, чем выше удельная капитализированная стоимость потерь, тем большая экономия полной капитализированной стоимости может быть достигнута при оптимизации.

Так, для повышающих генераторных трансформаторов, имеющих большое время использования, экономия может быть близка к стоимости оптимизированного трансформатора.

Для сетевых трансформаторов, для которых можно принять Кон=3, экономия может быть существенно меньше. При низких значениях Ко и Кн, когда процентная ставка высока, стоимость энергии низкая, а время использования невелико, экономия может быть незначительной.

Метод оптимизации может быть использован также для выбора способа увеличения срока службы существующей установки, что может быть более выгодным, чем замена трансформатора на более мощный или установка дополнительного трансформатора.

Экологические проблемы трансформаторов

Ограничение  шума  трансформаторов.

Шум трансформаторов вызван главным образом вибрацией магнитной системы, что обусловлено магнитострикцией листов электротехнической стали, т.е. периодическим изменением длины листов с частотой магнитного потока (периодическим изменением длины листов с частотой магнитопровода). Шум,  создаваемый электродинамическими воздействиями на обмотки, в нормальном режиме работы трансформатора начинает преобладать только при значительном снижении шума магнитной системы, что имеет место при снижении рабочей индукции до значения 1,4 Т и ниже. Шум создают также вентиляторы системы охлаждения.

Магнитострикция анизотропной электротехнической стали равна примерно 1,5 10-6 мкм/м (при индукции 1 Т).

Механические воздействия на электротехническую сталь (резка, удар), а также ее сжатие в направлении прокатки ухудшают, а обжиг стали улучшает магнитострикционные характеристики. Уровни звука находятся в прямой зависимости от размеров трансформатора, массы и электрической мощности. Уменьшение индукции магнитной системы на 10% снижает уровень звука трансформатора на 3 дБА.

Отклонение направления магнитного потока от направления прокатки стали, неравномерность распределения магнитного потока по сечению магнитопровода, несинусоидальность магнитного потока значительно ухудшают магнитострикцию стали в магнитной системе. Малый уровень шума магнитной системы достигается за счет применения стали с повышенной плоскостностью листов, косых стыков со ступенчатым перекрытием, равномерности прессовки и отстройки собственных частот механической системы от частот возбуждающих вибрацию сил.

Поэтому уровень шума магнитной системы зависит от ее конструкции, характеристик стали и технологических процессов раскроя стали и сборки магнитной системы.

Вибрации активной части трансформатора передаются на бак через масло.

Бак может существенно усиливать вибрации активной части за счет резонанса отдельных участков и деталей бака. Максимальные вибрации стенок бака имеют место в центре полей, создаваемых ребрами жесткости.

Равномерное распределение ребер жесткости помогает уменьшить виброактивность бака и излучаемого им шума. Для этих же целей могут применяться антивибраторы, устанавливаемые в точках максимальной вибрации стенок, а также нанесение на стенки бака антивибрационного покрытия.

Малый уровень шума вентиляторов достигается путем уменьшения окружной скорости вращения лопаток, виброизоляции корпуса вентилятора, балансировки вращающихся частей, улучшения аэродинамических характеристик деталей на входе и выходе потока воздуха.

С повышением частоты напряжения уровень звука трансформатора возрастает. При наличии в напряжении высших гармоник уровень звука также повышается. Поэтому трансформаторы, работающие с выпрямительными установками во вторичной цепи либо в режиме прерывистой нагрузки, имеют повышенный уровень звука в области высоких частот.

Повышенный уровень звука трансформаторов, питающих электрические печи, например сталеплавильные, может увеличиваться также за счет шума, создаваемого обмотками из-за бросков тока при возникновении прерывистой электрической дуги в печи.

При включении силовых трансформаторов иногда возникает повышенный уровень шума, который может оставаться в течение нескольких часов. Это происходит из-за остаточной намагниченности, возникающей, например, во время проведения профилактических измерений активного сопротивления обмоток при постоянном токе. Для снятия остаточной намагниченности иногда достаточно произвести несколько включений и отключений трансформатора на рабочее напряжение.

Уровень вибраций силовых трансформаторов, как правило, незначителен. Однако в реакторах, особенно в шунтирующих реакторах большой мощности, уровень вибраций может быть большим и представлять опасность для целостности отдельных частей реактора. Это объясняется тем, что в магнитной системе реакторов имеются немагнитные зазоры. Силы магнитного взаимодействия элементов магнитной системы вызывают вибрацию элементов магнитопровода с периодичностью рабочего напряжения. Для уменьшения вибрации элементов в зазорах устанавливаются дистанцирующие детали повышенной жесткости, например фарфор.

Конструкция должна обеспечивать минимальные взаимные перемещения элементов магнитопровода. Наличие выпучивания магнитного потока в зазорах магнитной системы вызывает появление поперечной ею составляющей. Это вызывает колебания также и в поперечном направлении.

Таким образом, в шунтирующих реакторах имеет место дополнительный источник вибраций, расширяющий спектр частот элементов магнитной системы. Это может вызвать не только усиление слышимого шума, но и значительное увеличение вибраций.

Для ограничения шума и вибраций шунтирующих реакторов кроме всех мер, применяемых в трансформаторах, используются некоторые дополнительные.

Основная проблема, которую приходиться решать это устранение резонанса магнитной системы и отдельных ее частей. Имеющиеся методы расчета позволяют решить эту задачу. Для виброизоляции от бака часто применяется установка активной части на демпфирующие элементы. В частности, активная часть шунтирующих реакторов устанавливается па пружинных амортизаторах. Особого внимания в шунтирующих реакторах требует обеспечение отсутствия резонанса отдельных частей бака.

Максимальные допустимые уровни шума нормированы ГОСТ 12.2.024—У7. Так для трансформаторов мощностью 63 MB-А и напряжением 220 кВ, имеющих систему охлаждения Д, максимально допустимый уровень шума составляет 99 дБА.

В случае необходимости снижения шума ранее установленных трансформаторов могут быть использованы внешние меры снижения шума. Они заключаются в установке звуковых экранов на самом трансформаторе или на некотором расстоянии от него. Экраны могут быть установлены со всех сторон трансформатора и возможно ближе к трансформатору, перпендикулярно к защищаемому направлению. Края экрана должны выступать за трансформатор одинаково в стороны и вверх. С помощью такого экрана уровень шума может быть уменьшен на 10 дБА.

Большее снижение может быть получено при полном укрытии трансформатора звукопоглощающими панелями. При этом должны быть решены вопросы выноса за пределы укрытия системы охлаждения. Такой тип звукоизоляции может снизить уровень звука на 1—20 дБА. Еще большего снижения можно достичь с помощью укрытия, установленного па отдельном фундаменте и имеющего толстые кирпичные стены. Стоимость внешних способов снижения шума трансформатора может оказаться выше, чем удорожание трансформатора со сниженной индукцией, имеющего низкий уровень шума.

В последнее время появились сообщения о создании методов активного подавления шума, которые используют для подавления вибрации и шума воздействующие элементы, устанавливаемые па баке и вблизи него. Система датчиков позволяет управлять работой воздействующих элементов в зависимости от нагрузки трансформатора и погодных условий. Такие методы позволяют снизить уровень шума на 12—15 дБА. Стоимость таких способов, по утверждению авторов ниже, чем стоимость установки экранов.

Проблемы обеспечение пожаробезопасности трансформаторов.

Повреждения силовых трансформаторов случаются относительно редко. Во многих энергосистемах повреждаемость составляет доли процента в год. На порядок и более реже случаи, когда повреждения сопровождаются пожаром. Тем не менее экологический ущерб, возникающий в этих случаях, крайне нежелателен. Иногда источником пожара являются высоковольтные вводы, имеющие пропитанную маслом изоляцию. Применение вводов, не имеющих горючих элементов конструкции, позволяет решить эту проблему.

Если происходит внутреннее повреждение в маслонаполненном трансформаторе, под действием электрической дуги образуется большой объем газов, являющихся продуктом разложения масла, что приводит к быстрому увеличению давления в баке. В случае тяжелого повреждения, когда происходит электрический пробой изоляции линейного отвода на землю в мощном трансформаторе, защитные устройства иногда не способны ни отключить трансформатор от сети за достаточно короткий промежуток времени, ни снизить давление в баке. В этом случае может произойти разрыв бака, что вызовет разлив большого количества масла и может привести к пожару, вследствие контакта разогретых газов с кислородом воздуха. Подстанционная автоматическая система пожаротушения водой обычно в таких случаях оказывается малоэффективной.

Если удается отключить трансформатор в течение 60—80 мс, разрыв бака можно предотвратить. В большинстве случаев трансформаторные баки (если они усилены) могут выдерживать давление, являющееся результатом тяжелого КЗ, отключаемого в течение достаточно короткого времени. Результативным также является усиление разъема и других соединений бака. В то же время бак должен быть достаточно эластичным, чтобы обеспечить увеличение объема при повышении давления. Если же коэффициент расширения бака мал, используются дополнительные меры.

Увеличение эффективного объема может быть достигнуто при использовании расширителя с пленочной защитой и с достаточно большим объемом воздуха над пленкой. Для этого расширитель должен быть подсоединен к баку с помощью патрубка большого диаметра. Для этих же целей может быть использовано подключение дополнительной емкости.

Основным горючим материалом в трансформаторе является трансформаторное масло. До сих пор не найдено достаточно эффективного заменителя масла.

В Японии, где экологические проблемы наиболее остры, широкое применяются трансформаторы, заполненные элегазом ( SF6 )  — нейтральным газом, являющимся хорошим диэлектриком.

В эксплуатации находятся трансформаторы мощностью до 300 MB-А и напряжением до 275 кВ. Разрабатываются трансформаторы большей мощности на напряжение 500 кВ.

Распределительные трансформаторы, устанавливаемые в цехах предприятий и других помещениях, могут быть либо сухими, например с изоляцией типа номекс или с обмотками, залитыми в эпоксид, либо с жидкой изоляцией (негорючая жидкость). Трансформаторы, залитые негорючей жидкостью, имеют меньшие по сравнению с сухими вес и потери. До недавнего времени в качестве негорючей жидкости применялись аскарели, относящиеся к группе трихлордифенилов. Они токсичны, практически не разлагаются естественным путем, их утилизация затруднена. По этим причинам применение трихлордефинилов в трансформаторах (и других изделиях) было запрещено.

В настоящее время для заполнения трансформаторов применяются кремнийорганические жидкости и сложный эфир Midel 7131. Основным их недостатком является высокая стоимость: в 4—4,5 раза дороже трансформаторного масла.

Состояние изоляции трансформаторов в эксплуатации.

Во время эксплуатации в изоляции трансформатора появляются продукты старения, а также газ и влага, в том числе проникающие извне. Таким образом, в составе изоляции появляются вода, газы, в том числе кислород, продукты старения масла (в частности кислоты), твердые частицы различного происхождения, которые существенно ухудшают электрические и механические характеристики изоляции.

Ухудшение изоляции из-за проникновения воды и газа начинается уже во время доставки трансформатора к месту его установки. В случае транспортирования без масла качество пропитки ухудшается и в изоляцию проникает газ (азот), а в некоторых случаях при недостаточной герметизации бака — и влага. При недостаточной герметизации увлажнение возможно и в случае транспортирования трансформатора с маслом. При изменении окружающей температуры возникает перепад давления в баке, что приводит к всасыванию в бак влажного воздуха, а при дожде — и воды. Атмосферная влага проникает в трансформатор вместе с воздухом через несовершенные системы защиты от увлажнения. Кроме того, возможно проникновение влажного воздуха через некачественные уплотнения под воздействием градиента давления.

Существенное количество влаги может быть выделено самой целлюлозной изоляцией только под воздействием повышенной температуры и; уже состаренной изоляции.

Распределение воды в изоляции подчиняется закону равновесия: при равенстве температур относительные влажности соприкасающихся сред (воздуха, масла и твердой изоляции) равны. Равновесие может быть достигнуто в течение относительно длительного времени, но тенденция  достижению равновесия постоянна.

Растворимость воды в масле относительно невелика и зависит от температуры: чем выше температура, тем больше растворимость воды в масле.

Кроме того, растворимость воды в масле зависит также от количества ароматических углеводородов в масле (табл. 1).

Таблица 1

Тип масла Содержание ароматических
углеводородов %
Растворимость воды, Г/Т
20°С 40°С 70°С
Т-750 17 64 142 390
ГК 1,6 37 85 255
При влагосодержании, выше насыщающего значения, в масле образуется эмульсия. При этом электрическая прочность масла резко снижается.

В отличие от масла целлюлозная изоляция (бумага, картон) имеет постоянное насыщающее значение, равное примерно 17 % (по весу). В равновесном состоянии основное количество воды содержится в твердой изоляции (свыше 90 %).

В работающем трансформаторе происходит постоянное распределение влагосодержания между твердой изоляцией и маслом из-за изменения температуры трансформатора при изменении нагрузки и атмосферных условий.

В работающем трансформаторе даже при постоянной нагрузке существует неравномерное распределение влаги в различных участках изоляции. Так, витковая изоляция имеет меньшее влагосодержание, чем барьеры главной изоляции вследствие тенденции выравнивания парциального давления водяных паров под воздействием температурного градиента.

При резких изменениях условий, например при сбросе нагрузки и быстром понижении температуры, масло может оказаться перенасыщенным и произойти выделение свободной воды в виде эмульсии. Под воздействием электрического поля пузырьки воды могут выстраиваться в цепочки, так как вода по своей природе полярна, и образовывать проводящие мостики или осаждаться. В случае резкого увеличения нагрузки трансформатора под воздействием быстрого роста температуры в увлажненной витковой изоляции давление водяных паров вытесняет пропитывающее изоляцию масло и микрокапилляры оказываются заполненными пузырьками газа.

В трансформаторах, в которых масло соприкасается с воздухом, происходит постоянное насыщение масла газом (воздухом). Различные газы имеют разную растворимость в масле. Растворимость всех газов прямо пропорциональна температуре и давлению, поэтому при резком снижении температуры масла возможно выделение свободного газа в нем.

Далее приведены растворимости (насыщающие значения) газов в масле при температуре 25° С и давлении 736 мм рт. ст:
Газ: Объем, %
Воздух 10,0
Азот чистый 8,56
Кислород чистый 15,92
Азот из воздуха 6,98
Кислород из воздуха 3,02

При снижении температуры или давления насыщающие значения уменьшаются и часть газов может образовать воздушную эмульсию.

Наиболее опасными для изоляции являются проводящие частицы (углерод, влажные волокна и т.д.) Известны случаи повреждения трансформаторов, причиной которых явилось загрязнение масла твердыми частицами. Степень опасности определяется количеством частиц, их размером и природой. По-видимому, более жесткие ограничения содержания частиц должны быть для трансформаторов высших классов напряжения. Разработка таких нормативов требует дальнейших исследований.

Главными источниками образования частиц являются системы охлаждения, особенно насосы, а также процессы старения твердой изоляции и масла. Для выработки критериев оценки влияния твердых частиц на характеристики изоляции и нормирования их допустимого количества 12-й комитет СИГРЭ создал специальную рабочую группу.

Влага, газ, загрязнения в растворенном состоянии слабо влияют па электрическую прочность до влагосодержания в твердой изоляции, равного 1%. Дальнейшее увеличение влагосодержания все сильнее снижает электрическую прочность, особенно при загрязнении масла твердыми частицами.

Например, масло, содержащее твердые частицы и имевшее электрическую прочность в стандартном пробойнике 80 кВ, по мере его увлажнения имело следующую прочность:

Содержание механических примесей, Г/Т Электрическая прочность, кВ при влагосодержании
20% 40% 60%
0,5 80 75 60
50 60 40 20
  С увеличением влажности более интенсивно снижается напряжение начала частичных разрядов в твердой изоляции. Однако особую опасность может представлять насыщенное состояние масла влагой и газом, когда под воздействием резкого изменения температуры и атмосферного давления в масле могут возникать мельчайшие пузырьки влаги и газа, которые движением масла и под воздействием электрического поля могут концентрироваться в наиболее напряженных местах изоляции.

Под воздействием высокой температуры в трансформаторе происходит старение (разложение) твердой изоляции и масла. Основным продуктом старения масла являются кислоты. Окисление масла значительно ускоряется в присутствии кислорода. Кислоты и полярные продукты окисления ускоряют старение твердой целлюлозной изоляции. Масло кроме растворенной воды содержит химически связанную воду, которая может выделяться в виде свободной воды в результате старения масла и под воздействием повышенной температуры.

Процесс старения целлюлозной изоляции незначительно снижает ее электрическую прочность, но существенно ухудшает ее механические свойства. Мерой старения целлюлозной изоляции является уменьшение количества колец в ее молекуле — степень полимеризации (СП). В исходном состоянии СП = 1300. Для полностью состарившейся изоляции СП =400, при этом прочность бумаги на разрыв снижается вдвое. За время старения изоляции образуется около 2 % воды.

При анализе нагрузочной способности принято, что старение изоляции ускоряется вдвое при повышении температуры на каждые 6 °С. При температуре ниже 80 °С старение изоляции пренебрежимо мало.

При увлажненной изоляции в зависимости от влагосодержания скорость старения увеличивается в несколько раз. Такое же влияние на скорость старения оказывает кислород.

Наиболее интенсивно разложение твердой изоляции происходит при температуре 140—160 °С. При 160 °С в наиболее нагретой точке интенсивное разложение изоляции вызывает образование газовых пузырей, что может вызвать электрический пробой. При влагосодержании более 1 % газовые пузыри начинают образовываться при температуре около 140 °С.

В последнее время внимание привлечено к концентрации фурановых соединений в масле, которые могут свидетельствовать о степени старения изоляции. Однако концентрация фурановых соединений при нормальном старении очень мала.

В нашей стране применяются два основных способа защиты от атмосферных воздействий: силикагелевый воздухоосушитель и с помощью эластичной пленки.

Силикагелевый осушитель воздуха, входящего в расширитель трансформатора, может быть достаточно эффективен, ocoбенно при постоянной нагрузке трансформатора, близкой к номинальной. При неблагоприятных условиях (переменная нагрузка, большое время нахождения трансформатора в отключенном состоянии) по истечении продолжительного времени влагосодержание твердой изоляции может возрасти до 5 %. Поэтому для трансформаторов напряжением 220 кВ и выше такой способ защиты нельзя считать удовлетворительным. Кроме того, при силикагелевом осушителе масло в расширителе соприкасается с воздухом, что вызывает его насыщение газом, в том числе кислородом.

Пленочная защита свободна от этих недостатков и способна длительное время поддерживать влагосодержание масла на первоначальном уровне. И все же материал пленки не является абсолютно непроницаемым для газа и с течением времени газосодержание несколько повышается, хотя и остается значительно меньше насыщающего значения (при качественных уплотнениях). Кроме того, вся влага, образованная в результате старения масла и твердой изоляции, остается в трансформаторе.

Нагрузочная способность трансформаторов. Основные принципы. Стандартами установлены предельные допустимые значения температуры трансформаторов, полученные на основе длительного опыта эксплуатации. При этих значениях предусматривается непрерывная работа трансформатора при его номинальной мощности и предписанных окружающих условиях в течение установленного срока службы 20—25 лет.

В реальных условиях происходят сезонные и суточные колебания окружающей температуры, меняется нагрузка трансформатора. Изменения нагрузки могут иметь периодический характер, например суточные изменения, технологически связанные с работой питаемого оборудования и случайные.

Вместе с изменением нагрузки и окружающей температуры меняется температура всех частей трансформатора, в том числе твердой изоляции и масла. Летом при предельной окружающей температуре +40 °С и номинальной нагрузке температура верхних слоев масла может быть 100 °С, а наиболее нагретой точки изоляции обмотки — около 115 °С.

ГОСТ 11677—85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия» и МЭК 76-2, содержащие рекомендации о превышениях температуры (над температурой окружающей среды), оперируют средним превышением температуры обмотки, тогда как Руководства по нагрузочной способности (ГОСТ 14209—85 и МЭК-354) ориентированы, главным образом, на температуру наиболее нагретой точки обмотки, которая в свою очередь используется для оценки относительной скорости теплового старения.

Руководство содержит рекомендации о предельных допустимых нагрузках, основанных на расчетах. Эти рекомендации относятся к разным по мощности трансформаторам, а также к разным типам нагрузки: длительной, нормальной циклической спокойной или временной аварийной.

Для нормальной циклической нагрузки стандарты содержат графические зависимости, позволяющие определить допустимые нагрузки при данной окружающей температуре без потери срока службы.

Допустимость аварийной нагрузки и потери срока службы в нормальных днях определяются расчетом с помощью приведенных там же таблиц для трех категорий трансформаторов.

К категории распределительных трансформаторов относятся трехфазные трансформаторы мощностью до 2500 кВА напряжением до 35 кВ. Категория средних трансформаторов распространяется на трансформаторы мощностью до 100 МВ-А в трехфазном и двухобмоточном исполнении и на эквивалентные им единицы. Трансформаторы большей мощности относятся к категории больших трансформаторов. Для этих трансформаторов при расчетах рекомендуется использовать индивидуальные характеристики, полученные при типовых испытаниях. По причинам, которые указаны в Руководстве, ограничения для последних двух категорий трансформаторов несколько различаются.

Все расчеты основаны на предположении, что повышение нагрузки сверх номинальной может привести к превышению предельных значений температуры наиболее нагретой точки, что обусловит ускоренное старение изоляции.

Относительная скорость теплового старения для трансформаторов, в которых соблюдаются нормы   МЭК-354, определяется по отношению к скорости старения в течение одного «нормального» дня: это — день, когда температура горячей точки составляет 98 °С, что соответствует окружающей температуре +20 °С и превышению температуры горячей точки на 78 °С. Относительная скорость старения при температуре θh

v = Скорость старения при θh / Скорость старения при 98 °С = 2h-98)/6.

Далее приведены значения этой функции:
θh,°С 80 86 92 98 104 110 116 122 128 134 140
V 0,125 0,26 0,50 1,0 2,0 4,0 8,0 16,0 32,0 64,0 128,0
Уменьшение срока службы при увеличении или уменьшении нагрузки выражается в «нормальных» днях.

Уменьшение срока службы при любой температуре горячей точки в течение месяца, дня, часа выражается числом «нормальных» месяцев, дней или часов. В основном справедливым остается старое правило, что увеличение или снижение нагрузки на 0,8 % номинальной приводит примерно к такому же изменению скорости старения, как изменение окружающей температуры на 1 °С.

Продление срока службы трансформатора. Наличие все увеличивающегося парка трансформаторов, имеющих срок службы, приближающийся к проектному ресурсу или превосходящий его, а также недостаток финансовых ресурсов для их замены, требуют решения этой проблемы.

За рубежом продление срока службы трансформаторов также рассматривается как одна из наиболее актуальных задач. Исследовательский комитет 12 СИГРЭ — «Трансформаторы» создал специальную рабочую группу для изучения путей решения этой задачи.

Продление срока службы предполагает выполнение операций, позволяющих замедлить процессы старения.

Прежде всего необходим мониторинг состояния. который позволяет ответить на вопрос: все ли в порядке и выявить части, которые работают нормально. Используемая для этого аппаратура должна быть дешевой и пригодной для измерений. проводимых непрерывно или периодически на работающем трансформаторе.

Для этих целей могут применяться два основных метода: анализ растворенных газов (АРГ) и измерение tgδ изоляции (о других методах см. далее).

Следующая стадия — диагностика, призвана оценить состояние трансформатора. Диагностике должны быть подвергнуты трансформаторы, которые на первой стадии не могут быть признаны как нормальные. Эти измерения обычно проводятся на трансформаторе, отключенном от сети. На этой стадии задача заключается в том, чтобы определить проблему и возможные последствия, а также необходимость ремонта и другие действия. Это во многом определяется оценкой тенденции изменения состояния по результатам диагностики.

Влияние конструкции трансформатора на эффективность диагностических испытаний. Необходимо принимать во внимание следующие особенности конструкции:
  1. Наличие заземленных электростатических экранов между обмотками снижает чувствительность измерений диэлектрических характеристик изоляции водозащищенных диэлектриков (например бакелитовых цилиндров) в маслобарьерном пространстве, препятствует оценке содержания влаги в картоне барьеров при измерении диэлектрических характеристик.
  2. Наличие изоляционных материалов, имеющих высокое значение lgδ в концевой изоляции или в переключателе и прочем, может маскировать изменения в состоянии изоляции.
  3. Наличие обмоток с соединением в треугольник внутри бака. а также соединения нейтральных отводов препятствуют оценке межфазовой изоляции.
  4. Наличие активного сопротивления в цепи заземленного остова искажает результаты измерения характеристик изоляции (увеличение tgδ изоляции сердечника НН, сердечника ВН и уменьшение — в изоляции ВН—НН).
  5. Плохая изоляция провода измерительной обкладки ввода или внутреннее заземление измерительной обкладки препятствуют оценке состояния масла и поверхности остова ввода измерением С2 ввода.
  6. Заземление сердечника путем непосредственного контакта, например рамы или крепящих деталей с баком в частности, и внутреннее заземление сердечника вообще, создают трудности идентификации и локации теплового повреждения, вызванного циркулирующим током.
  7. Наличие конденсатора или нелинейного сопротивления, установленных в регулировочной обмотке для улучшения распределения перенапряжений.
Мониторинг работающих трансформаторов. На коллоквиуме СИГРЭ в 1977 г. в Сиднее был представлен анализ опыта эксплуатации приборов мониторинга.

Далее приведены методы, которые признаны наиболее эффективными:

  1. контроль температуры горячей точки обмотки, как прямым так и непрямым (тепловая модель) способом;
  2. анализ растворенных газов (АРГ);
  3. мониторинг частичных разрядов, включая статическую электризацию;
  4. измерения tgδ и емкости ввода;
  5. контроль элементов системы охлаждения и оптимизация ее работы;
  6. контроль содержания влаги в масле;
  7. анализ передаточной функции для контроля как электрических, так и динамических дефектов;
  8. контроль прессующих сил;
  9. мониторинг тока двигателя переключателя РПН для контроля самого двигателя и связующих узлов переключателя, а также температуры, времени срабатывания реле и положения контактов;
  10. мониторинг звука или вибраций во время переключения РПН;
  11. контроль крутящего момента переключателя.
Оценка остающегося срока службы. Такая оценка производится, если трансформатор перемещается на новое место или по прошествии определенного срока, например 25 лет. Последнее может быть частью стратегии замены или обновления (т.е. ремонта с восстановлением определенных характеристик состояния). Точная оценка остающегося срока службы зависит от многих факторов, и включает анализ таких факторов, как конструкция, история эксплуатации, включая короткие замыкания и нагрузку, фактическое состояние, а также будущие ожидаемые воздействия в конкретном месте установки.

Отдельная оценка должна быть произведена для активной части в баке (собственно трансформатора), а также для вводов и других внешних компонентов трансформатора.

Должны быть оценены: система защиты масла от окружающей атмосферы, индикаторы температуры, газовое реле, реле аварийного давления;

насосы; вентиляторы; охладители и радиаторы;

клапан давления или мембрана.

Особое внимание следует уделить проверке исправности защиты масла трансформатора от влияния окружающей атмосферы. Оценка ее эффективности, наряду с ее фактическим состоянием, определяется по состоянию влагосодержания изоляции, а также газосодержания масла в случае пленочной защиты.

Наибольшую определенность может дать анализ степени полимеризации (СП) твердой изоляции. Это возможно сделать путем отбора проб изоляции из наиболее нагреваемых частей. При этом следует правильно оценить разницу температуры в наиболее нагретой точке и в месте отбора пробы.

Нагрузка трансформатора, его температурный режим, влагосодержание изоляции, содержание кислорода в течение всего предшествующего периода вместе с результатом определения СП дадут достаточно достоверную картину фактического состояния электрической и механической прочности (при условии отсутствия дефектов, подтвержденных проведением диагностических проверок).

Работы на трансформаторе. В каждом конкретном случае требуется произвести оценочные расчеты: стоимость трансформатора, стоимость работ и возможное продление срока службы.

Экономическую эффективность продления срока службы следует оценить сопоставлением стоимости всех работ и эксплуатации старого и нового трансформаторов с учетом капитализированной стоимости потерь.

Таким образом, последовательность работ по продлению срока службы состоит в следующем:
  1. Мониторинг состояния, позволяющий определить, все ли в порядке и в случае необходим мости решить вопрос о проведении профилактических или ремонтных работ.
  2. Проведение диагностики в случае обнаружения средствами мониторинга признаков не нормальностей или неисправности, а также в случае перемещения трансформатора на другое место установки или истечения установленного срока. При этом определяется характер неисправностей и недостатков, а также состояние старения изоляции. Производится определение необходимого объема работ для исправления обнаруженных дефектов и неполадок, технической возможности продления срока службы и условий эксплуатации в этом случае.
  3. Экономическая оценка целесообразности проведения необходимого объема работ с учетом капитализированной стоимости потерь данного трансформатора в сопоставлении со стоимостью нового трансформатора с учетом капитализированной стоимости его потерь.
  4. Проведение работ по устранению выявленных недостатков, ремонта, обновления.
Снижение уровней изоляции. Отечественная практика имеет достаточно большой опыт эксплуатации трансформаторов со сниженным уровнем изоляции. Например, при увеличении наибольшего рабочего напряжения с 252 до 1200 кВ отношение выдерживаемого напряжения грозового импульса к наибольшему рабочему напряжению относительно земли было уменьшено с 3,7 до 2,6. Эффективность снижения уровня изоляции зависит от многих факторов: класса напряжения, числа обмоток, расположения обмоток на магнитопроводе, стоимости материалов и потерь и пр.

Для трансформаторов 330—750 кВ в среднем на каждые 10 % снижения уровня изоляции полная масса снижается на 4—7 %, масса стали и потери холостого хода — на 3,5—5 %, а мощность — на 6—8 %.

Безусловно, уменьшение размера изоляционных промежутков при снижении уровня изоляции приводит к увеличению рабочих напряженностей. Поэтому снижение испытательных напряжений основывается не только на совершенствовании способов ограничения перенапряжений, но оно требует также совершенствования конструкции изоляции, технологии производства, заводских испытаний, мер по поддержанию необходимого качества изоляции в условиях эксплуатации.

Опыт эксплуатации трансформаторов напряжением 330 кВ показал, что изоляция не повреждалась в результате воздействия грозовых перенапряжений, что не было повреждений изоляции, причиной которых было бы воздействие внутренних перенапряжений. Неполадок с изоляцией, которые прямо или косвенно выявляли бы недостаточность значений нормированных испытательных напряжений, не было.

Предел эффективного снижения уровня изоляции определяется прочностью при кратковременных воздействиях, которой будет обладать изоляция, выбранная с учетом только длительного воздействия рабочего напряжения. На основе проведенных исследований предельно допустимую рабочую напряженность в главной изоляции для промышленных трансформаторов следует считать равной 50 кВ/мм, что определяет значение эффективности снижения уровня выдерживаемых перенапряжений до 1,65, а грозовых — до 1,4 отн. ед.

Накопленный почти 20-летний по эксплуатации группы (15 шт.) промышленных трансформаторов 135 МВ-А. 500 кВ (разработанных совместно ПО «Запорожтрансформатор», ВИТ и ВЭИ) с рабочей напряженностью 46 кВ/мм также подтверждают эти заключения и открывают дорогу дальнейшему снижению уровней изоляции (характеристики трансформаторов приведены в табл. 2).

За последние годы были разработаны и эксплуатируются 18 единиц автотрансформаторов 167 МВА, 500/220 кВ, и девять единиц повышающих трансформаторов 210 МВА. 500 кВ с уровнем испытательного напряжения грозового импульса 1050 кВ и коммутационного — 900, вместо стандартного уровня 1550/1230.

Результаты эксплуатации этих трансформаторов не выявили какого-либо снижения их надежности.

Безусловно, необходимо продолжать опыты применения трансформаторов со сниженным уровнем изоляции. Некоторые шаги в этом направлении в настоящее время были сделаны Московским электрозаводом при разработке трансформаторов на напряжение 500 кВ.

Тенденции развития трансформаторов. В течение нескольких десятилетий развитие трансформаторов было сосредоточено главным образом на повышении мощности и рабочего напряжения. В СССР были достигнуты пределы (1250 МВА в единице и 1200 кВ), для превышения которых вряд ли появятся основания в первом десятилетии XXI века. По-видимому, одной из основных проблем сегодня являются вопросы экологического воздействия трансформаторов на окружающую среду. Это, прежде всего, шум, создаваемый трансформаторами, а также опасность разлива трансформаторного масла и возникновения пожара в случае повреждения трансформатора. Эти вопросы рассмотрены ранее. Другими актуальными проблемами сегодня являются следующие:

  • разработка и применение новых высокоэффективных материалов;
  • совершенствование характеристик мощных трансформаторов, особенно сверх- и ультравысокого напряжения (СВН и УВН);
  • трансформаторы с использованием высокотемпературной сверхпроводимости;
  • управляемые шунтирующие реакторы;
  • усовершенствование устройств регулирования напряжения в трансформаторах, в том числе по  фазе напряжения;
  • управление сроком службы трансформаторов.

Улучшение характеристик трансформаторной стали. Продолжается совершенствование характеристик электротехнической стали. Следует ожидать, что эта тенденция сохранится в ближайшем будущем, поскольку она стимулируется высокой стоимостью потерь холостого хода трансформаторов.

Испытательное
напряжение
Характеристики
  Испытательное
напряжение
Напря-жение
КЗ, %
Потери,
кВт
Масса,
т
  промышленной
частоты
импульсов холо-стого
хода
КЗ пров-ода ста-ли тр-го
масла
пол-ная
  кратко-временное длитель-ное коммута-ционных грозовых
СН/НН
  пол-ных сре-зан-ных
Трансформаторы  135 МВА, 500
Стандартное 1550 1300 425     13 160 450 18,5 91,3   200
Пониженное 900 850 425     13 110 387 17,7 66,3   145
Трансформатор 167 МВА, 500/220 кВ
Стандартное 630 425 1230 1550/750 1650/835 11 105 325 21,6 60,5 40 167
Пониженное 460 425 900 1050/650 1150/715 11 65 370 25,2 43,2 34 141

Применение синтетических изоляционных материалов. До настоящего времени не существует замены для целлюлозной изоляции, которая могла бы сравниться с ней по своей эффективности. Из всех известных синтетических материалов можно выделить картон «Номекс» разработанный фирмой Вайдман совместно с Дьюпон. Картон имеет следующие преимущества:

  1. длительная стабильность при температуре выше 220 °С;
  2. отсутствие термического разрушения и выделение газа или других вторичных продуктов при работе в охлаждающей жидкости при высокой температуре:
  3. малая усадка по толщине в процессе сушки и под действием статических и динамических нагрузок при температуре до 190 °С в минеральном масле;
  4. низкая диэлектрическая проницаемость в масле;
  5. стабильность размеров в процессе сушки и работе в масле и воздухе;
  6. хорошие изоляционные свойства в масле и воздухе вне зависимости от содержания влаги.
Несмотря на относительно высокую стоимость применение «Номекса» целесообразно в специальных трансформаторах, работающих при высоких температурах, например в тяговых трансформаторах для железнодорожного транспорта. Целесообразно его выборочное применение в обычных силовых трансформаторах, что может позволить повысить допустимые перегрузки, увеличить механическую прочность и пр.

В связи с тенденцией замены некоторых металлических частей изоляционными с целью снижения потерь, вызываемых потоком рассеяния, применение находит также и «Номекс».

Совершенствование характеристик больших мощных трансформаторов, особенно СВН и УВН. Мощные высоковольтные трансформаторы обеспечивают энергией большие районы и должны обладать очень высокой степенью надежности. Поэтому, в первую очередь, прямо или косвенно должны решаться вопросы, влияющие на безотказную работу таких трансформаторов.

Переключающие устройства под нагрузкой являются звеном, которое прежде всего привлекает внимание при рассмотрении вопросов обеспечения безотказной работы. Существующие переключающие устройства, хотя и обладают высокой для электромеханических устройств надежностью не могут полностью удовлетворять всем требованиям. Осуществляющие переключения под током контакторы этих устройств требуют замены дугогасящих контактов через каждые 100—300 тысяч переключений (в последнее время до 500 тысяч). Механическая часть имеет ресурс 500-1500 тысяч переключений.

Развитие бесконтактных устройств с управляемыми тиристорами в качестве коммутирующих элементов может в будущем повысить надежность этого узла. Пока же в наиболее ответственных случаях некоторые потребители, там где это возможно, например в генераторных трансформаторах, предпочитают не иметь переключающих устройств или иметь устройства переключения без нагрузки.

Местные нагревы. Поля рассеяния в мощных трансформаторах могут вызвать недопустимо высокие местные нагревы. Соприкосновение таких нагретых до высокой температуры мест с твердой изоляцией или маслом может вызвать у них разложение с выделением пузырьков газа. Последние могут быть занесены потоком масла или под действием электрического поля в область высокой напряженности электрического поля, что может привести к электрическому пробою изоляции. Поэтому в мощных трансформаторах стремятся в максимальной степени снизить потери, вызванные полем рассеяния, и не допустить нагрева деталей конструкции выше 120—140 °С.

Для уверенного решения этих задач необходим детальный расчет индукции поля рассеяния в результате которого могут быть приняты меры по регулированию поля, защите опасных мест проводящими экранами или магнитными шунтами замене отдельных металлических деталей изоляционными.

Применение мониторинга концентрации растворенных в масле газов является дополнительной гарантией отсутствия этой опасности.

Электродинамическая прочность. Наличие больших потоков рассеяния в сочетании с большими значениями токов КЗ увеличивает механические усилия в обмотках больших трансформаторов. Проблема осложняется тем обстоятельством, что испытания больших трансформаторов на прочность при токах КЗ могут проводиться только на специальных стендах и очень дорого стоят, а иногда при очень большой мощности практически невозможны.

Надежные расчеты усилий, действующих на каждый участок обмотки, стали возможны только после разработки сложных компьютерных программ. Сочетание расчетов с данными, полученными в результате испытаний аналогичных трансформаторов и отдельных узлов, помогает решить эту задачу.

Необходим поиск путей усиления механической прочности обмоток. Например, применение транспонированного провода помимо снижения потерь в случае пропитки его изоляции эпоксидным компаундом значительно повышает прочность обмотки после полимеризации компаунда при сушке обмотки.

Применение синтетических материалов, например арамидного картона, в качестве опорных материалов и прокладок обмотки вместо целлюлозных материалов, подверженных   влиянию влаги и температуры, также позволяет увеличить механическую прочность обмоток.

Снижение уровней изоляции для трансформаторов СВН и УВН имеет особо важное значение, поскольку помогает уменьшить размер трансформатора, улучшить его технико-экономические характеристики, преодолеть транспортные ограничения.

Трансформаторы с использованием высокотемпературной сверхпроводимости (ВТСП). Рост потребления энергии сопровождается требованием экономичности энергоснабжения, повышения его качества и надежности. Одним из основных требований является снижение потерь электроэнергии экономически оправданными средствами.

Открытие в 80-х годах материалов, обладающих ВТСП, открыло новые перспективы создания трансформаторов со сниженными потерями. Удалось преодолеть главное препятствие использования сверхпроводимости: громоздкие криогенные системы получения жидкого гелия были заменены простыми установками жидкого азота при атмосферном давлении.

Сверхпроводники имеют две основные особенности: пренебрежимо маленькие потери при относительно большой плотности тока и «переключающий режим» — переход от практически нулевого сопротивления к высокому сопротивлению, когда ток превысит определенное значение — критический ток. Сверхпроводящее состояние существует только ниже определенной критической температуры.

Для   большинства   высокотемпературных сверхпроводников эта температура ниже 11 ОК. Обычно рабочая температура для удобства принимается равной температуре кипящего жидкого азота, т.е. 77К.

Нормальный ток ВТСП проводника должен иметь значительные соответствующие области сверхпроводимости и ниже критического тока. Максимально допустимое повышение тока должно определяться способностью нагрузки охлаждающего устройства.

Для тока, значительно превышающего критическое значение, потери увеличиваются на порядок. Этот режим является режимом ограничения аварийного тока — кратковременным переходным режимом. Энергия, выделенная в проводнике в переходном режиме, будет поглощена при испарении части охлаждающей жидкости.

Эти свойства сверхпроводника могут позволить значительно повысить коэффициент полезного действия трансформаторов, сделать их более компактными, исключить масло как охлаждающую жидкость и принять на себя функцию ограничения больших токов.

Преимущества трансформаторов с применением ВТСП. Нагрузочные потери при номинальном токе могут быть снижены на 80—90%. Уменьшение веса на 20—35% облегчит условия перевозки больших трансформаторов. Объем трансформатора с использованием ВТСП может быть на 10—35% меньше, чем объем обычного трансформатора (вместе с охлаждающим устройством).

Применение таких трансформаторов в энергосистеме позволяет воспользоваться их способностью ограничивать токи КЗ. При этом реактивное сопротивление трансформатора можно было бы уменьшить на 50%, что позволило бы обеспечить более стабильное трансформируемое напряжение, не прибегая к его регулированию. Значения перегрузочных токов могут быть установлены любыми и будут ограничены только мощностью охлаждающего устройства. При этом отсутствует проблема старения, так как обмотки находятся в жидком азоте.

Совершенствование ВТСП провода. Несколько ВТСП трансформаторов мощностью от 100 до 1000 кВ-А были изготовлены в Европе, США и Японии. Эти работы позволили уточнить характеристики проводов, которые должны быть достигнуты для трансформаторов, имеющих экономические и экологические преимущества. Далее приведены эти характеристики:

Критическая плотность тока                  100 А/мм2

Критический ток проводника в магнитном поле 100 мТ            100 А

Рабочая температура                                77К

Удельные потери при напряжении        0,25 мВт/А

Удельная стоимость                                  - 0,06 долл.

При указанных параметрах провода и приемлемой стоимости охладителя и термоизоляции экономически целесообразным будет изготовление ВТСП трансформаторов общего назначения мощностью 40—100 МВА и тяговых трансформаторов мощностью в несколько мегавольт-ампер.

Работы по совершенствованию провода ведутся с целью увеличения критической плотности тока для снижения стоимости ампер-метра провода; снижения потерь в магнитном поле, не параллельном поверхности ленты провода; увеличения механической прочности провода; снижения стоимости провода.

Примеры изготовления опытных ВТСП трансформаторов и токоограничивающего устройства. В качестве примера изготовления опытного ВТСП трансформатора приведем трансформатор мощностью 630 кВА напряжением 18.7/0,4 кВ, о котором сообщалось на сессии СИГРЭ 1998 г.

Сердечник трансформатора имеет температуру окружающей среды. Обмотки заключены в цилиндрические криостаты. Двойные стенки криостата изготовлены из эпоксида и между ними поддерживается вакуум, который обеспечивается непрерывной работой насоса. Кроме того. имеется еще несколько слоев суперизоляционного материала. Утечка составила 0,001 мБар/с. Провод обмоток имеет критическую температуру 110К.

Специальные испытания, такие как импульсные испытания изоляция и испытания прочности при токах КЗ. были выполнены на однофазном прототипе.

На трехфазном трансформаторе были проведены испытания изоляции индуктированным напряжением 37,4 кВ; приложенным — 50 кВ и импульсным — 125 кВ При номинальном токе потери составили 337 Вт. а потери холостого хода в теплом сердечнике — 2,1 кВт. Общие тепловые потери равны примерно половине потерь в проводе.

Все ВТСП проводники чувствительны к температуре и индукции магнитного поля. поэтому естественно, что внимание привлекается к созданию токоограничивающих реакторов.

Сообщалось об успешном опыте создания модели ВТСП токоограничивающего реактора. Параметры реактора: напряжение 11 кВ. длительный рабочий ток 400 А. время срабатывания <5 мс. При этом первый пик тока должен быть ограничен.

Реактор представляет собой помещенную в криостат с жидким азотом катушку индуктивности с ВТСП резистором внутри. Катушка и безиндуктивный резистор соединены последовательно. При увеличении тока под действием индукции, создаваемой током в катушке, и температуры сопротивление резистора возрастает, что приводит к ограничению тока. По мере снижения тока идет обратный процесс. Испытания реактора подтвердили его работоспособность.

Несколько новых проектов трансформаторов мощностью 1—10 МВА разрабатываются в Европе и США, их испытания предполагается провести в 2000—2003 гг.

«Сименс/JEC Альстом» стремится использовать возможность изготовления компактного ВТСП трансформатора, имеющего небольшой вес и не имеющего масла, для применения на локомотивах. Так как обычные тяговые трансформаторы имеют высокие потери, применение ВТСП трансформаторов оказывается выгодным уже при небольшой мощности.

Другие фирмы (Waukecha Electric и JEC) привлекают большая перегрузочная способность без

старения и небольшие размеры. Фирма ABB (совместно с EDF и при поддержке PSEL и Швейцарского федерального управления энергии) своей целью ставит создание устройства, совмещающего способность ограничения аварийных токов и наличие уменьшенного реактивного сопротивления и низких потерь.

По некоторым данным силовой ВТСП трансформатор мощностью 100 МВА будет иметь массу около 60 т вместо 130 т и меньшие потери, чем у обычного трансформатора (более чем в 3 раза).

Сегодня трудно сказать, какая комбинация свойств ВТСП трансформаторов окажется лучшей и будет пользоваться наибольшим спросом.

Помимо высокой эффективности (КПД) и других характеристик, важнейшей следует считать низкую стоимость термоизоляции и надежность охлаждающей системы.

Управляемые шунтирующие реакторы. Применение управляемых шунтирующих реакторов в системах сверх- и ультравысокого напряжения представляется весьма перспективным, особенно в случае переменного режима нагрузки линии.

В течение последних 30 лет за рубежом были предложены несколько типов управляемых шунтирующих реакторов. Были изготовлены и испытаны опытные образцы, и некоторые из них были установлены в опытную эксплуатацию. В них были использованы два принципа управления: с помощью подмагничивания магнитной системы постоянным током и с помощью тиристорного ключа в цепи вторичной обмотки. В обоих случаях возможно регулирование от практически нулевого до номинального значения мощности.

Сходными являются и проблемы, которые приходится решать при создании этих двух типов реакторов: снижение добавочных потерь и местных нагревов, уменьшение высокого гармонического состава тока, повышение быстродействия, снижение стоимости. По-видимому, эти обстоятельства до последнего времени препятствовали внедрению этого вида оборудования.

В последние годы ведутся работы по созданию шунтирующих реакторов с магнитным регулированием мощности на Московском электрозаводе и Запорожском трансформаторном заводе. В обоих случаях использованы аналогичные схемные решения, но конструктивное исполнение разное.

Управляемый реактор Московского электрозавода. Для снижения уровня высших гармоник применен принцип формирования магнитной характеристики реактора при использовании специальной конструкции стержня магнитной системы обеспечивающей снижение высших гармоник тока.

Применение систем форсированного возбуждения постоянного тока позволило довести быстродействие (время перехода из режима холостого хода в режим номинальной мощности и обратно) до 0,2 с.

Управляемый реактор мощностью 60 Мвар, напряжением 500 кВ имеет одностержневую магнитную систему с боковыми ярмами. На стержне располагаются: обмотка НИ — вентильная и ВН — сетевая. Стержень расщеплен на две части, на которых располагаются части обмотки НН, соединенные по мостовой схеме. Обмотка ВН является общей для обоих полустержней. При этом. переменный поток замыкается через боковые ярма, а постоянный — через перемычку между полустержнями. Такое устройство магнитной системы, хотя и усложняет конструкцию, но позволяет значительно улучшить его технико-экономические показатели.

Основные характеристики реактора: наименьшая мощность (в фазе) — 60 Мвар; наибольшее напряжение (линейное) — 525 кВ; частота — 50 Гц; номинальный ток ВН — 198 А; НН — 4350 А; схема соединения трехфазной группы ВН — звезда с заземленной нейтралью; НН — треугольник; ток холостого хода — 5%; потери холостого хода — 50 кВт; напряжение КЗ — 40%; потери КЗ — 200 кВт; полные потери — не более 250 кВт; диапазон регулирования тока — 1:20; содержание высших гармоник (эффективное значение) — не более 2%; время перехода из режима холостого хода в режим номинальной нагрузки (и обратно) — 0,2 с; уровень вибраций (размах колебаний) стенки бака — 100 мкм.

В настоящее время разработан рабочий проект реактора, проведены испытания модели мощностью 10 Мвар.

Управляемый реактор Запорожского трансформаторного завода. Управляемый реактор мощностью 60 Мвар, напряжением 500 кВ имеет двухстержневую магнитную систему с двумя боковыми ярмами. Части обмотки НН, являющиеся возбуждающей обмоткой, расположены на двух стержнях. Обмотка ВН — сетевая, также располагается на двух стержнях. Обмотки ВН двух стержней соединены параллельно. Реактор имеет следующие характеристики: номинальная мощность (в фазе) — 60 Мвар; наибольшее напряжение (линейное) — 525 кВ; частота — 50 Гц; диапазон изменения мощности — 0,6—60 Мвар; потери холостого хода — 50 кВт; потери КЗ — 250 кВт; искажение тока фазы высшими гармониками — не более 4 А.

Реактор допускает перегрузку до двойного значения номинальной мощности в течение 1 мин. Опытный образец реактора был изготовлен в 1992 г. и проходил эксплуатационные испытания на подстанции в Белом Расте. Кроме того, в 1997 г. изготовлен управляемый реактор мощностью 25 Мвар на напряжение 110 кВ. Реактор отправлен заказчику.

Развитие стандартизации. В последние годы в стране практически прекращены работы по стандартизации в области производства. При этом большинство стандартов устарело и не соответствует передовым достижениям мировой практики. В то же время практически все стандарты МЭК по трансформаторостроению пересматриваются.

Существующая практика разработки стандартов в рамках СНГ носит формальный характер (проекты стандартов не обсуждаются и не согласовываются на должном уровне, а отдельные стандарты не увязываются между собой), это приводит к хаосу и дискредитирует саму стандартизацию в РФ. Характерным примером является вновь разработанный стандарт на сухие трансформаторы общего назначения (ГОСТ 30297—95), противоречащий по ряду принципиальных позиций действующим ГОСТ 11677—85 и ГОСТ 1516.1—96.

Недопустимо низка активность специалистов отечественных трансформаторных заводов в таких значимых международных организациях, как МЭК и СИГРЭ, что создает для них информационную блокаду и усугубляет отрыв от достижений передовых стран.

Выводы:

  1. Повышение тарифов электроэнергии и стоимости потерь стимулирует снижение потерь в трансформаторах. Снижение потерь холостого хода возможно при применении улучшенных марок стали, а также при совершенствовании технологии изготовления магнитной системы. Снижение нагрузочных потерь может быть осуществлено, главным образом, за счет снижения добавочных потерь вне обмоток. Этому способствует применение более совершенных методов регулирования магнитного поля рассеяния и применения новых изоляционных материалов в качестве конструкционных деталей.
  2. При больших значениях удельной капитализированной стоимости потерь оптимизация трансформатора позволяет получить значительную экономию стоимости трансформатора.
  3. Глубокое ограничение шума, требуемое при установке трансформаторов в густонаселенных районах, связано с дополнительными затратами, определяемыми применяемыми методами.
  4. Вероятность повреждения трансформатора с возникновением пожара может быть значительно снижена при выполнении следующих мероприятий:
  5. Повышения прочности бака, особенно разъемов, и придания баку повышенной эластичности; наличии расширительной емкости, присоединенной к баку патрубком большого диаметра.
    Применение высоковольтных вводов с синтетической изоляцией (например вводов типа RYP) устраняет опасность возгорания в случае их повреждения. Пожаробезопасные распределительные трансформаторы могут выполняться заполненными негорючей жидкостью вместо масла (например жидкостью типа MIDEL) либо сухими, например с арамидной изоляцией.
  6. Сохранение состояния изоляции (влагосодержания и газосодержания), близкого к первоначальному (заводскому), позволяет не только сохранить высокую электрическую и механическую прочность, но и значительно замедлить ее тепловое старение. Это создает постенциальную возможность продления срока службы изоляции сверх установленного ресурса.
  7. Необходимым условием возможного продления срока службы является проведение мониторинга и периодической диагностики, что позволяет своевременно предотвратить не только развитие возможных дефектов, но и устранить причины ускоренного старения изоляции.
  8. Анализ фактических условий эксплуатации (нагрузочный и температурный режимы, так и состояние зашиты от влияния внешней окружающей атмосферы, количество воздействий токов КЗ и др.) за время эксплуатации позволяет получить дополнительные сведения о состоянии изоляции. При этом должны учитываться особенности конструкции данного трансформатора, а также результаты заводских испытаний.
  9. Применение арамидной изоляции в наиболее нагретых частях трансформатора позволяет повысить нагрузочную способность и продлить его срок службы.
  10. Развитие рыночных отношений требует пересмотра существующих стандартов с целью отражения в них требований, обеспечивающих разработку наиболее экономичных и надежных конструкций трансформаторов.
  11. Основными тенденциями развития трансформаторостроения являются:
  • разработка и применение новых высокоэффективных материалов (главным образом электротехнической стали и изоляции);
  • повышение надежности и экономической эффективности, особенно больших силовых тран форматоров (мощностью более 100 МВ·А в единице);
  • продление срока службы трансформаторов
  • создание управляемых шунтирующих реакторов;
  • создание трансформаторов с использование высокотемпературной сверхпроводимости;
  • снижение уровней изоляции.

При написании статьи использовалась следующая литература:

Hamson Т.,  Richardson В., Transformer loss reduction. Re port 12.04, CIGRE, 1998;

Beamont R., Losses in Transformers and reactors. Rеport 12.10, CIGRE.1988;

Лизунов С.Д. Сушка и дегазация трансформаторов высо кого напряжения. — М.: Энергия, 1971;

JEC-354. Loading guide for oil-immersed power Transfer mers; CIGRE. Working Group 12.1. Life management of Transfer mers. Draft inlerm report may 1999;

Lokhanin A.K., Morozova T.I., Shifrin L.N., Savchenko A.L, Technical and economical efficiency of reducing the insulation level of power Transformers and service experience concerned. Report 33-105, CIGRE, 2000;

Bonmann D., Honnef B. Supercondacting Transformers-benefits for up-grading and future electrical networks/ CIGRE.SC-12. Transformers Colloquium. — Budapeshy. June, 1999;

Брянцев A.M. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы — новое электротехническое оборудование. — Электротехника, 1999, № 7;

Мастрюков Л.А. Управляемый шунтирующий реактор с магнитным регулированием мощности для поперечной компенсации линий электропередачи сверхвысокого напряжения. V симпозиум «Электротехника 2010 год». Т. I. — М.: ВЭИ, 1999.

(25.05.00)

Авторы: Лизунов Сергей Дмитриевич окончил электроэнергетический факультет Московского энергетического института (МЭИ) в 1953 г. В 1962 г. защитил кандидатскую диссертацию по теме «Импульсные перенапряжения в высоковольтных трансформаторах, имеющих обмотки высшего напряжения с вводом в середину» во Всесоюзном  электротехническом институте (ВЭИ). Консультант ВЭИ.

Лоханин Андрей Константинович окончил Московский энергетический институт в 1958 г. В 1995 г. защитил докторскую диссертацию по теме «Вопросы координации изоляции силовых трансформаторов для передач переменного и постоянного тока сверхвысоких напряжений» во Всероссийском электротехническом институте. Начальник отдела ВЭИ.

 
  Источник:  ©  Лизунов С.Д., Лоханин А.К.
Материал размещен на www.transform.ru16.12.2003 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????