Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Мощные трансформаторы

Эксплуатация трансформаторов - Мощные трансформаторы

Оглавление
Мощные трансформаторы
Основные характеристики трансформаторов
Конструкция мощных трансформаторов
Магнитопровод
Обмотки
Перемычки и отводы
Баки и охлаждение
Защита масла
Вводы
Трансформаторы
Монтаж трансформаторов
Эксплуатация трансформаторов
Неполадки в работе трансформаторов
Приложение и литература

Процесс эксплуатации трансформатора состоит из операций по включению его под напряжение и нагрузку, работы под нагрузкой  в различных режимах, включая перегрузочные, регулирования напряжения, контроля режима нагрузки, напряжения и температуры, обслуживания вспомогательных устройств (системы охлаждения, устройств РПН, азотной и газовой защит) проведения осмотров и выполнение ремонтов.
Порядок включения трансформатора под напряжение впервые после окончания монтажа указан в предыдущем разделе. При очередном включении находящегося в резерве трансформатора, работающего в блоке с генератором, целесообразно произвести внешний осмотр трансформатора. На тепловых электростанциях, где включению предшествует довольно длительная подготовка тепловой части, проведение осмотра не вызывает затруднения. На гидроэлектростанциях и на подстанциях, где операции по пуску и включению производятся быстро, допустимо осмотр не производить, но все трансформаторы, находящиеся в резерве, должны быть полностью готовы к немедленному включению под напряжение и нагрузку.
Включение под напряжение трансформатора, работающего в блоке с генератором, производится подъемом напряжения с нуля одновременно с возбуждением генератора. Однако в тех случаях, когда «а один трансформатор работают два генератора (или более) и синхронизация производится генераторным выключателем, трансформатор включается в сеть толчком.
Трансформаторы на подстанциях включаются всегда толчком на полное напряжение сети, как правило, выключателем со стороны питающей сети. На подстанции в некоторых случаях трансформаторы могут включаться под напряжение разъединителем (если в цепи выключателя нет). Это касается только трансформаторов на напряжение не выше 220 кВ при условии, что намагничивающий ток ненагруженного трансформатора не превышает 17 а.
Таблица 3
Допустимая величина намагничивающего тока, отключаемого разъединителем 220 кВ


Вид разъединителя

Наименьшее расстояние между полюсами, м

Максимальный допустимый отключаемый ток, а

в/р

4,0

8.0

г/п

5.0

I 8,0

в/р

4,5

13,5

г/п

5,5

13.5

в/р

5,8

17,0

г/п

6,8

1 17.0

Примечание, в/р — вертикально-рубящего типа; г/п — горизонтально-поворотного типа.
Величина намагничивающего тока зависит от напряжения, подведенного к трансформатору, и при повышении напряжения на 5% сверх номинального ток намагничивания увеличивается в 1,5 раза, поэтому у трансформаторов, снабженных устройством РПН на стороне питания, целесообразно перевести переключатель  в положение, соответствующее недовозбуждению трансформатора, т. е. напряжение включаемого ответвления должно быть выше подводимого из сети напряжения. При снижении возбуждения на 10% намагничивающий ток уменьшается на 45%.
Величина тока, допустимого для отключения и включения разъединителем, зависит от конструкции разъединителя и расстояния между полюсами и для напряжения 220 кВ приведена в табл. 3.

В табл. 4 приведены значения намагничивающих токов (токов холостого хода) некоторых типов трансформаторов, которые могут включаться под напряжение разъединителями. Определяющей величиной является ток холостого хода при напряжении 1,05 номинального, что может быть при эксплуатации.
Таблица 4 Намагничивающий ток трансформаторов
Намагничивающий ток трансформаторов
Включение трансформатора в работу после окончания ремонта производится после тщательного осмотра как самого трансформатора и его вспомогательных устройств, так и шин или кабелей, присоединяющих его к сборным шинам или к генератору. Цель осмотра состоит в том, чтобы убедиться в правильности присоединения трансформатора, в готовности к действию его вспомогательных устройств и контрольно-измерительных приборов, в отсутствии на трансформаторе, охладителях, шинах посторонних предметов, переносных заземлений, материалов, инструмента и т. п. Независимо от объема яро- изведенных испытаний трансформатора непосредственно перед включением под напряжение нужно проверить мегомметром изоляцию всех обмоток вместе с присоединенными шинами или кабелями для того, чтобы убедиться в нормальном состоянии изоляции.
У трансформаторов, включаемых в работу после ремонта, предварительно должны быть выполнены операции по удалению воздуха из системы охлаждения посредством заливки системы охлаждения маслом под вакуумом. Сначала производится вакуумировка незаполненной системы охлаждения при остаточном давлении 40 мм рт. ст. в течение 30 мин, а затем под тем же вакуумом система заполняется маслом от бака трансформатора. После окончания заполнения системы масло должно в течение 5 ч отстояться. После отстоя и проверки отсутствия воздуха (приоткрывая воздуховыпускные пробки) на 1 ч включается циркуляция масла, а затем на 12 ч трансформатор остается для отстоя, после которого трансформатор может быть включен. Поскольку упомянутые выше операции требуют около 20 ч, необходимо подготовить трансформатор к включению заранее, а не непосредственно перед пуском агрегата (если трансформатор работает в блоке), чтобы не задерживать пуска блока.
Отключение трансформаторов производится теми же коммутационными аппаратами, которыми осуществляется и включение. Включение в работу трансформаторов, работающих параллельно, следует производить при соблюдении условий, необходимых для параллельной работы: тождественность групп соединения обмоток, равенство напряжений короткого замыкания (с допусками ±110% их среднего значения), равенство коэффициентов трансформации (с допуском до 1 % — для трансформаторов с коэффициентом трансформации, меньшим 3, и 0,5%! — для всех других трансформаторов) и совпадение по фазам. Фазировка должна быть проверена после каждого ремонта, если трансформатор подсоединяется посредством кабелей. Присоединение к трансформатору комплектных экранированных токопроводов (к обмотке НН) и спусков от шин 220 кВ и выше позволяет не проверять фазировку, так как перепутать такие присоединительные элементы невозможно.

Что касается группы соединений и ею то о совпадении их следует думать при проектировании и установке параллельно работающих трансформаторов, но о коэффициенте трансформации не следует забывать и при эксплуатации уже установленных трансформаторов, особенно если они снабжены РПН. У автотрансформаторов с РПН в линии обмотки СН перед включением трансформатора параллельно работающему нужно переключатель ответвлений установить на такую же ступень как у работающего или в том случае, если ступени неодинаковые, на такую степень, при которой напряжение «а вторичной обмотке (СН) будут более близкими.
После включения подстанционного трансформатора (автотрансформатора) под напряжение электрической сети нагрузка его устанавливается в зависимости от общей нагрузки на шинах подстанции, т. е. если трансформатор один, то он несет всю нагрузку потребителей, присоединенных к шинам, а если трансформатор подключается параллельно к уже работающему, то общая нагрузка распределится поровну, если трансформаторы полностью идентичны. В противном случае нагрузка распределится неравномерно.
Трансформаторы, снабженные искусственным охлаждением с принудительной циркуляцией масла, могут нести номинальную нагрузку при соблюдения расчетных условий теплообмена в системе охлаждения, т. е. система охлаждения должна отводить тепло, соответствующее полным потерям при данной нагрузке. Способность охладителей отводить тепло потерь зависит от скорости циркуляции масла — охлаждающего агента. Если скорость движения масла снизится, например, из-за увеличения вязкости его, то теплообмен ухудшится, т. е. трансформатор будет нагреваться более чем допустимо по расчетам, что может привести к перегреву проводов и, следовательно, изоляции обмоток. Трансформатор рассчитан на определенный срок работы с номинальной нагрузкой при условии, что износ изоляции, зависящий от температуры, будет происходить равномерно в течение срока службы. Повышенный нагрев изоляции ведет к ускоренному ее износу и сокращению срока службы трансформатора и поэтому является недопустимым.
В зимнее время, когда из-за низких температур воздуха температура масла в неработающем длительно трансформаторе снижается, вязкость масла повышается и ухудшается его охлаждающая способность. Поэтому трансформаторы с охлаждением системы ДЦ или Ц в зимнее время при температуре верхних слоев масла ниже — 25 °С нельзя включать сразу под полную нагрузку во избежание возникновения недопустимых перегревав обмоток.
В таких случаях сразу после включения нагрузи; трансформатора не должна превышать 40—60% номинальной и следует работать с такой нагрузкой до тех пор, пока температура масла в баке не достигнет — 25°С
(если при включении она была ниже —25 °С) за счет нагрева масла от выделяющихся потерь в активной части. При такой температуре масло достаточно жидкое и свободно циркулирует по каналам обмоток и по трубкам охладителей, поэтому по достижении указанной температуры может быть включена система циркуляции и нагрузка может быть увеличена до номинальной.
Основным режимом работы трансформатора является номинальный режим, т. е. работа при номинальной нагрузке и расчетных условиях охлаждения и при номинальных значениях частоты и напряжения.
Расчетными условиями охлаждения при номинальной нагрузке (для трансформаторов, спроектированных в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65) являются: температура охлаждающего воздуха 40СС или охлаждающей воды 25 °С при среднесуточной температуре воздуха не более 30 °С, а среднегодовой не более 20 °С. Расчетное превышение температуры обмоток этих трансформаторов принято равным 65 °С.
Для трансформаторов, спроектированных до введения в действие ГОСТ 11677-65 в соответствии с техническими условиями, температура охлаждающего воздуха принималась равной 35°С (расчетное превышение температуры обмоток 70°С), а для некоторых трансформаторов 40 °С, поэтому при определении нагрузочной способности данного трансформатора необходимо учитывать его расчетные условия.
У многообмоточных трансформаторов номинальным режимом считается такой, при котором ни в одной из обмоток ток не превышает номинального, а полные потери равны расчетным, хотя некоторые обмотки могут оказаться недогруженными до номинального значения тока.
Так, в трехобмоточных автотрансформаторах при работе их в трансформаторном режиме (ВН—НН или СН—-НН) передаваемая мощность не может превышать номинальную мощность обмотки НН (обычно не более, а в ряде типов и менее типовой мощности автотрансформатора), хотя обмотки ВН или СН рассчитаны на большую номинальную мощность, которую можно передать в автотрансформаторном режиме (ВН СН). Более сложны соотношения нагрузок обмоток автотрансформатора при работе в комбинированном трехобмоточном режиме, когда питающей является обмотка ВН или СН, а мощность передается на две другие обмотки (СН и
НН или ВН и НН) или от двух обмоток (СН и НН или ВН и НН) мощность поступает в третью (соответственно ВН или НН). В этих режимах потери короткого замыкания имеют максимальное значение. В режиме передачи мощности от обмотки ВН к обмоткам СН и НН мощность, поступающая в обмотку ВН, может быть равна номинальной (проходной), мощность, получаемая из обмотки НН, не может быть более типовой (и лучшем случае), а мощность, получаемая от обмотки СН, является дополняющей типовую (или мощность НН) до проходной (или мощности ВН). Например, у автотрансформатора АТДЦТГ-240000/330/220 мощность обмотки ВН может быть до 240 Мв  а, мощность обмотки НН — до 60 Мв  а (типовая — 67 Мв  а), а обмотки СН — до 180 Мв • а. Необходимо иметь в виду, что допустимое соотношение мощностей по обмоткам зависит от cos фи нагрузки и может быть выражено следующей формулой [Л. 16]:
где s2, s3 — относительные мощности по обмоткам СН и НН соответственно, выраженные в долях номинальной мощности автотрансформатора, т. е.

(S|H — номинальная мощность обмотки ВН);  рг, фз — углы сдвига фаз токов обмоток СН и НН от напряжения обмотки ВН.
В режиме передачи мощности от обмотки СН к обмоткам НН и ВН мощность обмотки СН не может сохраняться равной проходной и с увеличением нагрузки обмотки НН должна быть снижена (она ограничивается током в обмотке СН, номинальное значение которого не должно быть превзойдено). В этом режиме нагрузка обмотки СН равна сумме нагрузок обмоток ВН и НН, но с возрастанием нагрузки обмотки НН нагрузка обмотки ВН также должна быть снижена. Соотношение мощностей по обмоткам также зависит от cos φ. и коэффициента выгодности и может быть выражена следующей формулой [Л. 16]:

где Sb s3 — относительные мощности по обмоткам ВН и НН соответственно, выраженные в долях номинальной мощности автотрансформатора; а — коэффициент выгодности; ф, рз — углы сдвига фаз токов обмоток ВН и НН от напряжения обмотки СН.
График распределения мощностей по обмоткам понижающих автотрансформаторов
Рис. 22. График распределения мощностей по обмоткам понижающих автотрансформаторов

Для ряда автотрансформаторов имеются графики нагрузки в таком режиме, по которым можно определить допускаемую загрузку обмоток в комбинированном режиме. ВН — мощность, отдаваемая в линию ВН; СН — мощность, поступающая из линии СН; НН — мощность в обмотке НН;
1 —  АТДЦТГ-90000/220;
2 — AT ДТГ-120000/330;
3 — АТДЦТГ-180000/220;
4 — АТДЦТГ-240000/220
Для примера на рис. 22 приведен график распределения мощностей понизительных автотрансформаторов. При мощности со стороны СН автотрансформатора АТДЦТГ-90000/220, равной 70 МВ*А, нагрузка стороны НН определится на пересечении кривой СН с ординатой 70 Мв  а и составит 30 МВ*А. По кривой ВН этой нагрузке соответствует нагрузка 40 МВ*А (на пересечении абсциссы 30 МВ*А с кривой ВН), которая может быть передана на сторону ВН. В сумме нагрузки сторон ВН и НН не должны превышать мощности обмотки СН. Чтобы получить на обмотке НН полную ее мощность 45 Мв • а, со стороны СН можно передать только 56 Мв - а и на сторону ВН тогда останется 11 Мв  а.
При работе автотрансформатора в повысительном комбинированном режиме, т. е. при передаче мощности от обмотки НН на сторону ВН и на сторону СН, допустимое соотношение мощностей по обмоткам может быть выражено следующей формулой [JT.17]:

или, если мощность обмотки НН равна типовой,

где Si, Sz, S3 — относительные мощности на сторонах ВН, СН и НН соответственно; а — коэффициент выгодности, равный sзном/sном; ф1, Ф2 — углы сдвига фазы токов обмоток ВН и СН от напряжения обмотки НН. Кроме того, при таком режиме ток в обмотке СН (общей части) не должен превышать своего номинального значения.
Если имеются какие-либо дополнительные ограничения по нагрузке той или иной обмотки, они должны приниматься во внимание три определении допустимой нагрузки в комбинированных режимах. Ввиду того, что сдвиг по фазе между напряжениями обмоток, определяемый падением напряжения в обмотках, практически не велик, допустимо углы сдвига токов нагрузки в выше приведенных формулах относить к напряжению своей обмотки, а не к напряжению питающей обмотки.
Нагрузка большинства подстанционных трансформа торов изменяется в течение суток вследствие сменные работ промышленных предприятий, включения освещения в темное время суток и т. п. Трансформаторы отключаются из работы по режимным соображениям (например, из нескольких работающих трансформаторов при снижении общей нагрузки ряд трансформаторов может быть отключен, а нагрузка их переведена на оставаться в работе), а также для выполнения текущих и капитальных ремонтов как самого трансформатора, так г связанного с ним оборудования (турбины, генераторы — на электростанциях).
Таким образом, трансформаторам не приходится нести полную номинальную нагрузку в течение всего срока службы, вследствие чего продолжительность срока службы увеличивается против расчетной.
Режим нагрузки трансформаторов, соединенных в блок с генераторами (если трансформатор соединен с одним генератором), определяется режимом нагрузки генератора, и такие трансформаторы в большинстве случаев несут постояннную по величине нагрузку в течение длительного времени, если генераторы работают в базе графика нагрузки энергосистемы (на тепловых электростанциях. и ряде гидроэлектростанций).
На подстанциях нагрузка трансформаторов определяется в основном графиком работы потребителей и в течение суток изменяется по суточному графику, характер которого в течение года остается одинаковым с изменением лишь величины суточных максимумов по сезонам за счет удлинения темной части суток в зимнее время.
Как правило, принято считать, что годовая нагрузка определяется двумя осредненными графиками — зимнего и летнего рабочего дня. Руководствуясь известным графиком нагрузки, необходимо выбирать то или иное число параллельно работающих трансформаторов для обеспечения их наиболее экономичной работы.
Осредненный график нагрузки позволяет рассчитать допустимую перегрузку трансформаторов (величину и длительность), если в этом возникает необходимость по условиям эксплуатации.
На подстанциях 220 кВ и выше в большинстве случаев устанавливаются по два трехфазных или по две группы однофазных трансформаторов. Поэтому в случае вывода одного из них в ремонт или при аварийном выходе его из работы второй должен покрывать всю нагрузку подстанции. Обычно трансформаторы выбираются такой мощности, что при полном развитии потребителей каждый трансформатор нагружается не более 70% номинальной мощности и тогда перегрузка одного при отключении второго составит не более 40% при максимуме суточного графика, что можно допускать, так как остальное время суток нагрузка будет меньше. Практически бывают отклонения как в ту, так и в другую сторону.
Все трансформаторы допускают длительное превышение номинального тока любой обмотки на 5% при напряжении не выше номинального. Однако отсюда не следует, что если напряжение ниже номинального, то нагрузка может быть увеличена сверх 5%. Хотя при снижении частоты и напряжения индукция в стали уменьшается, т. е. уменьшаются потери и нагрев стали, но снижение напряжения и частоты в тех пределах, которые допускаются в эксплуатации (снижение напряжения не более чем на 5% и частоты не более чем на 0,4%), дают в результате незначительное уменьшение потерь и нагрева, которое можно не учитывать. В ряде случаев такой безоговорочно допустимой перегрузки на 5% оказывается недостаточно и приходится рассчитывать, какую перегрузку можно допустить безболезненно для изоляции трансформатора, т. е. без укорочения срока его службы. Чтобы определить, какие же перегрузки допустимы, необходимо возможные варианты перегрузок проверить по графикам нагрузочной способности трансформатора [Л. 11]. Величина допустимых систематических, т. е. повторяющихся систематически в течение определенного периода перегрузок, зависит от суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и конструкции трансформатора. Поскольку графики нагрузки изменяются и вести расчет по фактическим графикам сложно, стандартом предписывается преобразовывать фактический график в так называемый эквивалентный, т. е. упрощенный прямоугольный график, эквивалентный фактическому по выделению тепла в трансформаторе (рис. 23).

Преобразование заданного графика нагрузки в эквивалентный
Рис. 23. Преобразование заданного графика нагрузки в эквивалентный.
Температура охлаждающей среды меняется в течение суток, месяца, года. Поэтому во всех расчетах используются осредненные значения — среднесуточные, среднемесячные и среднегодовые температуры.
Значение температуры охлаждающей среды состоит в том, что от ее величины зависит допустимая нагрузка обмотки, считая, что расчетные перегревы не должны при допустимой перегрузке изменяться. Иначе говоря, износ изоляции обмоток должен оставаться одинаковым как при номинальной расчетной нагрузке, так и при перегрузках, которые поэтому не могут быть допущены столь же длительно, сколько номинальная нагрузка. Исходя из одинакового износа изоляции перегрузки могут допускаться потому, что, как было сказано, нагрузка трансформатора не удерживается постоянно на уровне номинальной и, таким образом, не происходит расчетного износа изоляции.
Графики зависимости эквивалентных температур трансформатора от среднегодовых
Рис. 24. Графики зависимости эквивалентных температур от среднегодовых, а — месячных; б — зимней, летней и годовой.

Для определения допустимого режима нагрузки трансформатора в течение длительного периода работы, когда температура охлаждающей среды значительно изменяется (в течение сезона, года), использование среднемесячных или среднегодовой температуры дает погрешности и поэтому рекомендуется определять эквивалентную температуру охлаждающей среды.
Эквивалентная температура представляет собой неизменную температуру охлаждающей среды, при которой износ изоляции обмоток трансформатора, несущего неизменную (эквивалентную) нагрузку, будет такой же, как при фактической переменной температуре охлаждающей среды.
Для упрощения допускается приближенно определять эквивалентные годовые, месячные и сезонные температуры воздуха по кривым зависимости эквивалентных температур от среднегодовых (рис. 24). Значение среднегодовой температуры для данного района может быть найдено по климатическим справочникам или с допустимым приближением по карте, приведенной в ГОСТ 14209-69.
Величина эквивалентной нагрузки /э определяется по следующей формуле:
Величина эквивалентной нагрузки
где сц, ci2,..,an — средние значения тока нагрузки в долях номинального тока в течение длительностей t...  — длительности нагрузок, ч.
Поскольку эквивалентный график состоит из двух частей— постоянной нагрузки и максимума, то по приведенной формуле вычисляются две величины — эквивалентная начальная нагрузка /а„ = Ki/ном и эквивалентный максимум нагрузки /эи = Kzlш>м (см. рис. 23).
Эквивалентная начальная нагрузка подсчитывается по формуле за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки. Эквивалентный максимум нагрузки — значение нагрузки, полученное из формулы за время, в течение которого фактическая нагрузка превышает номинальную или, если температура охлаждающего воздуха отличается от 20° С, превышает значение нагрузки, допускаемой в продолжение 24 ч (по графику нагрузочной способности).
Для определения допустимой нагрузки по графикам нагрузочной способности необходимо знать коэффициент начальной нагрузки Ki и коэффициент превышения нагрузки. Кг, т. е. значения за соответствующий период времени по графику фактической нагрузки.
Если фактический график нагрузки имеет два максимума, то для определения Кг используется больший. Обычно больший максимум попадает на вечернее время и тогда утренний максимум учитывается при определении Ki. Если же большим максимумом является первый
(утренний), то для определения К\ можно принять отрезок времени в 10 ч после конца первого максимума; а второй максимум учесть в той мере, в какой он попадает в это время [Л. 11].
Пример. Для графика нагрузки, приведенного на рис. 25, определены коэффициенты Ki и Кг;коэффициенты

Суточный график нагрузки трансформаторов
Рbс. 25. Суточный график нагрузки трансформаторов.
Для трансформаторов различной конструкции, т. с. с различными сочетанием обмоток, их мощностью, с различной системой охлаждения, нагрузочная способность получается различная, поэтому, чтобы учесть конструктивные факторы, определяется общий показатель — постоянная времени нагрева трансформатора, которую, однако, с достаточной для практических расчетов точностью можно принимать для трансформаторов мощностью более 125 МВ*А с. системой охлаждения ДЦ (или Ц), равной 3,5 ч (для трансформаторов мощностью 100—125 Мв • а — 2,5 ч).
Таким образом, для проверки допустимости заданной перегрузки необходимо определить коэффициенты Ki и Кг и эквивалентную температуру охлаждающей среды, а затем по графику нагрузочной способности, соответствующему эквивалентной температуре охлаждающей среды п принятой постоянной времени нагрева,   время, в течение которого при известном Ai можно допускать нагрузку, выражаемую коэффициентом Кг.
Можно определять и допустимую нагрузку (Кг) исходя из заданного времени максимума. Тогда время t в графике берется равным длительности максимума по фактическому графику.
Пример. Трансформатор с системой охлаждения ДЦ (постоянная времени т = 3,5 ч) работает по графику, приведенному на рис. 25, в местности со средней годовой температурой +10° С. Допустим лн такой график и на сколько можно перегрузить трансформатор в максимум при длительности его в 4 ч зимой ?
По кривым рис. 24, б определяем годовую и зимнюю эквивалентные температуры 14 и 5°С соответственно.
По графикам нагрузочной способности рис. 26 определяем Кг для t=2 ч и 4 ч при fti=0,793. Получим соответственно: Кг= 1,49 и Кг = 1,37 при температуре 0°С (график рис. 26, а); /(2=1,41 и Кг = 1,29 при температуре 10°С (график рис. 26, б); Кг — 1,31 и Кг = 1,21 при температуре 20°С (график рис. 26, в).
Интерполируя для температуры +14°С, получим Kz=l,35 и Кг = 1,24, а для температуры + 5°С Кг — 1,45 и Кг = 1,33.
Таким образом, и годовой и зимний графики допустимы, поскольку фактический эквивалентный максимум Кг=1,17<1,35 и Кг= 1.17 < 1.45.
При длительности максимума зимой 4 ч от 18 до 22 ч по 1,2 /ном) эквивалентный максимум будет равен Кг = 1,2. Сравнивая эту величину о определенными по графикам значениями А2(4 ч).видим, что Д2=1,2<1,37, т. е. работа зимой с максимумом 1,2 /ном в течение 4 ч допустима.
Систематические перегрузки, определяемые по графикам нагрузочной способности, не допускаются более полуторакратного значения номинального тока. Перегрузки, определяемые то трафикам, относятся к наиболее нагруженной обмотке автотрансформатора и к наиболее нагруженной фазе (если нагрузка неравномерная, например, при работе в неполнофазном режиме).
В тех случаях, когда максимум типового графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, зимой допускается дополнительная 1%-ная перегрузка «а каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%, причем суммарная (по графику нагрузочной способности и за счет летней недогрузки) перегрузка не должна быть более 50% номинальной мощности трансформатора, спроектированного в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65, и не более 30% для трансформаторов, не соответствующих ГОСТ 11677-65.
Указанный выше способ определения допустимости перегрузок основан на предварительном знании фактического графика нагрузки, систематически Повторяющегося в течение достаточно длительного срока работы (несколько месяцев). Небольшие (до 5%) колебания суточной нагрузки не искажают значительно формы мощностью более 125 МВ*А. Для эквивалентной температуры: а — О°С; 6—10°С; в — 20°С.

Графики нагрузочной способности трансформаторов
Pиc 26. Графики нагрузочной способности трансформаторов с системой охлаждения ДЦ или Ц
графика и могут во внимание не приниматься, так как не окажут существенного влияния на длительность или величину допустимой перегрузки.
При учете летней недогрузки правильней относить ее не к номинальной мощности, а к нагрузочной способности, которая более правильно оценивает возможность перегрузки в зависимости от натр ев а изоляции.
Пример. Для указанного в предыдущем примере трансформатора эквивалентная летняя температура  ЯКв == 20 "С. При Кг = 1,31 (см. выше) недогрузка составляет 1,31—1,17 = 0,14. Следовательно, зимой за счет этой недогрузки трансформатор на время максимума мог бы быть загружен на Kz= 1,45+0,14= 1,59 /НОм. Более 1,5/Ном не допускается. Если рассматривать максимум 4 ч, то 7С2=1,21, т. е. трансформатор недогружен летом па 1,21—1,17 = 0,04 и зимой перегрузка может быть допущена на Кг = 1.45 + 0,04 = 1,49 /ном.
Необходимо отметить, что нагрузочная способность, определенная по графикам, упомянутым выше, распространяется на трансформаторы мощностью до 250 МВ*А включительно, изготовленные в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65.
Нагрузочная способность трансформаторов (и автотрансформаторов), изготовленных по технической документации, разработанной до введения в действие ГОСТ 11677-65, устанавливается также по графикам нагрузочной способности (ГОСТ 14209-69), если расчетное превышение температуры обмоток равно 65 °С. Если же расчетное превышение температуры обмоток равно 70°С, то графиками нагрузочной способности можно пользоваться с учетом поправки на 5° эквивалентной температуры, т. е. по полученным расчетным значениям эквивалентной годовой температуры следует определять Kz по графику, построенному для температуры на 5° большей, чем определенная для данного трансформатора.
Для тех трансформаторов, которые по своим конструктивным особенностям (перегревы более расчетных, ненадежные узлы) требуют ограничения перегрузок, допустимые перегрузки устанавливаются по указанию завода-изготовителя. Что касается трансформаторов более 250 МВ*А, то допустимость распространения на них ГОСТ 14209-69 оговаривается в технических условиях или стандартах на трансформаторы данного класса напряжения.
Кроме систематических перегрузок, основанных на нагрузочной способности трансформаторов при длительной их работе, возникает необходимость перегружать трансформаторы кратковременно. Согласно ГОСТ 14209-69 для трансформаторов, отвечающих требованиям ГОСТ 11677-65, в аварийных случаях, например при аварийном выходе из работы одного из параллельно работающих трансформаторов до его замены, разрешается остальные трансформаторы перегружать в течение не более 5 суток подряд на 40% (сверх номинального тока) на время максимумов нагрузки обшей продолжительностью не более 6 ч в сутки, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93 [JT. И]. При таком режиме должно быть по возможности форсировано охлаждение (включение резервных охладителей).
Такой режим может быть допущен и для трансформаторов (автотрансформаторов), изготовленных и ранее введения в действие ГОСТ 11677-65, но не имеющих недопустимых перегревов обмоток, так как такой режим предусматривает ускоренный износ изоляции.
Для всех трансформаторов и автотрансформаторов независимо от величины предшествующей нагрузки разрешаются аварийные перегрузки, возникающие в связи с аварийным выходом из работы оборудования электростанций или подстанций. В то короткое время, па которое разрешается аварийная перегрузка, обслуживающий персонал обязан принять меры к замене вышедшего из работы оборудования резервным (если это не выполняется автоматическими устройствами) или к уменьшению нагрузки за счет отключения части потребителей. Величина и длительность аварийных перегрузок приведены в табл. 5. Для автотрансформаторов указанные перегрузки допускаются лишь в режимах ВН—СН или СН—ВН.
Таблица 5
Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов


Величина перегрузки. %. ном

Длительность

Величина перегрузки, %. ном

Длительность, мин

30

120

75

20

45

80

100

10

60

45

200

1.5

Следует заметить, что в эксплуатации не везде возможно контролировать величину аварийных перегрузок, превышающих номинальную мощность более чем на 60%, поскольку обычно измерительные приборы, установленные на щитах управления, имеют шкалу, рассчитанную не более чем на 50—60% перегрузки. Поэтому только в тех случаях, когда имеется возможность (контролировать величину перегрузки, можно такие перегрузки допускать. Неконтролируемая перегрузка, особенно большой величины, может значительно сократить срок службы изоляции. Бывает, что обмотки низшего напряжения автотрансформаторов и блочных трансформаторов с расщепленными обмотками НН остаются какое-то время неиспользованными, т. е. к ним не присоединяют ни потребителей, ни источника энергии. Такое состояние этих обмоток является опасным о точки зрения возможных перенапряжений, наведенных от обмоток ВН три коммутациях в цепи обмоток ВН или при появлении в них перенапряжений, особенно если треугольник остается разомкнутым. Во избежание повреждения этих не используемых обмоток они обязательно должны быть соединены в замкнутый треугольник (или звезду) и к вводу каждой фазы должны быть присоединены вентильные разрядники.
В процессе эксплуатации напряжение, подводимое к трансформатору, изменяется п зависимости от режима работы электрической сети или от напряжения генератора, с которым трансформатор соединен в блок. От изменения подводимого напряжения, вернее от отклонения подводимого напряжения от номинального напряжения трансформатора или того ответвления, на котором установлен переключатель ответвлений, изменяется возбуждение трансформатора, т. е. индукция в магнитной системе.
Понижение напряжения ниже номинального не представляет опасности для трансформатора, но отрицательно сказывается на работе электроприемников потребителей, питаемых от вторичных обмоток трансформатора.
Повышенное напряжение нежелательно как для потребителей из-за перекала ламп и увеличения потерь з электродвигателях, так и для самого трансформатора из-за увеличения индукции в магнитопроводе, что вызывает возрастание добавочных потерь в конструкции и обмотках, увеличение пропорционально квадрату напряжения потерь на намагничивание и местных перегревов отдельных узлов конструкции (например, стяжных шпилек) и листов стали магнитопровода, приводящих к повреждению изоляции между листами и возникновению местного выгорания («пожара») стали. Повышение напряжения приводит к увеличению тока холостого хода, связанному с возрастанием соответствующих высших гармоник, которые искажают форму кривой напряжения и вызывают увеличение амплитудного значения кривой напряжения, что может оказаться опасным для изоляции обмоток напряжением 220 кВ и выше.
Поэтому допускаются для всех трансформаторов, спроектированных в соответствии с ГОСТ 11G77-65, длительные превышения напряжения сверх номинального: не более чем на 5% при нагрузке не более номинальной и не более чем на 10% три нагрузке не более 0,25 номинальной. Кроме того, допускаются кратковременные (не более чем на С ч в течение суток) превышения напряжения на 10% при нагрузке не более номинальной, что иногда требуется вследствие повышения напряжения в ночное время из-за спада нагрузки в сети.
Трансформаторы, предназначенные для работы в блоке с генераторами, и автотрансформаторы, не имеющие ответвлений в нейтрали для РПН  и не работающие с вольтодобавочными трансформаторами в нейтрали, допускают длительное превышение напряжения не более чем на 10%  при нагрузке не более номинальной. Такие трансформаторы специально проектируются с запасом по возбуждению. Для трансформаторов с ответвлениями в нейтрали допустимое превышение напряжения устанавливается заводами.
Вместе с тем линейное напряжение, длительно подводимое к трансформатору, не должно превосходить максимального рабочего напряжения для данного класса напряжения, установленного согласно ГОСТ 721-62 и составляющего для классов 220, 330, 500, 750 кВ соответственно 252, 363, 525 и 787 кВ. Эти напряжения установлены в соответствии с испытательными напряжениями для изоляции. Как видно из приведенных цифр, для классов 220 и 330 кВ допустимое повышение от номинального составляет 10%, а для классов 500 л 750 кВ — 5%. Таким образом, вышеупомянутые пределы превышения напряжения длительно или в течение 6 ч на 10% не могут быть распространены на трансформаторы 500 и 750 кВ.
Колебания напряжения на стороне вторичного напряжения понизительного трансформатора по величине такие же, как и напряжения на стороне питания, но уровень, около которого происходят колебания, будет ниже за счет падения напряжения в самом трансформаторе.
Чтобы при изменении подводимого к трансформатору напряжения напряжение на вторичной обмотке оставалось на заданном уровне, необходимо изменять число витков первичной обмотки, что достигается переключением ответвлений обмотки в соответствии с колебаниями подводимого напряжений, т. е. чем выше напряжение, тем большее число витков должно быть включено в работу.


Переключение ответвлений производится на отключенном от сети трансформаторе, т. е. без возбуждения (ПБВ) или под напряжением и под нагрузкой (РПН).
Переключателями ПБВ на стороне обмотки BII снабжены немногие блочные трансформаторы (ТДЦГ-125000/220, ТДЦГ-180000/220) и автотрансформаторы (АТДЦТГ-180000/220, ТДЦТГА-240000/220) прежних лет разработки. Трансформаторы блочные мощностью 200 МВ*А и более не имеют ответвлений, так как в пределах ±;5% изменение напряжения осуществляется изменением возбуждения генератора. Автотрансформаторы снабжаются встроенными устройствами РПН, присоединяемыми к регулировочной обмотке, которая является частью автотрансформаторной обмотки и включается либо в нейтраль, либо в начало общей части обмотки, к которой присоединяется линейный вывод СН.
Принципиальные схемы непосредственного регулирования показаны на рис. 18. Существуют и другие схемы регулирования, но в отечественных трансформаторах не применяются.
Автотрансформаторы, не имеющие встроенного устройства РПН, снабжаются включаемыми в нейтраль вольтодобавочнььми трансформаторами серии ВРТДНУ, схема которого приведена на рис. 27.
Устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) снабжаются только рассматриваемые в брошюре автотрансформаторы. Устройства РПН крупных автотрансформаторов, установленных на обслуживаемых подстанциях, не «езде имеют автоматическое управление, и поэтому переключения выполняются дистанционно со щита управления обслуживающим персоналом в соответствии с уровнем напряжения на шинах. Целесообразно осуществлять встречное регулирование напряжения, т. с. с возрастанием нагрузки повышать напряжение для компенсации падения напряжения в трансформаторе и сети и, наоборот, при уменьшении нагрузки снижать напряжение.
Цикл переключения выполняется на разных переключателях за различное время. Устройства типа РНОА производят переключение за 10 сек. Устройства переключения, установленные в вольтодобавочных трансформаторах, имеющие токоограничивающий «реактор (типы РНТ-ЛЗ, РНТ-20), выполняют переключение на одну ступень за 3 сек. На время переключения с одной ступени на другую загорается Красная лампа, которая горит все время пока переключающий механизм не закончит цикл переключения и контакты займут рабочее положение. При окончании движения переключающего механизма на щите управления сигнализируется положение переключателя, т. е. номер ступени, на которой установлен переключатель.

Схема регулирования в нейтрали автотрансформатора
Рис. 27. Схема регулирования в нейтрали автотрансформатора с вольтодобавочный трансформатором типа ВРТДНУ.
В схемах управления устройств типа РНОА имеется блокировка, обеспечивающая переход избирателя только на одну ступень независимо от длительности импульса на пуск.
Все механизмы РПН снабжены счетчиками операции. Необходимо вести учет произведенных переключений, так как после определенного числа операций завод требует ревизии контактов со спуском масла из корпуса контактора и устранения выявленных ненормальностей.
Для регуляторов серии РНТ это число операций равно 5 000, а для регуляторов серии РНОА — 10000—20 000 (в зависимости от типа).
При регулировании напряжения под нагрузкой необходимо следить за тем, чтобы напряжение на выводах обмоток не превышало максимального рабочего напряжения, о чем упоминалось выше. В особенности это относится к автотрансформаторам, у которых при регулировании напряжения при помощи вольтодобавочного трансформатора, включаемого в нейтраль, диапазон регулирования не может быть полностью использован из- за «связанности» регулирования.
Выполнение операций по переключению ответвлений под нагрузкой недопустимо производить во время работы трансформатора с перегрузкой, при которой ток нагрузки больше двукратного номинального тока переключающего устройства. Обычно переключающее устройство подбирается к трансформатору так, чтобы оно не ограничивало нагрузку (и допустимую перегрузку) трансформатора. Если даже номинальный ток переключателя близок к номинальному току регулируемой обмотки трансформатора, то, поскольку для трансформатора длительные перегрузки не должны превышать 150% номинального тока, перегрузка переключателя не может достигать указанного предела (двукратной величины). И только, если при проведении переключения возникает аварийная перегрузка большей величины, то привод будет заблокирован и переключение не сможет осуществиться. Такой блокировкой снабжены устройства серии РНОА.
Устройства серии РНТ (применяемые в вольтодобавочных трансформаторах) не снабжены блокировкой, предотвращающей возможность производства переключении при двукратной перегрузке, поэтому, если перегрузки могут достигать такой величины, не следует производить переключения. Во всяком случае нужно проверить, на какой ток рассчитан переключатель и если есть запас по отношению к номинальному току трансформатора, то при перегрузках, разрешаемых по трансформатору (до 150%), переключатель сможет нормально работать.
Регулирование напряжения у двух и более параллельно работающих трансформаторов следует производить одновременно (что обычно и выполняется при наличии автоматического управления). Если же автоматического управления нет, то переключения следует производить последовательно, не допуская, однако, разницы в ступенях ответвлений более чем на одну ступень, чтобы уравнительный ток был наименьшей величиной.
Кроме режима по напряжению, большое значение для надежной работы трансформатора имеет правильный тепловой режим, который зависит от величины нагрузки и степени охлаждения. Нагрузка контролируется по амперметрам, измеряющим токи, проходящие по обмоткам, но, как ранее было сказано, величина нагрузки практически не может регулироваться. Поэтому для поддержания правильного теплового режима, т. е. поддержания перегрева обмотки над охлаждающей средой в пределах, не превышающих расчетную величину, должна соответственно нагрузке действовать система охлаждения.
При системе охлаждения с принудительной циркуляцией разница между средней температурой масла и температурой верхних слоев масла в баке, по которой ведется контроль за нагревом, невелика. Это значит, что если температура верхних слоев масла остается прежней (как у трансформаторов с системой Д, т. е. 95 °С), то средняя температура повышается и, следовательно, обмотка находится в более тяжелом режиме. Чтобы этого не происходило, при работе трансформаторов с системой охлаждения ДЦ и Ц задаются температурой верхних слоев масла не выше 75 °С. При заданных по ГОСТ перегреве обмотки не более 65 °С и перегреве масла над воздухом не более 55 °С (или 60 °С при герметизированном трансформаторе) перегрев масла над обмоткой должен быть не более 35 °С. Отсюда следует, что система охлаждения должна быть достаточно интенсивной. Режим работы системы охлаждения устанавливается принятой схемой управления электродвигателями системы охлаждения.
При включении трансформатора* в летнее время на холостой ход охладители могут не включаться в работу до достижения температуры верхних слоев масла 75 СС, при которой допускается работа без охлаждения в течение не более 30 мин. Если трансформатор включается под нагрузку, необходимо включить 2/3 охладителей, а при достижении температуры верхних слоев масла + 70°С включить остальные охладители. При достижении температуры верхних слоев масла 75°С должен быть включен еще один охладитель (отключаемый при снижении температуры до 65°С). Если при всех работающих охладителях температура верхних слоев масла достигает 75° С, следует включить резервный охладитель. При работе трансформатора с нагрузкой, хотя бы и неполной, рабочая группа охладителей должна работать. Если же при сниженной нагрузке или при снижении температуры воздуха температура верхних слоев масла снизится до 45°С, часть охладителей может быть, отключена [у трансформаторов, имеющих повышенный, нагрев узлов активной части (катушка обмотки ВН„ крайние витки НН), такое отключение не должно производиться при температуре масла выше 35°С].

* Это относится к трансформаторам, спроектированным до введения ГОСТ 11677-65. У трансформаторов, разработанных в соответствии с ГОСТ 11677-65 и изготовленных после 1970 г., условия работы системы охлаждения соответствуют требованиям ГОСТ 11677-65.

В аварийных условиях допускается работа трансформаторов под нагрузкой до номинальной включительно без циркуляции и без обдува охладителей до тех пор.. пока температура верхних слоев масла не достигнет 75 °С. Если же в момент нарушения работы системы охлаждения температура масла уже равна 75 °С, то номинальную нагрузку трансформатор может нести не более 10 мин, после чего трансформатор должен быть разгружен или отключен. Трансформаторы мощностью не более 250 МВ*А, разработанные в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65 и ГОСТ 14209-69, могут нести нагрузку до номинальной включительно без работы системы охлаждения в течение не более 10 мин после прекращения охлаждения, если температура верхних слоев масла достигла 80°С.
Если же температура масла не достигла 80°С, допустимо поддерживать номинальную нагрузку до достижения температуры масла 80 °С, но не более 1 ч после прекращения искусственного охлаждения. То же самое относится к трансформаторам мощностью более 250 МВ*А с той только разницей, что температура масла не должна превышать 75 °С.
Работа только без циркуляции масла или только без дутья не регламентируется, так как эти режимы не дают существенного облегчения нагрева обмотки. При отсутствии циркуляции масло не может перемещаться самостоятельно за счет конвекции вследствие большого гидравлического сопротивления трубок охладителей и насосов, а при отсутствии дутья охлаждение необдуваемыми охладителями малоэффективно, потому что конвективный отвод тепла от трубок не предусмотрен. Воздух между близко расположенными, снабженными ребрами трубками будет застаиваться и отвода тепла будет недостаточно. Трансформаторы, имеющие направленную циркуляцию масла, совсем не могут работать при прекращении циркуляции масла через обмотки.
В зимний период при температуре наружного воздуха ниже—25 °С включение в работу (под нагрузку) длительно (несколько десятков часов и более) неработающего трансформатора производится без включения в работу системы охлаждения. При достижении температуры масла—25 °С должны быть включены насосы циркуляции. Вентиляторы обдува охладителей должны быть включены по достижении температуры верхних слоев масла 45°С. Если в трансформатор залито масло марки АТМ-65, имеющие температуру застывания —65 °С, трансформатор может включаться в работу под нагрузку с включением циркуляции без предварительного подогрева масла.
Для нормальной работы аппаратуры управления в шкафу в зимнее время при температуре воздуха—20°С следует включить первый, а при снижении температуры до —30 °С и второй нагреватель.
У трансформаторов с циркуляционной системой охлаждения в зимнее время температура верхних слоев масла при работе с неполной нагрузкой не должна снижаться ниже 10—20 °С во избежание ухудшения охлаждения обмоток из-за повышения вязкости масла.
У трансформаторов с масляно-водяной системой охлаждения (Ц) отвод тепла без циркуляции масла недостаточен, так как поверхность стенок самого бака не достаточна для отвода всего тепла за счет теплоизлучения и конвективного тока воздуха снаружи бака. Длительная работа без циркуляции не допускается даже при холостом ходе трансформатора, так как магнитопровод значительно нагревается за счет потерь холостого хода. Однако, учитывая тепловую инерцию, можно допускать работу трансформатора после прекращения циркуляции воды в маслоохладителях в течение 1— 1,5 ч при условии, что температура верхних слоев масла не повысится более допустимой.
Включение в работу трансформатора с масляно-водяным охлаждением производится одновременно с включением циркуляции масла. Затем включается циркуляция воды через маслоохладитель (пускается насос или открывается задвижка на питающем трубопроводе). При отключении трансформаторов сначала прекращается циркуляция воды, затем масла.
Работа трансформатора с масляно-водяным охлаждением рассчитана на среднесуточную температуру охлаждающей воды не выше 25 °С. Но иногда температура воды может повыситься выше этой величины. В таком случае нагрузка трансформатора должна быть уменьшена против номинальной на 1% на каждый градус повышения среднесуточной температуры воды.
В случае колебания температуры охлаждающей воды в течение суток с эпизодическим превышением 25°С, но с сохранением среднесуточного значения 25 °С снижать нагрузку в момент повышения температуры воды более 25 °С не требуется, даже если на этот период нельзя усилить охлаждение. Вместе с тем при снижении нагрузки в течение суток циркуляция масла и воды должна сохраняться постоянной без снижения расхода воды или масла, за исключением тех случаев, когда температура масла снижается ниже +10°С, так как при этом ухудшается охлаждение обмоток из-за повышения вязкости масла. Контроль степени охлаждения масла ведется по разности температур на входе и выходе масла из трансформатора. При максимальной температуре воды 25 °С, эта разность не должна быть менее 10°С. Уменьшение ее свидетельствует об ухудшении охлаждения. Форсировка охлаждения в таком случае может быть достигнута включением резервного охлаждения. В редких случаях, когда (например, при малой нагрузке) охлаждение оказывается чрезмерным и температура масла снижается ниже +10°С, нужно отключить часть охладителей из работы, не прибегая к регулированию расхода масла или воды с помощью задвижек.
При включении длительно неработавшего трансформатора в работу зимой следует прогреть масло теплом от потерь холостого хода или при небольшой нагрузке и включить циркуляционные масляные насосы при тем- 104 пехтуре масла не выше—25 6С и затем при повышении температуры масла до 10°С пустить воду в маслоохладители. Если одновременно включить циркуляцию воды и масла, имеющего температуру ниже нуля, вода в трубках охладителя может замерзнуть, что вызовет повреждение трубок.
Кроме контроля режима работы трансформатора (нагрузки, температуры), осуществляемого посредством измерительных приборов, необходим визуальный контроль работы и состояния трансформатора. Поэтому па электростанциях и крупных подстанциях, где имеется круглосуточное дежурство персонала, главные трансформаторы осматриваются дежурным персоналом не реже одного раза в сутки. Кроме периодических осмотров трансформаторы подвергаются внеочередным осмотрам •после возникновения каких-либо неполадок в работе (нарушение в работе системы охлаждения, появление сигнала от газового реле, нарушение в работе устройств РПН и др.), а также при (резком понижении температуры наружного воздуха, вследствие которого может снизиться уровень масла в расширителе.
В установках с круглосуточным дежурством персонала следует также производить осмотр трансформаторов перед включением их в работу после нахождения в резерве, за исключением тех случаев, когда требуется срочное включение или осмотр был произведен в течение суток до момента включения. Если же трансформатор включается в работу после монтажа или ремонта, то тщательный осмотр его перед включением является обязательным.
При осмотрах следует проверить: отсутствие течи или капежа масла из сварных швов, фланцевых соединении маслопроводов системы охлаждения и охладителей, фланцев вводных изоляторов, люков и фланцев бака, устройств РПН и т. п.; целость и степень загрязнения фарфора вводов и разрядников (отсутствие трещин, сколов, следов оплавления дугой); целость и исправность приборов (манометров, термометров, газового реле), маслоуказателей, мембраны выхлопной трубы.
Должен быть проверен уровень и цвет масла в расширителях трансформатора и маслонаполненных вводов и в баке контактора РПН, наличие и цвет индикаторного силикагеля в смотровом окошке воздухоосушительных фильтров — цвет силикагеля должен быть голубым.
При наличии розового цвета силикагель в фильтре должен быть заменен в кратчайший срок, так как розовый цвет указывает на увлажненность силикагеля, вследствие чего он уже не в состоянии осушить воздух, поступающий в расширитель.
Уровень масла в расширителе не должен быть ниже нижней отметки (соответствующей низшей расчетной температуре) при неработающем (и тем более при работающем) трансформаторе и температуре воздуха, соответствующей отметке, и во всяком случае не ниже нижнего края стекла маслоуказателя. При наличии стрелочного маслоуказателя стрелка не должна быть ниже отметки—45°С (или минимальной). Нормальным положением уровня масла в расширителе при работе трансформатора с нагрузкой, близкой к номинальной, и температуре, близкой к среднегодовой, можно считать положение несколько выше середины маслоуказательного стекла. При неработающем трансформаторе уровень масла не должен быть выше отметки +40СС при температуре воздуха, соответствующей отметке. При неработающем трансформаторе уровень масла может быть и выше. У трансформаторов, снабженных стрелочным маслоуказателем, стрелка не должна переходить за отметку «макс.»
Необходимо контролировать характер гула трансформатора, так как изменение обычного тона гула может свидетельствовать о каких-либо неисправностях: ослабление стяжки магнитопровода или отдельных креплений деталей активной части и бака. Тон гудения изменяется при работе с напряжением выше номинального из-за изменения индукции. При выслушивании внутренних шумов систему охлаждения следует отключить на 1—2 мин. В ряде случаев основной шум создают вентиляторы системы охлаждения из-за увеличившейся вибрации или несбалансированности крыльчаток, а также вибрации самих охладителей. По очередным отключением охладителей можно установить источник наибольшего шума.
В системе охлаждения следует проверять давление масла по манометрам после насосов, Давление масла после сетчатых фильтров, давление охлаждающей воды, правильное положение вентилей и задвижек, температуру масла трансформатора по термосигнализатору, запыленность оребрения трубок охладителя.
V трансформаторов, снабженных азотной защитой, следует обращать внимание на соответствие уровня масла в расширителе заполнению эластичной емкости, содержащей азот и состояние силикагеля в газоосушителе.
Как раньше было оказано, масло в трансформаторе играет большую роль как охлаждающая среда и как изоляция. Основными показателями, характеризующими изоляционную способность масла, являются электрическая прочность (пробивное напряжение) и тангенс угла диэлектрических потерь. В процессе эксплуатации оба эти показателя могут ухудшаться за счет увлажнения и загрязнения масла различными примесями.
Диэлектрические потери в масле при работе его в электрическом поле с частотой 50 гц обусловливаются в основном проводимостью масла и содержащихся в нем примесей. При окислении масла возникают нейтральные и кислые продукты окисления (соли органических кислот), которые распадаются на ионы, а наличие ионов в масле приводит к увеличению его проводимости и, следовательно, tg Ϭ. Кроме продуктов окисления в масле присутствует влага в виде растворенной или эмульгированной воды. Растворенная вода, попадающая в масло из воздуха, снижает электрическую прочность (пробивное напряжение) масла.
Окисление масла происходит вследствие воздействия на него кислорода воздуха и электрического поля в присутствии различных материалов, из которых сделан трансформатор, причем некоторые материалы (медь и ее сплавы, лакоткань) способствуют процессу окисления. Ходу процесса окисления способствует и повышенная температура масла, потому что при повышении температуры масла до 80 °С растворимость газов (азота, воздуха, водорода) повышается. Кислород растворяется в масле лучше, чем азот, и поэтому содержание кислорода в растворенном в масле газе больше, чем в растворенном воздухе, и составляет 30% (вместо 21 % в воздухе). Такое увеличение содержания кислорода приводит к интенсивным реакциям окисления с образованием окислов металлов (меди, железа), которые в присутствии воды образуют соединения, увеличивающие проводимость масла. Кроме того, образуются низкомолекулярные кислоты, которые воздействуют на твердую целлюлозную изоляцию, постепенно разрушая ее, и вызывают коррозию металлических частей. Из продуктов окисления образуются смолистые осадки (шламы), которые, оседая на обмотки, закрывают масляные каналы, чем ухудшают охлаждение, и приводят к преждевременному старению изоляции и, кроме того, создают в местах высокой напряженности поля проводящие мостики в изоляции. В процессе окисления масла в присутствии электрического поля образуется вода, которая, с одной стороны, приводит к увлажнению масла, а с другой стороны, как сказано выше, в свою очередь способствует образованию продуктов окисления.
В эксплуатации используются масла различных марок, выпускаемые по стандартам и техническим условиям. Масла разделяются на две группы: содержащие антиокислительную присадку (ингибированные) и не содержащие антиокислительный присадок (неингибированные). Назначение антиокислительной присадки в том, чтобы повысить стабильность масла, т. е. поддерживать длительно его свойства в процессе эксплуатации, чтобы не происходило старения масла. Старение заключается в окислении, т. е. появлении различных кислот в масле и выпадении осадка — шлама.
Следует, однако, иметь в виду, что на диэлектрические свойства масла антиокислительная присадка влияния не оказывает. Таким образом, ингибированные масла независимо от их диэлектрических свойств являются лучшими, более стабильными, т. е. обеспечивающими более длительное использование их в трансформаторах без вредного влияния на твердую изоляцию. К таким маслам относятся: масло марки ТКп по ГОСТ 982-68, масло по ГОСТ 10121-62, масло по техническим условиям ТУ 38-1-182-68, масло марки Т-750 во техническим условиям ТУ 38-1-239-69.
Масло во ГОСТ 10121-62, масло марки ТКп и масло по ТУ 38-1-182-68 могут применяться в трансформаторах до 500 кВ включительно, а масло марки Т-750 предназначается для трансформаторов 750 кВ, но может при наличии его использоваться и для трансформаторов 330—500 кВ.
К неингибированным маслам относятся: масло по ГОСТ 982-56, ранее выпускавшееся и поэтому повсеместно имеющееся в эксплуатации в трансформаторах всех напряжений (аналогично этому маслу по новому ГОСТ 982-68 выпускается масло ТК, которое, однако не рекомендуется как менее стабильное), и масло по МРТУ 38-1-178-65 (карбамидной депарафинизации), используемое в оборудовании до 500 кВ включительно (с 1971 г. также выпускается с присадкой).
Для применения в оборудовании до 500 кВ включительно, эксплуатируемого в условиях Крайнего Севера, заводы начали выпуск масла марки АТМ-65, имеющего температуру застывания —65 °С.
По диэлектрическим свойствам масла различаются довольно значительно. В табл. 6 приведены нормированные значения  tg б масел по стандартам и техническим условиям для свежего масла при 70°С.
Таблица 6
Диэлектрические потери изоляционных масел


Марка масла (ГОСТ или ТУ)

tg б. %

ГОСТ 982-56

2.5

ГОСТ 982-68 марка ТК

2.5

ГОСТ 982-68 марка ТКп

1.5

ГОСТ 10121-62

2,0

МРТУ 38-1-178-05

2,5

ТУ 38-1-182-68

0,7

ТУ 38-1-239-69 (Т-750)

0.3

ТУ 38-1-225-69 (АТМ-65)

0,5 (при 90 °С)

Для повышения стабильности масел, не имеющих присадки, применяются сорбенты — вещества, отбирающие из масла продукты окисления. Сорбенты не предотвращают окисления масла, но задерживают ход процесса окисления, благодаря чему масло может работать более длительное время. В системе охлаждения ДЦ применяются адсорбционные фильтры, присоединяемые параллельно к каждому маслоохладителю, через которые проходит часть масла, идущая под напором от маслонасоса через данный охладитель. В адсорбционном фильтре находится сорбент — силикагель в зернах, который при прохождении через него масла задерживает на своей поверхности низкомолекулярные кислоты и смолистые вещества, т. е. продукты окисления, и таким образом поддерживает кислотность на низком уровне. В системе охлаждения Ц адсорбционные фильтры устанавливаются общие для всех охладителей и через них также ответвляется часть масла, проходящего через охладители.
При использовании в трансформаторах масел с антиокислительной присадкой совместно с применением адсорбционных фильтров эффект стабилизации значительно повышается.
Адсорбционные фильтры должны быть постоянно подключены к системе охлаждения. При необходимости производится замена сорбента, для чего каждый фильтр может быть отключен посредством кранов. После сливания масла и удаления использованного сорбента фильтр следует промыть маслом и затем засыпать свежего сорбента. При заполнении маслом фильтра необходимо обеспечить невозможность попадания воздуха в систему охлаждения. Поэтому заполнение маслом нужно производить через нижний кран, постепенно выпуская воздух через воздуховыпускной кран или пробку до появления из него масла. Подключить фильтр в работу, открыв верхний кран, можно только после длительного (12 ч) отстоя и неоднократного выпуска воздуха, постепенно выделяющегося из зерен силикагеля. Для ускорения удаления воздуха можно к воздуховыпускному крану присоединить вакуумный насос и создать хотя бы неглубокий вакуум (до остаточного давления около 100 мм рт. ст.).
Контроль состояния масла осуществляется посредством химического анализа и проверки диэлектрических свойств масла. Производится так называемый сокращенный анализ, состоящий из определения кислотного числа и реакции водной вытяжки, т. е. определение степени окисления масла, температуры вспышки паров масла, визуального определения наличия механических примесей и взвешенного угля и определения пробивного напряжения. Кроме того, измеряется тангенс угла диэлектрических потерь. В первый год эксплуатации такой анализ следует производить для трансформаторов 220 кВ —после включения в работу через 10 дней, через 1 мое., а затем не реже одного раза в 3 года, для трансформаторов 330—500 кВ после включения через 10 дней, через 1 мес., через три месяца, а затем не реже одного раза в три года (Л. 13).
Из бака контактора устройства РПН масло проверяется на пробивное напряжение, температуру вспышки и наличие механических примесей (угля) перед включением, затем при текущих ремонтах не реже 1 раза в год. Проверяют только пробивное напряжение, которое должно снижаться ниже 20 Кв в устройствах серии РИТ и РНОА, имеющих изоляцию на 35 кВ. и ниже 20 или 40 кВ в устройствах РНОА, имеющих изоляцию соответственно на 110 и 220 кВ. Каждую десятую пробу масла из одного и того же бака контактора подвергают сокращенному анализу.
Показатели свойств масла, определяемые анализом, не должны быть хуже нормированных значений для эксплуатационного масла, в противном случае необходимо принимать меры к восстановлению ухудшившихся свойств масла. Если выявлено окисление, масла более допустимого, необходимо в возможно короткий срок произвести очистку масла, например, пропустив его при неработающем трансформаторе через адсорберы с регенерирующим сорбентом. Лучшим способом является полная замена масла, однако она дает удовлетворительный результат, если перед заливкой свежего масла активная часть и бак будут тщательно промыты чистым свежим горячим маслом для удаления кислого шлама, который, оставшись в обмотке, быстро приведет к окислению и свежего масла. При выявлении ухудшений диэлектрических свойств масло необходимо немедленно заменить или просушить, используя маслоочистительную аппаратуру.
Все операции по замене и сушке или регенерации масла в трансформаторах на напряжение 220 кВ и выше нельзя производить при работающем трансформаторе, поскольку при этих операциях масло неизбежно при прокачивании насосами захватывает то или иное количество воздуха. Все операции но замене масла во всем баке или в отдельных маслоохладителях должны производиться только под вакуумом.
В трансформаторах, снабженных азотной защитой масла,  в которых масло, заливаемое под вакуумом в бак трансформатора, должно быть предварительно дегазировано, масло работает в лучших условиях, процесс окисления значительно замедляется ввиду отсутствия кислорода и влаги, попадающей извне.
Необходимо следить, чтобы избыточное давление азота не превышало установленную величину (0,03— 0,05 кгс/см-), а также чтобы азот, поступающий в расширитель, был совершенно сухим, т. е. силикагель  во влагоосушителе должен заменяться при увлажнении его не более чем на 10%, что характеризуется наличием нескольких зерен розового цвета. В целях лучшей осушки азота целесообразно засыпать во влагоосушитель цеолит совместно с индикаторным силикагелем.



 
« Монтажные краны электростанций   Наладка оборудования электрических подстанций »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.