Обслуживание силовых трансформаторов Предисловие

Скачать 2.41 Mb.

Название	Обслуживание силовых трансформаторов Предисловие
страница	9/16
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 16

11. Испытания трансформаторов без вывода из работы

Хроматографический анализ растворенных в масле газов

Около 20 лет назад, в дополнение к изложенному выше традиционным методам контроля за состоянием трансформатора, стали применять хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) в качестве эффективного средства ранней диагностики медленно развивающихся повреждений. В настоящее время ХАРГ широко применяют во всех развитых странах, существуют международные нормы как по процедуре ХАРГ, так и по трактовке результатов анализа.

В СССР применяют ХАРГ во всех энергосистемах, причем на Украине благодаря применению ХАРГ существенно уменьшен объем обслуживания трансформаторов (увеличена периодичность обязательного применения некоторых традиционных измерений). Измерения tg д_ИЗ, сопротивления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току, потерь XX при пониженном напряжении обязательны при вводе в эксплуатацию, капитальном ремонте, а также по требованию изготовителя; в остальных случаях допускается не производить эти измерения (решение Минэнерго УССР от 1980 г.).

Хроматографический метод позволяет:

следить за развитием процессов в трансформаторе;
предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традиционными способами;
характеризовать повреждения и ориентироваться при определении места повреждения.

При чувствительности анализа 10^-4-10^-5 % объема надежно фиксируются такие виды повреждений, как перегревы конструкционных частей трансформатора или его твердой изоляции.

При существующем рабочем фоне газов в масле действующих трансформаторов своевременное обнаружение дефектов изоляции, поврежденной частичными разрядами, затруднительно.

Из-за скоротечности витковых и межкатушечных замыканий хроматографический анализ неэффективен и не выявляет такие повреждения.

При превышении предельных значений характерных газов в целях выявления динамики их роста в масле трансформатора применяется способ периодической дегазации масла на действующих трансформаторах с последующим хроматографическим анализом газосодержания масла (спектра, динамики роста). При дегазации трансформатор как бы кратковременно очищается от газов, чтобы затем лучше проявлялась динамика роста газов.

Хроматографический метод не позволяет учитывать незначительные изменения в состоянии трансформаторов и устанавливать связь между серьезностью повреждения и скоростью изменения концентрации газов. Почти невозможно определить зарождение изменения недостатка конструкции трансформатора при опасном повреждении изоляции "ползущим" разрядом (например, при повреждении в первом канале между обмоткой ВН и изоляционным цилиндром). В этот момент повреждения количество газа (его спектр) не превышает (или находится на уровне) предельных значений составляющих спектра газов рабочего фона. В завершающей же стадии "ползущий" разряд скоротечен, и поэтому хроматографическим анализом его невозможно своевременно выявить.

Для определения наличия повреждения в работающем трансформаторе посредством анализа растворенных в масле газов применяют маслоотборное устройство, систему выделения растворенных в масле газов, газоанализатор, нормировочные данные по отбраковке трансформатора.

Хроматографический анализ масла выполняется в энергосистемах в соответствии с действующими указаниями [9].

В Донбассэнерго была проведена работа по проверке хранения (сохранности) газов в пробе масла в шприце. Установлено, что после двух недель хранения концентрация углеводородных газов, оксида и диоксида углерода уменьшается не более чем на 20 %, а водород почти полностью исчезает из пробы масла. В зарубежной практике конструкция шприцов дает возможность хранить образцы масла около 2 мес. Поэтому при организации работы по хроматографии вопрос возможной длительности хранения пробы масла в шприцах следует учитывать.

Существует несколько способов выделения газов из масла, которым соответствуют свои способы отбора пробы масла. Наибольшее распространение как в отечественной, так и в зарубежной практике нашел метод отбора пробы масла в стеклянные шприцы объемом 5 и 10 мл. Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений, при этом для удаления застоявшегося в патрубке масла необходимо слить некоторое его количество.

Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную тару с гнездами для шприцов, маркируют пробу и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует фиксировать энергообъект (электростанция или подстанция), стационарный номер трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора, кем выполнен отбор. Основное требование при отборе и доставке пробы масла в центральную лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла.

Экстрагирование (выделение газов в стеклянном сосуде с применением вакуума и барботирования) масла является наиболее распространенным в отечественной и зарубежной практике. Выделенный объем газа разделяется в хроматографе на составляющие.

В отечественной и мировой практике определяют содержание (концентрацию) следующих газов: углекислого газа СО₂, оксида углерода СО, водорода Н₂, кислорода О₂, азота N₂; углеводородов - метана СН₄, ацетилена С₂Н₂, этилена С₂Н₄, этана С₂Н₆ и др. Кроме того, определяют соотношение концентраций некоторых наиболее показательных (характерных) газов и рост их концентрации по сравнению с предшествующим регулярным измерением.

Отечественные нормы [9], разработанные ВНИИЭ при участии ряда других НИИ, предусматривают использование информации по концентрации газов:

для выявления дефектов твердой изоляции - СО2;
для выявления повышенного нагрева металла и частичных разрядов (ЧР) в масле (дефекты токоведущих частей, в первую очередь контактных соединений, повышенный нагрев поверхности магнитопровода и конструкционных деталей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров), С2Н2,С2Н4 при пленочной защите дополнительно используют концентрации водорода и метана, а также скорость роста концентрации этих четырех газов и этана. По этим данным определяют, где расположен источник ЧР - в масле или в твердой изоляции. Более подробную информацию о степени опасности дефекта получают по отношениям концентраций характерных газов.

Анализ различен для старых и новых трансформаторов, на-I пример в старых трансформаторах наличие СО и СО₂ может характеризовать не наличие дефекта, а естественный повышенный тепловой износ.

Перегревы конструкционных частей и магнитопровода в трансформаторе подразделяются по температуре на две группы: перегревы с температурой ниже 350 °С, перегревы с температурой 350-450 °С.

Характерными газами для перегревов конструкционных частей и магнитопровода в силовых трансформаторах являются этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора в капитальный ремонт решается при появлении в масле трансформаторов одного из этих газов или обоих вместе в определенных количествах.

Перегревы твердой электрической изоляции силовых трансформаторов можно фиксировать только посредством ХАРГ. Газовое реле в этом случае не реагирует и может начать действовать лишь в завершающей стадии повреждения изоляции, сопровождающейся значительным газовыделением (например, при завершении "ползущего" разряда). Характерный газ при перегреве твердой изоляции -диоксид углерода СО₂. Вывод трансформатора в ремонт для обнаружения повреждения, вызванного перегревом (повреждением) твердой изоляции, производится по предельным значениям газов спектра, особенно СО₂.

При ХАРГ следует учитывать способ защиты масла от увлажнения. При защите воздухоосушителем в спектре будет отмечен кислород, при азотной защите - азот. Наличие воздуха (кислорода) в спектре в случае пленочной защиты показывает потерю ее герметичности.

При установлении характера повреждения и оценке степени его опасности достоверность анализа зависит от количества проведенных анализов за конкретный промежуток времени. В отечественной практике принята периодичность отбора проб масла для ХАРГ 1 раз в 6 мес, для вновь вводимых в работу трансформаторов 220-500 кВ, а также ПО кВ мощностью 60 МВ-А и более - ежедневно в течение первых трех суток работы, затем через 1, 3 и 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ и выше дополнительно производится ХАРГ через две недели после включения.

Методы испытаний изоляции активной части трансформатора, не получившие широкого распространения (измерение ЧР)

На отдельных подстанциях, где установлены трансформаторы 750 кВ и выше, внедрен контроль частичных разрядов (ЧР) оборудования и, в частности, силовых трансформаторов. Контроль производится устройствами измерения ЧР двумя методами - электрическим и акустическим.

Следует обратить внимание, что измерение уровня ЧР специальным сигнализатором (СЧР) на подстанции, имеющей собственный (рабочий) фон ЧР, недостаточно эффективно для выявления дефектов в силовых трансформаторах. СЧР фиксирует в целом различные отклонения на действующей подстанции, но не обеспечивает селективную отбраковку поврежденного оборудования. В большинстве случаев он сигнализует лишь о появившихся отклонениях в работе подстанции. Однако СЧР достаточно эффективны при их использовании на заводах-изготовителях трансформаторов.

Акустический способ выявления дефекта активной части трансформатора точно определяет местоположение источника недопустимых ЧР (локация ЧР). Этот способ основан на измерении запаздывания акустической волны, возбуждаемой частичным разрядом, т.е. времени ее прохождения от источника разрядов до акустического датчика (или разности времен прохождения волны до соответствующих датчиков, установленных в различных точках стенки бака).

В настоящее время перечисленные способы измерения частичных разрядов целесообразно использовать в отдельных случаях на особо ответственных энергообъектах напряжением 750 кВ и выше, а также при переводе состояния опытно-промышленных образцов трансформаторов.

Испытание комплектующих частей и вспомогательного оборудования

В ряде энергосистем внедрен контроль состояния оборудования по выявлению мест перегревов. Применительно к силовым трансформаторам используется тепловизионный метод для выявления перегрева наружных частей трансформатора. С помощью этого метода своевременно обнаруживаются перегревы верхнего контактного узла вводов ВН и тем самым предупреждаются особо опасные повреждения трансформатора, сопровождающиеся пожаром. Этим методом эффективно фиксируются перегревы мест присоединения токопровода к вводам НН, а также перегревы на поверхности бака и др.

Наибольшее распространение в энергетике получили отечественные тепловизоры марки ТВ-03.

Портативный прибор марки ИСП-1 используется для диагностирования подшипников в маслонасосах систем охлаждения трансформаторов. Состояние подшипников в электронасосах оценивается по измеренному уровню высокочастотных вибраций.

12. Комплексная оценка состояния трансформатора

Анализ состояния действующих трансформаторов в эксплуатации производится по комплексу показателей (результатов измерений и испытаний), объединенных причинно-логической связью в диагностические схемы.

В используемых энергосистемами диагностических схемах основой является ХАРГ. До сих пор отсутствует единая диагностическая схема для всех энергосистем.

Диагностирование состояния мощных трансформаторов производится квалифицированным персоналом с привлечением специалистов научных организаций Минэнерго СССР и завода-изготовителя.

При диагностировании выявляются недостатки трансформатора, решаются вопросы необходимости вскрытия, разборки или ремонта, разрабатываются предупредительные меры, даются рекомендации по дальнейшей эксплуатации трансформаторов.

При диагностировании сложным является определение работоспособности действующего трансформатора, т.е. решение вопроса его временной эксплуатации до принятия предупредительных мер. Так, например, трансформатор с ухудшенными из-за увлажнения характеристиками изоляции является неисправным, но может оставаться некоторое время работоспособным. Если за это время неисправность устраняется, например, путем осушки масла и изоляции с помощью термосифонных фильтров во время работы трансформатора, то трансформатор по состоянию вновь оказывается и исправным, и работоспособным. Следует также помнить, что дефекты, заложенные в конструкции трансформатора в период проектирования и изготовления, могут в период эксплуатации как бы "вызревать". Кроме того, вследствие взаимосвязи между элементами конструкции дефект одного из них, менее опасный, вызовет не только изменение состояния его самого, но и значительное ухудшение состояния соприкасающегося с ним более важного элемента (например, непредвиденное, интенсивное старение изоляции токоведущего элемента схемы обмоток), что приведет к повреждению трансформатора. Следовательно, при диагностировании следует различать "вторичные" повреждения, развивающиеся как следствие первоначальных дефектов. Поэтому правильно разработанная диагностическая схема рассматривает трансформатор как систему взаимосвязанных узлов и деталей.

Для исключения ошибок при диагностировании состояния трансформатора целесообразно помимо основной схемы диагностики использовать классификационные схемы отказов, которые помогают правильно фиксировать дефект и устанавливать обоснованный диагноз состояния трансформатора.

Некоторые примеры упрощенной комплексной оценки приведены в [8].

Большую роль в развитии диагностирования должны сыграть устройства и системы для проведения непрерывного ХАРГ, например, при помощи навесных устройств с непрерывным отбором газов через мембрану в стенке бака. Первые такие устройства уже внедряются в Канаде [12], Японии и других странах.

13. Некоторые сведения о защите трансформаторов

Контрольные и защитные устройства предназначены для обеспечения надежной и бесперебойной работы трансформатора. Работа трансформатора без таких устройств невозможна. Ряд контрольно-измерительных устройств входит в конструкцию трансформатора.

Маслоуказатель, устанавливаемый на расширителе, позволяет проверить уровень масла при заливке (сливе) масла, в процессе эксплуатации контролировать уровень масла, а также в случае необходимости регулировать объем масла в трансформаторе.

Термометрический сигнализатор (манометрический термометр) устанавливается на крышке бака и обеспечивает контроль температуры масла в верхних слоях, где оно, как правило, наиболее нагрето. Корпус термосигнализатора со шкалой и стрелкой, указывающей температуру, устанавливают на баке с внешней стороны на высоте, удобной для наблюдения. Термометрический сигнализатор снабжен контактами, замыкающими сигнальную цепь при достижении определенной заданной температуры. На мощных трансформаторах устанавливают два термосигнализатора. Один из них используют для контроля температуры масла, а второй - для автоматического управления системой охлаждения.

Газовое реле предназначено для своевременного предупреждения (сигналом) или отключения трансформатора при внутренних повреждениях активной части, сопровождающихся разложением масла и изоляционных материалов, а также сигнализирует при упуске масла из трансформатора. При внутренних повреждениях трансформатора выделяемые газы поднимаются к крышке трансформатора и направляются к газовому реле. Для правильной ориентации газа к газовому реле патрубок, соединяющий крышку бака и расширитель, имеет уклон. При установке трансформатора на фундаменте также предусматривается уклон. Тем самым обеспечивается движение газа к газовому реле.

При значительных внутренних повреждениях, связанных с интенсивным газовыделением, в баке трансформатора создаются повышенное давление и значительные перетоки масла и газа через газовое реле, что приводит к срабатыванию газового реле на отключение. При незначительных повреждениях газы постепенно скапливаются в газовом реле, что приводит к срабатыванию реле на сигнал. У особо ответственных трансформаторов сигнальные контакты газового реле введены в цепь защиты на отключение. Газовая защита является наиболее чувствительной и универсальной защитой трансформатора, но уступающей дифзащите по быстродействию при внутренних повреждениях. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного первичного тока при таком повреждении. В эксплуатации встречаются различные конструктивные исполнения газового реле: поплавковые, лопастные и чашечные.

Струйное и реле давления используются, как правило, для защиты устройств РПН, размещаемого в отдельном баке, вне основного бака трансформатора. В некоторых старых конструкциях РПН в качестве струйного использовано газовое реле, но это нежелательно, так как нормальная работа контактора этих устройств сопряжена с выделением газа. Струйное реле обеспечивает контроль за циркуляцией масла в маслоохладителе и является прибором как показывающим (индикаторным), так и сигнальным.

Манометры (дифманометры) предназначаются для контроля за перепадом давления воды и масла в охладителе масловодяной системы охлаждения, за превышением давления масла над давлением воды, а также для фиксации давления в герметичных вводах. Манометры в системе охлаждения устанавливаются на патрубках охладителя -на входе и выходе воды и масла.

В маслонаполненных вводах манометры устанавливаются вблизи фланца ввода или выводятся на стенку бака (или на отдельную стойку вблизи бака, чтобы исключить нежелательное действие вибрации).

Контрольно-измерительные устройства имеют связь со шкафами автоматического управления дутьем, которые устанавливаются отдельно вблизи трансформатора. Аппаратура, встроенная в эти шкафы, автоматически включает и отключает двигатели дутья и маслонасосы системы охлаждения трансформатора в зависимости от температуры верхних слоев масла и тока нагрузки (имеется связь с трансформаторами тока).

Устройства РПН имеют указатель положения переключающего устройства, а также красную сигнальную лампу, сигнализирующую ход переключения. В рабочем положении при неподвижном переключающем устройстве лампа не горит и загорается и продолжает гореть в течение всего процесса переключения. Лампа гаснет при фиксации следующего рабочего положения. Автоматическое управление переключающим устройством РПН обеспечивается применением аппаратуры, установленной в шкафах рядом с трансформатором. Эти шкафы имеют связь с трансформаторами напряжения (тока). В зависимости от напряжения сети производится автоматическое отключение и включение приводного механизма РПН. На щитах управления подстанции (станции) устанавливаются приборы управления и сигнализации о работе РПН.

Релейная защита. В процессе работы трансформаторы воспринимают токи, превышающие не только номинальные токи, но и токи перегрузки. Чтобы сократить длительность воздействий токов КЗ и своевременно вывести трансформатор из работы, предусматривается релейная защита следующих видов:

дифференциальная защита - для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформатора;
токовая отсечка мгновенного действия - для защиты трансформаторов при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания;
максимальная токовая или максимальная токовая направленная защита (реагирующая на фазные токи, а также на токи нулевой и обратной последовательностей), максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения;
дистанционная защита.

В зависимости от мощности (а также в случае параллельной работы трансформаторов и необходимости повышения чувствительности защит) используется тот или иной способ или комбинация способов защиты.

Так, дифференциальная защита устанавливается на трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и выше, а также при параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВ*А и выше, но может устанавливаться и на трансформаторах мощностью 1000 кВ*А для повышения чувствительности защит (токовая отсечка, максимальная токовая защита).

Повреждение вводов относят к наиболее опасным повреждениям трансформаторов, как правило, приводящим к пожару трансформатора, поэтому для своевременного обнаружения повреждения вводов применяется устройство контроля изоляции вводов (КИВ). Эта защита устанавливается на вводах 500 кВ и выше, имеющих специальный измерительный вывод от наружной обкладки изоляции ввода (конденсаторного типа). Выводы вводов трех фаз объединяются в звезду, и ток в нулевом проводе звезды подается на реле защиты. В связи с этим при повреждении изоляции в одном из трех вводов нарушается баланс тока, и он фиксируется защитой. Устройство КИВ имеет двеуставки: при меньшей уставке, отстроенной на небаланс нормального режима, защита срабатывает на сигнал, а при большей уставке - на отключение трансформатора.

14. Нагрузочная способность трансформаторов

Нагрузка большинства трансформаторов в течение всего срока службы меняется в течение суток.

Трансформаторы могут планомерно отключаться в зависимости от режима их работы. При снижении нагрузки часть параллельно работающих трансформаторов может быть отключена с переводом их нагрузки на оставшиеся в работе трансформаторы, тем самым обеспечивается наиболее экономичный режим работы трансформаторов.

Режим нагрузки трансформаторов, работающих в блоке с генератором, определяется режимом нагрузки генераторов, и, если электростанция работает в базисе графика, они несут постоянную по величине нагрузку в течение длительного времени. Понизительные трансформаторы, установленные непосредственно у потребителей, имеют графики нагрузки, определяемые графиком работы потребителей.

Соответственно изменяющейся нагрузке меняется тепловое состояние трансформатора и тем самым интенсивность теплового старения изоляции трансформатора. Поэтому температурный режим трансформатора должен выдерживаться в диапазоне допустимых температур, только в таком случае можно обеспечить и выдержать нормируемый срок службы трансформатора.

Следует различать номинальную мощность и нагрузочную способность трансформатора. Под номинальной мощностью понимают условную мощность, которую трансформатор может отдавать постоянно в течение всего нормального срока службы. (В ГОСТ 11677-65 срок службы не указан, в ГОСТ 11677-75 и ГОСТ 11677-85* средний срок службы 25 лет).

Нагрузочная способность - это мощность, которую трансформатор способен отдавать только в данный рассматриваемый относительно короткий промежуток времени. В этот момент трансформатор работает под нагрузкой, превышающей номинальную мощность трансформатора. Обязательным условием допустимости систематической работы трансформатора в таком режиме является обеспечение нормального срока службы трансформатора, т.е. если перегрузки не сокращают в значительной степени срок службы изоляции, а следовательно, и трансформатора в целом. При аварийных перегрузках возникающие в трансформаторе температуры превышают допускаемые нормами значения, а значительный износ изоляции приводит к укорочению его срока службы.

В реальных условиях эксплуатации допускаются как систематические длительные, так и кратковременные аварийные перегрузки. Значение систематических перегрузок трансформатора определяется в зависимости от характера суточного графика нагрузки и температуры охлаждающей среды. Допустимая перегрузка и ее продолжительность для трансформаторов мощностью до 250 МВ*А, изготовленных до 1985 г., устанавливались ГОСТ 14209-69. Новый ГОСТ 14209-85 распространяется только на трансформаторы мощностью до 100 МВ*А включительно, а для трансформаторов свыше 100 MB*А нормы нагрузочной способности даны в заводских инструкциях по эксплуатации. Расчетные допустимые перегрузки трансформаторов в новом стандарте сведены в таблицы (ранее те же перегрузки определялись по диаграммам нагрузочной способности). Результаты определения допустимых перегрузок путем лишь расчета не всегда совпадают с результатами экспериментальных испытаний. Этим объясняется причина нераспространения стандартов на весь действующий диапазон мощностей.

Испытания на перегрузочную способность некоторых трансформаторов показали, что наиболее нагретая точка обмотки (ННТ) не всегда правильно отражает максимальную температуру нагрева трансформатора. Эксперименты на нагрузочную способность трансформатора показали также, что при допустимой температуре ННТ в конструкции могут иметь место температуры, превышающие значение температуры ННТ (отводы, контакты переключающих устройств РПН, перегревы от потоков рассеяния). У ряда трансформаторов по тем же причинам вместимости расширителей не соответствуют тепловому расширению объема масла, возникающему при перегрузках. Поэтому необходима осторожность при определении перегрузки трансформатора в эксплуатации, тем более что недостатки при определении перегрузки расчетным путем выявляются только в дальнейшем, т.е. в эксплуатации.

Нарушение температурного режима приводит к ослаблению конструкции, изоляция трансформатора приобретает хрупкость, и тем самым увеличивается восприимчивость к электродинамическим воздействиям при КЗ (при меньших значениях токов КЗ).

В исключительных случаях вынужденно допускают на трансформаторе перегрузки, приводящие к большему износу изоляции, что связано с некоторым сокращением срока службы трансформатора. Это допускается, как правило, в аварийных ситуациях, когда перегрузки за счет трансформаторов предотвращают отключение потребителей, связанное с большим материальным ущербом, значительно большим, чем ущерб, наносимый сокращением срока службы трансформатора. По ГОСТ 14209-69 перегрузки в аварийных режимах допускаются для всех режимов работы независимо от предшествующего режима нагрузки и температуры охлаждающей среды. При перегрузках следует учитывать особенности и недостатки конструкции, когда трансформаторы не могут нести полную перегрузку. В таких случаях вопросы, связанные с нормируемой величиной перегрузки, решаются совместно с заводом-изготовителем. В новых нормах (ГОСТ 14209-85 и заводских инструкциях по эксплуатации новых и обновленных типов крупных трансформаторов, освоенных после 1985 г.) допустимые аварийные перегрузки зависят от температуры охлаждающей среды и от предшествующей нагрузки.

15. Параллельная работа трансформаторов

Для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения большинство подстанций имеют два и более трансформаторов, работающих параллельно.

Параллельная работа трансформаторов допускается при соблюдении определенных требований:

тождественности групп соединения обмоток;
равенстве коэффициентов трансформации (в пределах нормируемых допусков);
равенстве напряжения КЗ (в пределах нормируемых допусков).

В эксплуатации по ряду объективных причин приходится решать задачи допустимости параллельной работы трансформаторов при некотором отличии от перечисленных выше условий параллельной работы.

Не всегда при повреждении одного из параллельно работающих трансформаторов возможно подобрать в энергосистеме такой же трансформатор, полностью соответствующий поврежденному по условиям параллельной работы. В таких случаях параллельная работа трансформаторов обосновывается предварительным расчетом, который должен показать, что ни одна из обмоток каждого трансформатора в режиме совместной работы не будет нагружаться выше нагрузочной способности трансформаторов.

Если трансформаторы имеют разные значения напряжения КЗ, то совместную работу можно допустить предварительным изменением коэффициента трансформации одного из них с помощью переключателя напряжения. Этим достигается компенсация перераспределения нагрузок из-за различия в u_к; уравнительные токи, возникающие из-за несоответствия напряжения КЗ, не перегружают трансформатор (с меньшим u_к) в пределах нагрузочной способности трансформатора.

Различия в значениях u_к не сказываются при холостом ходе трансформатора, так как коэффициенты трансформации одинаковы, но под нагрузкой вторичные напряжения обоих трансформаторов окажутся разными из-за неравных радений напряжения и их разность приведет к протеканию уравнительного тока по обмоткам трансформаторов, причем у одного трансформатора он будет суммироваться с основным током, а у другого вычитаться из него.

Рекомендуется выдерживать отношение мощности наибольшего трансформатора к мощности наименьшего не более 3:1.

Допускается параллельная работа двухобмоточных, трехобмоточных трансформаторов на всех обмотках, а также двухобмоточных с трехобмоточными, если ни одна из обмоток параллельно включенных трансформаторов не перегружается с превышением нагрузочной способности трансформатора.

Следует помнить, что нагрузка параллельно работающих трансформаторов распределяется прямо пропорционально мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ.

Параллельная работа трансформаторов с различными группами соединения обмоток возможна при группах соединения 0, 4 и 8, группах соединения 6, 10 и 2, всех нечетных группах соединения.

При несогласованном включении трансформаторов возникающее напряжение между одноименными зажимами вторичных обмоток, обусловленное углом сдвига напряжений, приводит к появлению недопустимого уравнительного тока.

Группа соединения может быть изменена внешними пересоединениями ошиновки трансформаторов.

16. Особенности эксплуатации опытно-промышленных образцов трансформаторов

Опытно-промышленные головные образцы трансформаторов устанавливаются в энергосистемах для проверки их работоспособности, своевременного выявления недостатков конструкции.

При правильной организации работ эксплуатация таких трансформаторов производится по специальной программе обследования их состояния в течение определенного срока наработки (не менее одного года).

Содержание программы различаются у конкретных новых трансформаторов и зависит от характера обновления конструкции (применения новых устройств РПН, нового типа разрядников глубокого ограничения перенапряжения типа ОПН и т.д.).

Следует учитывать, что при разработке современных трансформаторов решаются сложные проблемы, связанные с ростом удельных нагрузок (тепловых, электрических, механических и др.) на основные активные элементы конструкции трансформатора, а также с решением сложных вопросов обеспечения электродинамической стойкости трансформатора. Качественные изменения происходят за счет применения лучших материалов и более прогрессивных элементов трансформатора.

Следовательно, постоянно идет процесс обновления трансформатора.

На Волжской ГЭС имени В.И. Ленина прошел опытно-промышленную эксплуатацию трансформатор типа ОРЦ-135000/500 с новым разрядником типа ОПН.

Благодаря применению разрядников нового типа, обеспечивающих значительное снижение перенапряжения (до ~1,6 U_ном), также удалось снизить вес и габариты. При монтаже, вводе в эксплуатацию и в течение трехлетнего периода работы группы этих однофазных трансформаторов производился постоянный контроль воздействий и состояния внутренней изоляции по специальной программе. Трансформаторы постоянно находились под номинальной нагрузкой с допустимыми суточными и месячными колебаниями, при этом наибольшая температура верхних слоев масла не превышала 54 °С. В процессе эксплуатации происходили коммутации с циклами отключения - включения группы, в том числе в осенне-зимний период.

Анализ результатов измерений показал, что за время эксплуатации не произошло сколько-нибудь существенного ухудшения характеристик изоляции, например пробивное напряжение масла во всех трех фазах осталось на уровне 75-80 кВ, влагосодержание не превысило 10 г/т, а общее газосодержание 2 %. В качестве основного метода, позволяющего судить о состоянии внутренней изоляции опытных трансформаторов, был принят метод диагностики по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторов. Сопоставление результатов, полученных при анализе масла из работающего трансформатора, с критериями диагностики, позволило сделать вывод об отсутствии в упомянутых трансформаторах недопустимых частичных разрядов или недопустимых перегревов.

Дополнительным подтверждением отсутствия процессов ЧР в изоляции явились результаты автоматической регистрации ЧР в процессе эксплуатации трансформаторов. Измеряемый уровень соответствовал уровню короны ОРУ 500 кВ и не превышал (1-2)*10^-8Кл.

Успешный опыт эксплуатации опытно-промышленных трансформаторов ОРЦ-135000/500 не только подтвердил обоснованность разработанного метода расчета изоляции, но еще раз доказал, что решающим фактором, обеспечивающим надежность работы изоляции, является не уровень ее изоляции (испытательные напряжения), а надлежащее качество проектирования, изготовления и испытания ее. Кроме того, опыт монтажа этого трансформатора показал, что ввод таких трансформаторов в эксплуатацию и дальнейшая работа возможны только с применением более эффективного технологического вспомогательного оборудования, без чего невозможно обеспечить более жесткие нормы по дегазации, содержанию в масле механических примесей и др.

Большая работа была выполнена при опытной проверке работоспособности трансформаторов 1150 кВ. В течение опытной проверки по специальной программе в трансформаторы 1150 кВ были внесены необходимые конструктивные изменения, повышающие надежность этих трансформаторов.

Важность проверки новых трансформаторов в течение не менее одного года бесспорна, обоснована практикой, и в настоящее время необходимость ее существования не вызывает сомнений. Сейчас только после такой наработки, выявляющей недостатки конструкции трансформатора, после упрочнения и устранения недостатков разрешается изготовление промышленных партий трансформаторов.