Какая максимальная нагрузка допускается для масляных трансформаторов ?

Масляные трансформаторы представляют собой устройства особого типа, которые используются в основном при работе в местах с необычными показателями температуры и повышенной влажностью.

Они требовательны к показателям напряжения, силы тока и нагрузки, поэтому вопрос о том, какая нагрузка допускается для масляных трансформаторов является довольно распространенным среди специалистов. Определить его заочно не представляется возможным, необходимо обращать внимание на технические характеристики и условия, особенности его использования, индивидуальные нюансы.

Что переставляют из себя масляные трансформаторы и где они применяются

Масляные трансформаторы используют для работы в необычных условиях окружающей среды. Они станут оптимальным выбором, когда приходится производить работы при низких или высоких температурах, в средах с повышенными характеристиками влажности. В частности, масляный трансформатор функционирует при температурах до 40 градусов со знаком плюс и 60 градусов со знаком минус.

Устройство с масляными включениями размещают под открытым небом, так как его не испортят осадки окружающей среды. Детали механизма надежно защищены от агрессивного воздействия снега, дождя, молний специальными толстым корпусом. Режим температуры для функционирования трансформатора расширенный, поэтому устройства такого типа используют для комбинирования с подстанциями мачтового и столбового вида.

Качество трансформаторного масла определяет бесперебойность и эффективность работы оборудования. Добавление не оригинальной жидкости, попадание частиц примесей или пыли, грязи ведет к уменьшению характеристик электролитов. В результате возникают пробоины между корпусом оборудования и обмоткой. Из-за минимального уровня масла оно начинает превышать максимальную температуру. Допускается или нет перегрузка стандартных масляных трансформаторов в аварийных режимах — вопрос спорный. Это возможно, но пагубно скажется на работе устройства.

Важные характеристики при функционировании оборудования — это наличие правильной изоляции масла и самих обмоток, установление правильного температурного режима и влажности. Справляются с этим специальные установленные мониторинговые системы. Онлайн техника отслеживает то, какая установлена температура, проводит аналитику содержания примесей в масле и газе, осуществляет контроль влажности. Аварийный режим включается, если параметры не соответствуют нормативам. Включать нагрузку нельзя — это приведет к выходу из строя.

Допустимые нагрузки и перегрузки в трансформаторах

Технические характеристики определяются в зависимости от того, при каких номинальных показателях износ конструктивных деталей произойдет за 20 лет. В результате использования прибора в больших пределах он не только не покажет эффективность и будет работать с перебоями, но и выйдет из строя. Естественный износ наблюдается в обмотках, которые уже не покажут номинальные показатели при прохождении электрического импульса.

Масляный трансформатор допускается использовать, когда наиболее высокая температура его обмотки не превышает 98 градусов. Если температура воздуха увеличится на 8 градусов, то срок эксплуатации снижается вполовину (правило Монтзингера). Точка располагается на обмотке слоя катушки, которая находится вверху.

Понятно, что добиться идеальных значений не представляется возможным ввиду ряда факторов. Трансформаторы функционируют при переменной нагрузке, при помощи специальной охлаждающей среды изменяются рабочие параметры. Усиленный износ изоляции наблюдается, если подается перегрузка. Ее нет, когда характеристики устанавливаются меньше, но тогда нет смысла использовать изоляцию в масляных трансформаторах.

Специалисты однозначно отвечают на вопрос, какие современные трансформаторы допускается включать на номинальную нагрузку — практически все масляные. Но необходимо соблюсти ряд обязательных условий:

• номинальная температура высшей точки обмотки не должна превышать установленного значения;
• перегрузка допускается максимум превышающая номинальную на 5 процентов;
• для обмоток с ответвлениями коэффициент — 1,05 от установленного.

Зачастую у персонала нет возможности отследить и построить индивидуальный график. В таком случае пользуются разработанными таблицами. В них проводится расчет, согласно которому, если действуют систематические перегрузки, то характеристики рассчитываются в зависимости от температуры верхних слоев масла и показателей температуры природной среды.

Для масляных возможно в зимнее время года превышение на 1 процент на процент недогрузки в теплое время года. Показатели определяются летом — плюс 15 градусов, зимой — 5 градусов. Отрицательные температуры высчитываются по такому же графику.

Ввиду того, что оборудование используется в природных условиях, то есть на природе, в городе, специалистов интересует ответ на вопрос, какие трансформаторы допускается включать на номинальную нагрузку при любой отрицательной температуре воздуха. Хоть в эксплуатационном листе и прописывается, что делать процедуру возможно до 60 градусов со знаком минус, на практике это оказывается не так.

Учитываются показатели перегрузки, которые возникали, влажность воздуха. Если техника и так систематически подвергалась включению и отключению аварийного режима, то в структуре обмоток уже наблюдаются сбои и пробои. Использование обмоток на полную мощность приводит к негативным последствиям.

Для избежания поломки оборудования, его возможного экстренного отключения рекомендуется рассчитывать показатели масляного ТМ заранее, учитывая степень его износа.

Допускается длительность перегрузки в минутах, если наблюдается перегрузка по показателю силы тока в процентном соотношении от номинальной возможной:

• 30 — 120;
• 45 — 80;
• 60 — 45;
• 75 — 20;
• 100 — 10.

Напряжение любой части обмотки масляного оборудования не должно превышать показателя наибольшего рабочего напряжения на частях. Во время перегрузки специалисты предпринимают комплекс мер, направленных на замену износившегося устройства резервным. При этом они разгружаются до номинальных характеристик — отключаются не самые необходимые, не являющиеся существенно важными.

5.3. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

5.3. Силовые трансформаторы и масляные шунтирующие реакторы

5.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

5.3.2. Необходимо контролировать правильность установки трансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовой защиты. Крышка должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю — не менее 2%. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.

5.3.3. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

5.3.4. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.

На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фазы. Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

5.3.5. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило, от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла — с применением АВР.

5.3.6. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе в автоматическом режиме. По решению технического руководителя энергосистемы допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии.

Не допускается переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой).

5.3.7. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всех нормированных режимах.

5.3.8. На трансформаторах и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение вида Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора или реактора. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определен заводской инструкцией.

Не допускается эксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов.

5.3.9. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 град. С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при понижении температуры масла до 50 град. С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией.

5.3.10. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/см2 (10 кПа) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

Система циркуляции воды должна быть включена после включения рабочих масляных насосов при температуре верхних слоев масла не ниже 15 град. С и отключена при понижении температуры масла до 10 град. С, если иное не оговорено в заводской технической документации.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

5.3.11. Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

5.3.12. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть (если заводами-изготовителями не оговорены иные значения температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ — не выше 75 град. С, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д — не выше 95 град. С; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 град. С.

5.3.13. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.

Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с последовательными регулировочными трансформаторами допустимое повышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.

5.3.14. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.

В тех автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.

5.3.15. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы Перегрузка по току, % ………………. 30 45 60 75 100 Длительность перегрузки, мин. ……….. 10 Сухие трансформаторы Перегрузка по току, % ………………. 20 30 40 50 60 Длительность перегрузки, мин. ……….. 60 45 32 18 5

Допустимые продолжительные перегрузки сухих трансформаторов устанавливаются заводской инструкцией.

5.3.16. При аварийном отключении устройств охлаждения режим работы трансформаторов определяется положениями заводской документации.

5.3.17. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:

с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной температуре воздуха;

с системами охлаждения ДЦ и Ц при значениях температуры окружающего воздуха не ниже минус 25 град. С. При более низких значениях температуры трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25 град. С, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;

при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии с заводскими инструкциями.

5.3.18. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 град. С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45 град. С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с положениями инструкций заводов-изготовителей.

5.3.19. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электросетях напряжением до 15 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минимальных нагрузок. Срок и периодичность измерений устанавливаются техническим руководителем энергообъекта.

5.3.20. Нейтрали обмоток 110 кВ и выше автотрансформаторов и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны работать в режиме глухого заземления.

Допускается заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали, соответственно, 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

5.3.21. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора), отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть. Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания должны быть произведены разгрузка и отключение трансформатора (реактора). Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть минимальным.

Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора), а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в этом случае устанавливается техническим руководителем энергообъекта.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

5.3.22. В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений его можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключения трансформатора (реактора) защитами, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

5.3.23. Трансформаторы мощностью 1 МВ.А и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформатора (реактора), а также в баке или расширителе устройства РПН должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

5.3.24. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

5.3.25. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения производятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителем энергообъекта в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния.

5.3.26. Ремонт трансформаторов и реакторов (капитальный, текущий) и их составных частей (РПН, системы охлаждения и др.) выполняется по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром.

Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителем энергосистемы (энергообъекта).

5.3.27. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) должны проводиться в соответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования и заводскими инструкциями.

Допустимые нагрузки для оборудования общего назначения

Согласно ГОСТу 14209 — 85 допустимые нагрузки для масляных трансформаторов устанавливаются изготовителем оборудования. Ранее присутствовал ГОСТ 14209 — 69, который был заменен указанным. Он сохраняется модель расчета нагрузки при помощи показателя износа изоляции, нагретой точки обмоточных слоев, вида диаграммы. Сохранено то, что:

• базовое значение температуры обмотки (максимальное) не превышает 98 градусов;
• аварийные перегрузки возможны до 115 градусов;
• допустимый максимум при систематических перегрузках — 95 градусов (строится график определения эксплуатации);
• присутствует шестиградусное правило износа изоляции.

Изменились другие положения, касаемо допустимых показателей нагревания точек. Для перегрузок показатель составляет 140 (стандартная модель для трансформаторов от 110 кВ и ниже), 160 (оборудование с аварийными перегрузками 110 кВ и ниже). Для техники 110 кВт и выше сохраняется порог в 140 градусов для систематических и аварийных. Значения при соблюдении условий (соответствие температуры точки нагревания номинальным техническим характеристикам) при систематических — 1,5, при аварийных — 2.

Учитываются параметры окружающий среды. Рассматривается продолжительность графика нагрузки, если изменение температурных показателей не превышает 12 градусов и характеристики положительны. Вводится график корректировки, если изменения превышают установленный порог 12 или же температура стала отрицательной.

Графическая методология используется для определения показателей превышения температуры масла (в зависимости от характеристики нагретой максимально точки обмотки и окружающей среды). График наглядно демонстрирует уход от номинальной мощности и загрузки, что позволяет корректировать результаты, вводя дополнительное охлаждение.

Износ изоляции определяется расчетными таблицами — экспериментальный путь не действует.

Использование электронно-вычислительных машин контролирует показатели работы обмоток и эксплуатационные характеристики масла трансформатора.

Онлайн журнал электрика

При эксплуатации силовых трансформаторов приходится в отдельные часы суток перегружать их так, чтоб за счет недогрузки в другие часы обеспечить дневной износ изоляции обмоток от перегрева не выше того износа, который отвечает номинальному режиму работы трансформатора, так как изменение температуры изоляции на 6 °С вызывает изменение срока службы ее в два раза.

Продолжительность t раз в день допустимой периодической перегрузки трансформатора, оцениваемой коэффициентом превышения нагрузки K2, находится в зависимости от коэффициента исходной нагрузки K1 трансформатора, номинальной мощности его Sном, системы остывания, неизменной времени нагрева и эквивалентной температуры охлаждающего воздуха, соответственной данному периоду года.

Коэффициенты K1 и K2 определяют отношениями эквивалентных соответственно исходного и наибольшего токов к номинальному току трансформатора, при этом под эквивалентными величинами понимают их средние квадратические значения до пришествия большей нагрузки и за период ее максимума.

Графики нагрузочной возможности трансформаторов К2 (K1), отвечающие различной продолжительности t периодической перегрузки (рис. 1), позволяют по данному исходному состоянию трансформатора, характеризуемому коэффициентом K1 определяемому по суточному графику нагрузки I(t) за 10 ч до пришествия максимума ее, и данной длительности t периодической перегрузки отыскать допустимый коэффициент перегрузки К2 на период наибольшей нагрузки трансформатора.

Рис. 1. Графики нагрузочной возможности трехфазных трансформаторов номинальной мощностью до 1000 кВА с естественной циркуляцией воздуха и масла и неизменной времени нагрева 2,5 ч при эквивалентной температуре охлаждающего воздуха 20 °С.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха — постоянная температура его, при которой имеет место тот же износ изоляции обмоток трансформатора, несущего неизменную нагрузку, что и при имеющейся переменной температуре воздуха. При фактически постоянной нагрузке и отсутствии периодических дневных и сезонных колебаний эквивалентную температуру охлаждающего воздуха принимают равной 20 °С.

Если максимум среднего графика нагрузки I(t) в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается дополнительная 1 %-я перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но менее чем на 15 %, при этом суммарная нагрузка должна быть менее 150 % номинальной.

В аварийных случаях допускают краткосрочную перегрузку трансформаторов сверх номинальной, которая сопровождается завышенным износом изоляции обмоток и понижением срока службы трансформаторов (смотрите таблицу).

Допустимые краткосрочные перегрузки трансформаторов при аварийных режимах

Такие перегрузки допустимы при всех системах остывания независимо от предыдущего режима, температуры охлаждающего воздуха и места установки трансформаторов при условии, что температура масла в верхних слоях не выше 115°С. Кроме этого, для маслонаполненных трансформаторов, работающих с коэффициентом исходной нагрузки К1 < 0,93, допускается перегрузка на 40 % сверх номинального тока менее 5 суток на время максимумов нагрузки общей длительностью менее 6 ч в день при принятии всех мер для усиления остывания трансформатора.

При переменной нагрузке на подстанцию с несколькими трансформаторами нужно составить график включений и отключений параллельно работающих трансформаторов с тем, чтоб достигнуть эконом режимов их работы.

В реальных критериях приходится несколько отклоняться от расчетного режима с тем, чтоб число оперативных переключений каждого трансформатора не превышало 10 в течение суток, т. е. не приходилось бы отключать трансформаторы наименее чем на 2 — 3 ч.

При параллельной работе трансформаторов суммарная нагрузка на трансформаторную подстанцию должна обеспечить достаточную нагрузку каждому из их, о чем судят по свидетельствам соответственных амперметров, установка которых для трансформаторов номинальной мощностью 1000 кВА и выше неотклонима.

Современные трансформаторы, работающие при большой магнитной индукции, не должны находиться в эксплуатации при значимом повышении первичного напряжения, потому что это сопровождается повышением утрат электронной энергии на нагрев магнитопроводов. Долгое увеличение первичного напряжения при нагрузке трансформатора не выше номинальной допускают до 5 % напряжения данного ответвления, а при нагрузке его на 25 % номинальной мощности — до 10 %, которое может быть допущено и при нагрузке не выше номинальной продолжительностью до 6 ч в день.

Степень неравномерности нагрузки по фазам трансформатора не должна превосходить 20 %. Она определяется так:

Kн = (Iмах — Iср / Iср) х 100,

где, Iмах — ток перегруженной фазы в момент большей нагрузки трансформатора, Iср — средний ток 3-х фаз трансформатора в тот же момент.

Школа для электрика

Влияние нагрузок на работу масляного трансформатора

Если учитываются показатели максимальной температуры витка обмотки, параметры окружающей среды, то систематические нагрузки на трансформатор масляного типа не приводят к его износу или выходу из строя. Учитывая созданные специалистами графики можно соотнести необходимые значения и подобрать уровень нагрузки, которые соответствуют стабильной и бесперебойной работе.

Нормируемый срок эксплуатации не уменьшится, так как износа изоляции не происходит. Трансформатор масляного типа будет служить минимум двадцать лет.

Основная проблема заключается в том, что определить самостоятельно по графикам или используя блок-схемы необходимую степень нагрузки не так просто начинающему специалисту. Поэтому для начала работы выбирают модели современных производителей с четкими эксплуатационными листами. В них прописываются расчетные показатели, указаны не только параметры нагрузки при разных режимах, но и приведены схемы самостоятельного расчета.

Аварийные перегрузки ведут к износу изоляции. В результате трансформаторные обмотки приходят в негодность. Образуются пробои в них самих или же на границах конструкции трансформатора и обмоток. Электрический ток не может бесперебойно проходить, возможны короткие замыкания. Установленный производителем срок службы снижается многократно.

Используются методики компенсации износа изоляции (при функционировании при сниженных параметрах нагрузки), но это не всегда приводит к положительным ожидаемым результатам.

Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов

При выборе трансформаторов кроме их паспортных данных должны быть учтены возможные в эксплуатации кратковременные и длительные перегрузки. При проверке допустимости нагрузок и перегрузок трансформаторов применяют следующие определения [11].

Распределительный трансформатор— трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 2500 кВ×А или однофазный номинальной мощностью не более 833 кВ×А классов напряжения до 35 кВ включительно, то есть понижающий трансформатор с охлаждением ON и без переключения ответвлений обмоток под нагрузкой.

Трансформатор средней мощности — трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВ×А или однофазный номинальной мощностью не более 33,3 МВ×А

Нагрузка трансформаторов непрерывно меняется в течение суток. При этом часть суток нагрузка трансформатора может быть меньше номинальной, температура наиболее нагретой точки обмотки при этом будет меньше длительно допустимой и трансформатор будет недоиспользоваться по нагреву. Оптимальным для трансформатора должен быть такой режим, при котором износ его изоляции был бы близок к проектному.

Сроком проектного или естественного износа трансформатора, работающего в номинальном режиме, считается примерно 20 лет. Больший срок считается нецелесообразным с точки зрения морального его износа. Этот срок определяется старением изоляции. Для нормального суточного износа изоляции трансформатора с видом охлаждения М температура наиболее нагретой точки обмотки (наиболее нагретого внутреннего слоя обмотки) в длительном режиме не должна превышать 98О С. Если температуру увеличить на 6ОС, срок службы изоляции сократится почти вдвое (правило 6 градусов).

Для того чтобы фактический срок службы был ближе к естественному, трансформатор должен быть нагружен в соответствии с так называемой нагрузочной способностью. Под нагрузочной способностью трансформатора понимают такую совокупность нагрузок и перегрузок, при которых износ изоляции обмоток за время цикла не превосходит износа, соответствующего номинальному режиму работы.

Рассмотрим возможные режимы работы по ГОСТ 14209.

Режим циклических нагрузок

Режим нагрузки с циклическими изменениями (обычно цикл равен суткам), который определяют с учетом среднего значения износа за продолжительность цикла. Режим циклических нагрузок может быть режимом систематических нагрузок или режимом продолжительных аварийных перегрузок.

Режим систематических нагрузок— режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла. Нагрузка (перегрузка) трансформатора, которая допускается его нагрузочной способностью и которая за продолжительность цикла графика нагрузки не вызывает сокращения нормируемого срока службы трансформатора (за счет пониженного износа в часы пониженной нагрузки) называется систематической. Режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка за время цикла (сутки) эквивалентна номинальной нагрузке, называют режимом систематических нагрузок.

При планировании нагрузок этот принцип может быть распространен на длительные периоды, в течение которых циклы со скоростью относительного износа изоляции более единицы компенсируются циклами со скоростью износа менее единицы.

Режим продолжительных аварийных перегрузок —режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного значения превышения температуры трансформатора. Допустимая продолжительность такой нагрузки больше тепловой постоянной времени трансформатора. Предполагается, что такой режим будет возникать редко, однако может длиться в течение недель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее, такая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора.

Режим кратковременных аварийных перегрузок —режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые приводят к значительным нарушениям нормальной работы сети. При этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузкисоставляет менее получаса. Их необходимо по возможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения.

В ПУЭ [1] введены определения двух длительных режимов потребителя: нормального и послеаварийного. Нормальный режим потребителя электрической энергии – это режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров его работы. Послеаварийный режим– это режим, в котором находится потребитель электрической энергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления нормального режима после ликвидации отказа. Если послеаварийный режим потребителя обусловлен выходом из строя одного из трансформаторов, то его продолжительность будет определяться временем ремонта или замены поврежденного трансформатора.

Проведем параллель между режимами потребителя и режимами нагрузок трансформатора.

Режим систематических нагрузок трансформатора возникает в нормальном режиме схемы электроснабжения потребителя при условии, что в какие-то интервалы времени суток ток нагрузки трансформатора превышает номинальный.

Режим продолжительных аварийных перегрузок трансформатора возникает в послеаварийном режиме системы электроснабжения потребителя, когда один из трансформаторов находится в ремонте, а второй воспринял на себя его нагрузку, при условии, что температура наиболее нагретой части обмотки и температура масла превысили нормально допустимые значения, но остаются меньше предельно допустимых значений. При этом нет опасности термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора, но имеет место повышенный термический износ трансформатора. Поэтому величина и длительность продолжительных аварийных перегрузок трансформатора в послеаварийном режиме потребителя должны быть ограничены, например, за счет разгрузки трансформатора путем отключения части электроприемников на все время ремонта или только в часы суточного максимума нагрузки трансформатора. Таким образом, в общем случае режим продолжительных аварийных перегрузок трансформатора возникает в послеаварийном режиме системы электроснабжения потребителя после разгрузки трансформатора путем отключения части электроприемников.

Режим кратковременных аварийных перегрузок возникает вследствие увеличения мощности нагрузки трансформатора вследствие срабатывания АВР при аварийном отключении одного из трансформаторов в интервале времени от срабатывания АВР до разгрузки трансформатора при условии, что температура наиболее нагретой части обмотки или температура масла превысили предельно допустимые значения. В режиме реального времени режим кратковременных аварийных перегрузок является промежуточным режимом между нормальным и послеаварийным режимами потребителя.

Выбор числа трансформаторов рассмотрен в подразделе 7.2 настоящего пособия, выбор типа и исполнения трансформаторов — в подразделе 7.3, выбор мощности трансформаторов и проверка на допустимые перегрузки рассмотрены в подразделе 7.4.

Нагрузочная способность трансформатора – это свойство трансформатора нести нагрузку сверх номинальной при определенных условиях эксплуатации (предшествующей нагрузке трансформатора, температуре охлаждающей среды) называют нагрузочной способностью [12].

Режим допустимых систематических нагрузок. Режим систематических перегрузок допустим неограниченное время, если:

— износ изоляции за время цикла не превышает номинального (НРАСЧ < 24 часов);

— температура верхних слоев масла QМ <950С;

— температура верхней наиболее нагретой точки обмотки QННТ <1400С;

— наибольший ток нагрузки не более 1,5 IНОМ (КЗ.М<1.5).

Режим допустимых продолжительных аварийных перегрузок.Если износ изоляции за сутки НРАСЧ > 24 часов. то режим перегрузки относят к аварийным, Режим аварийных перегрузок допустим. если

–если продолжительность его за время цикла не превышает расчетную допустимую (ТПЕР<�ТДОП);

— температура верхних слоев масла QМ <1150С;

— температура верхней наиболее нагретой точки обмотки QННТ <1600С;

— наибольший ток нагрузки не более 2.0 (IНОМ (КЗ.М<2,0).

Режим допустимых кратковременных аварийных перегрузок – нормируется ПТЭЭП.

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100 длительность перегрузки, мин. 10

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60 длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5.

Ограничения тока и температуры при нагрузках, превышающих номинальную по ГОСТ

При нагрузке, превышающей номинальную, в ГОСТ 14209 [11] рекомендуется не превышать предельные значения тока и температуры, приведенные в таблице.

Предельные значения температуры и тока для режимов нагрузки, превышающей номинальную

Не следует превышать приведенные в таблице 6.3 предельные значения тока нагрузки, температуры наиболее нагретой точки обмоток и температуры масла в верхних слоях. Для распределительных трансформаторов мощностью не более 2500 кВ×А для режимов кратковременных аварийных перегрузок предельные значения температуры масла в верхних слоях и наиболее нагретой точки не установлены, так как на практике невозможно контролировать продолжительность аварийной перегрузки распределительных трансформаторов. Следует иметь в виду, что при температуре наиболее нагретой точки, превышающей 140-160 °С, возможно выделение пузырьков газа, снижающих электрическую прочность изоляции трансформатора.

13. Последовательность и предварительное определение мощности силовых трансформаторов.

Выбор оптимальной мощности трансформаторов должен производиться в соответствии с величиной и характером электрических нагрузок. При этом должны быть учтены как экономические требования (в нормальном режиме), так и возможные в эксплуатации кратковременные и длительные перегрузки.

Различают выбор мощности распределительных трансформаторов и трансформаторов ГПП.

Выбор мощности распределительных трансформаторов должен производиться на основании технико-экономических расчетов. Предварительный выбор мощности производится либо по удельной плотности нагрузки, либо по рекомендуемым коэффициентам загрузки..

Определение мощности трансформаторов по удельной плотности нагрузок производится для цехов при известной плотности нагрузки в кВА/(квадратный метр). При плотности нагрузки менее 0,2 кВА/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВА и менее. При плотности нагрузки 0,2 кВА/м2 и более целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600-2500 кВА.

Определение мощности трансформаторов по коэффициенту загрузки производится при отсутствии данных об удельной плотности нагрузок. В том числе, как для цехов, так и для промысловых объектов, При этом для трансформаторов распределительных подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:

— для объектов с преобладающей нагрузкой I категории при двухтрансформаторных подстанциях — 0,65-0,7;

— для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием трансформаторов — 0,7-0,8;

— для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования централизованного резерва трансформаторов и для цехов с нагрузками III категории — 0,9-0,95.

Предварительный выбор мощности трансформаторов ГПП и ПГВ следует производить в соответствии с нормами технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. При этом при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать работу предприятия на время замены выбывшего трансформатора с учетом возможного ограничения нагрузки без ущерба для основной деятельности предприятия и с использованием допустимой перегрузки трансформатора.

Наивыгоднейшая мощность трансформатора соответствует минимуму приведенных затрат, которые учитывают капитальные затраты на строительство и монтаж трансформаторных подстанций (включая стоимость трансформаторов) и текущие затраты, связанные с эксплуатацией, в том числе и стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

С другой стороны известно, что минимальные потери мощности в трансформаторе имеет место при коэффициенте загрузки

,

где РО

и
РК
— паспортные значения потерь мощности в стали (потери холостого хода) и в обмотках (нагрузочные потери). Для понижающих силовых трансформаторов, применяющихся в электрических сетях промышленных предприятий, значения
bЭ
находятся в интервале 0,36 — 0,59. Однако при такой низкой загрузке трансформаторов возрастает установленная мощность трансформатора, а следовательно и доля капитальных затрат на трансформаторы. Поэтому оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов
b
, учитывающий не только потери мощности в трансформаторе, ни и потери мощности в питающей сети, капитальные затраты на строительство и монтаж трансформаторных подстанций, как правило выше, чем
bЭ
. На стадии проектирования рекомендуется для трансформаторов ГПП
b
= 0,65-7 [13].

При этом номинальная мощность трансформаторов распределительных подстанций и трансформаторов ГПП определяется по выражению

, (6.1)

где ST

— полная расчетная мощность нагрузки, передаваемая через
N
трансформаторов, на пятый год эксплуатации.

Для ГППв качестве ST

рекомендуется принимать
расчетную(максимальную) мощность SР
(
SМ
) получасового максимума, а для всех остальных трансформаторов, в том числе для распределительных подстанций, — среднюю мощность
SСМ
за наиболее нагруженную смену.

При температуре охлаждающей среды, отличающейся от стандартной (20оС), при выборе номинальной мощности трансформатора должна быть учтена температура охлаждающей среды. Температура охлаждающей среды влияет на тепловой режим трансформатора, а, следовательно, и на допустимый коэффициент нагрузки. Если температура охлаждающей среды отличается от стандартной, а нагрузка трансформатора в течение некоторого времени значительно не изменяется, то при расчете допустимой нагрузки трансформатора в ГОСТ 14209 [11] рекомендуется пересчитать допустимый ток (мощность) нагрузки. При этом значение приемлемого коэффициента нагрузки b

в формуле (6.1) можно умножить на коэффициент учета температуры. Значения этого коэффициента для продолжительного режима приведены в таблице 6.1 для различных температур охлаждающей среды [11].

Таблица 6.1

Допустимые коэффициенты нагрузки для продолжительного режима при различных температурах охлаждающей среды

(охлаждение типа М. Д . ONAN, ON, OF

и
OD
)

В процессе работы нагрузка трансформатора может изменяться и в отдельные моменты времени может превышать номинальную. Для учета возможных в эксплуатации кратковременных и длительных перегрузок номинальную мощность трансформаторов целесообразно выбирать в следующей последовательности. Сначала предварительно рассчитывают целесообразную мощность трансформатора по (6.1) исходя из рекомендуемых коэффициентов нагрузки в нормальном режиме и намечают два варианта с номинальными мощностями (из стандартного ряда), ближайшими к рассчитанному значению. В общем случае целесообразно принимать ближайшую большую и ближайшую меньшую номинальные мощности. Однако, если расчетное значение номинальной мощности оказалось вблизи одного из стандартных значений, то может оказаться целесообразным принять стандартные значения номинальной мощности в обоих вариантах либо в большую, либо в меньшую сторону.

Выбранные трансформаторы проверяют:

— на допустимую систематическую нагрузку в нормальном режиме схемы электроснабжения;

— на допустимую кратковременную аварийную перегрузку (при срабатывании АВР) без учета разгрузки трансформатора;

— на допустимую продолжительную аварийную перегрузку в послеаварийном режиме схемы электроснабжения с учетом разгрузки трансформатора оперативным персоналом путем отключения части неответственных электроприемников (потребителей), если такое отключение возможно и допустимо для данного потребителя.

Допустимые систематические и аварийные перегрузки для масляных трансформаторов мощностью до 100 МВ·А включительно – установлены в ГОСТ 14209-97 [11], а для сухих трансформаторов и трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком — в стандартах или технических условиях на конкретные группы или типы трансформаторов.

Режим допустимых систематических нагрузок. Режим систематических перегрузок допустим неограниченное время, если:

— износ изоляции за время цикла не превышает номинального (НРАСЧ < 24 часов);

— температура верхних слоев масла QМ <950С;

— температура верхней наиболее нагретой точки обмотки QННТ <1400С;

— наибольший ток нагрузки не более 1,5 IНОМ (КЗ.М<1.5).

Режим допустимых продолжительных аварийных перегрузок.Если износ изоляции за сутки НРАСЧ > 24 часов. то режим перегрузки относят к аварийным, Режим аварийных перегрузок допустим. если

–если продолжительность его за время цикла не превышает расчетную допустимую (ТПЕР<�ТДОП);

— температура верхних слоев масла QМ <1150С;

— температура верхней наиболее нагретой точки обмотки QННТ <1600С;

— наибольший ток нагрузки не более 2.0 (IНОМ (КЗ.М<2,0).

Режим допустимых кратковременных аварийных перегрузок – нормируется ПТЭЭП.

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100 длительность перегрузки, мин. 10

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60 длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5.

Если трансформаторы в обоих вариантах проходят все проверки, то проводят технико-экономические расчеты и окончательное решение принимают на основе сопоставления вариантов по приведенным затратам.

14. Преобразование реальных суточных графиков нагрузки в эквивалентные им двухступенчатые прямоугольные графики

Для определения допустимости того или иного режима работы трансформатора необходимо строить кривые нагрева и оценивать его тепловой режим за время цикла. В инженерной практике и при проектировании кривые теплового нагрева не строят. Тепловой режим и износ изоляции трансформатора определяют косвенно по коэффициентам эквивалентного графика нагрузки.

При этом для проверки трансформаторов на перегрузку необходимо преобразовать реальный суточный график нагрузки в эквивалентный двухступенчатый. Форма двухступенчатого графика нагрузки приведена на рисунке 6.1. Реальный суточный график нагрузки и двухступенчатый должны быть эквивалентны по потерям мощности в трансформаторе. В этом случаи они будут эквивалентны и по температуре нагрева трансформатора, а следовательно и по скорости износа изоляции. На рисунке 6.1 К

1 и
К
2 – это две ступени нагрузки, причем
К
1 – это начальная или предварительная нагрузка
, К
2
—
максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки —
t
(или h) часов.

Рисунок 6.1 — Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки

Применяются как точные методы преобразования, так и приближенные.

Уточненный метод. Преобразование исходного суточного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный по потерям двухступенчатый прямоугольный график с представлением нагрузки в долях номинального тока (или номинальной мощности) выполняют в следующей последовательности.

Сначала график нагрузки представляют в относительных единицах: в долях номинального тока (или номинальной мощности)

На полученном графике нагрузки трансформатора проводят линию номинального тока l

н, (или номинальной мощности). При построении в относительных единицах эта линия соответствует
К
= 1 (рисунок 6.2).

В точках А

и
Б
пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки выделяется участок перегрузки продолжительностью h
’
.

Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбивают на т

интервалов длительностью D
t
(как правило D
t
= 30 мин.) и определяют начальную нагрузку
К1
эквивалентного графика

(7.2)

где S1, S2, Sm —

средние значения нагрузки на соответствующих интервалах Dt.

Участок перегрузки h’

на исходном графике нагрузки разбить на
р
интервалов Dh и определяется предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки

(7.3)

где , , —

средние значения нагрузки на соответствующих интервалах Dh.

Сравнивают значение с максимальным коэффициентом нагрузки Kmax

исходного графика: если , следует принять
K
2 = ; если же , следует принять
K
2
=
0,9
Кmax
, а продолжительность
h
перегрузки эквивалентного графика нагрузки рассчитать по формуле

(7.4)

Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит два близких по значению максимума различной продолжительности, значения h

и
К
2 определяются по максимуму большей продолжительности, а значение
К
1
—
как среднеквадратичное значение остальной нагрузки.

Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько последовательных близких максимумов, значения К

2 и
h
определяются из охвата всех максимумов, а значение K1 — как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки.

1 —

исходный график нагрузки,

2 —

эквивалентный прямоугольный график нагрузки

Рисунок 7.2 — Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный

Упрощенные методы преобразования реального графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый

В Упрощенных методах преобразования реального графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый коэффициент К2 максимума нагрузки принимается равным максимальному коэффициенту нагрузки реального графика, а длительность перегрузки и начальная нагрузка определяются графоаналитическим способом.

График нагрузки с одним максимумом.В этом случае значение t

следует определять, как показано на рисунке 6.2. Проводится горизонтальная прямая К2 , соответствующая максимальной нагрузке. Проводится (подбирается) прямая К1 и выбирается интервал времени t, так, чтобы между реальным графиком и эквивалентным двухступенчатым, выполнялись условия равенства площадей: 1=2+3+4 и a+b=c+d.

Выполнение первого из этих условий означает, что значение К1

определяют как среднее значение нагрузки для участка графика нагрузки без максимума. Выполнение второго из этих условий означает, что площадь прямоугольника со сторонами К1, t равна площади под максимумом реального графика нагрузки.

Рисунок 6.2— График нагрузки с одним максимумом