Ремонт и обслуживание трансформаторов

При проведении опыта однофазного  короткого замыкания у фазных двигателей ротор их замыкают накоротко  и затормаживают, а к двум фазам  статора подводят напряжение, равное 50—60% от номинального. Величина подводимого  напряжения во всех случаях проведения опыта короткого замыкания должна быть такой, чтобы ток в обмотках двигателя был номинальный. Продолжительность  опыта короткого замыкания нужно  сокращать до минимума.

Из данных опытов холостого  хода и короткого замыкания определяют номинальный кпд.

1.7 Надежность силовых трансформаторов

Требования к надежности силового трансформатора в большой  мере зависят от степени его влияния  на работу конкретной электростанции или электрической сети, энергосистемы  в целом [3].

Особенно высокие требования предъявляются к трансформаторам  большой мощности, входящим в состав блока «генератор-трансформатор». Работа блока зависит от работы блочного трансформатора и выход его из строя приводит к отключению блока, что может быть причиной развала энергосистемы. Для блоков АЭС невозможность выдавать мощность при работающем реакторе вообще является аварийной ситуацией [1]. Не меньшая ответственность за работу сети в целом лежит на крупных автотрансформаторах межсистемных связей и узловых подстанций.

Контроль состояния таких  трансформаторов выполняется наиболее полно, зарубежом наиболее совершенные  системы контроля обслуживают именно повышающие трансформаторы большой  мощности на электростанциях. Для таких  трансформаторов целесообразно  применять даже весьма сложные и  дорогие контрольно-диагностические  системы, например, автоматическую систему  отбора проб масла, анализа содержащихся в них газов и постановки диагноза, стоимость которой составляет до 10 % стоимости всего трансформатора [3].

Трансформаторы меньшей  мощности, как правило, легче резервируются, их выход из строя отражается на конкретных потребителях, но не на всей сети. Соответственно и системы контроля охватывают меньшее число выявляемых дефектов, основная оценка состояния  производится при периодических  обследованиях с отключением  трансформатора.

Но данным Генеральной  инспекции по эксплуатации РАО «ЕЭС России», доля повреждений при технологических  нарушениях в эксплуатации маслонаполненного  оборудования в 1996 г, составила 4,8, в 1997 1-5,4, а в 1998 г.-6,1 %, число повреждений с 1996 по 1999 гг. выросло на 143 % [4].

По данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис», анализ отказов трансформаторов  мощностью 80 МВ-А и выше и шунтирующих  реакторов в 1998- 1999 гг. «оказал, что  удельное число отказов в этот период для блочных трансформаторов  ТЭС и ГЭС составило 0,86 % в год, а аварий - 0,22 % в год (данные по 2030 трансформаторам). Удельная повреждаемость силовых трансформаторов магистральных линий оставили соответственно 1,5 и 0,25 %, региональных сетей - 1,5 и 0,48 %.

Близкие но значению результаты дает анализ надежности оборудования, проводимый ВИИИЭ. За 19924995 гг. удельная повреждаемость из-за отказа силовых  трансформаторов классов напряжения 330-750 кВ составляла 2,2 % в год (аварийные  выходы из строя составляли примерно половину случаев).

Силовые трансформаторы имеют  меньшую повреждаемость, чем другие виды основного оборудования. Так, наиболее распространенные турбогенераторы  типа ТВВ мощностью 160-800 МВт за 19924996 гг. имели удельную повреждаемость из-за отказа 25-40% на генератор в год, гидрогенераторы мощностью 60 МВт  и выше -7,3 % на генератор в год, маслонаполненное оборудование - около 5 % в год на аппарат [1].

Та же закономерность свойственна  зарубежным трансформаторам, например данные компании 81еп1епз/Ки/и показывают, что доля простоев из-за повреждений  генератора в 7-8 раз выше, нем из-за повреждений блочного трансформатора.

Суммарная мощность силовых  трансформаторов в энергосистемах СНГ на всех уровнях напряжений за счет нескольких ступеней трансформации  в 6-6,5 раза превышает установленную  мощность генераторов, Так как повреждаемость трансформаторов непосредственно  влияет на. надежность энергосистемы  в целом, понятно особое внимание к поддержанию их работоспособности. Этого требует и статистика повреждений: аварии по вине трансформаторов в  электрических сетях вызывают 80-90 % недоотпуска электроэнергии, а  на электростанциях - 10-20 %.

1.8 Дефекты силовых трансформаторов

Силовой трансформатор является ответственным элементом сети, на работу которого влияют как сильные  внешние воздействия, так и анормальные  режимы работы энергосистемы. Рассмотрим эти воздействия и их последствия.

Грозовые  и коммутационные перенапряжения, вызывающие повреждения главной   и   витковой   изоляции   при   недостаточных   запасах   их   электрической прочности.

Повышения рабочего напряжения из-за некомпенсированной емкости ВЛ СВН и УВН, приводящие к перевозбуждению трансформаторов.

Длительное повышение  напряжения становится в последнее  время весьма актуальным.

Недостаточный объем  средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сетях 330-750 кВ ЕЭС стран СНГ  в условиях спада производства электроэнергии в последние годы создает трудности  с поддержанием допустимых уровней  напряжения, особенно в режимах минимальных  нагрузок. Подъем напряжения из-за недостаточной  компенсации на ВЛ 500 кВ может достигать 550 кВ. Повышение напряжения ведет  к длительному перевозбуждению  магнитопровода.

Еще один неблагоприятный  фактор в нынешних сетях 330-750 кВ -распространенная практика неиспользования устройств  РПН (или использования его только для сезонных переключений). В таких  случаях к возможному перевозбуждению  от некомпенсированных линий может  добавиться еще 3-5 % и оно станет еще  более опасным.

Перевозбуждение магнитной системы вызывает повышенный нагрев как самого сердечника, так  и конструкционных стальных деталей, что опасно для контактирующей с  ними изоляции.

Токи  КЗ, оказывающие ударные механические воздействия на обмотки. Серьезным влиянием со стороны сети является воздействие на трансформатор токов КЗ, вызывающих деформацию обмоток при их динамической нестойкости. В настоящее время такие повреждения трансформаторов занимают заметное место. По расчетам примерно 1,7 % автотрансформаторов 220-500 кВ I раз в год может подвергаться опасным воздействиям тока КЗ, особо опасных для автотрансформаторов е пониженной электродинамической стойкостью. Такая группа «риска» оценивается в 25 % общего количества автотрансформаторов 330-750 кВ подстанций стран СНГ [8].

Токи  намагничивания при включении, вызывающие повреждения обмоток из-за электрических  и механических переходных процессов. Включение трансформатора в сеть само но себе является причиной броска тока при намагничивании сердечника. Так, из-за броска тока при включении со стороны ВН трансформатора блока АЭС мощностью 1000 МВ-А на несколько секунд для генераторов создается режим форсировки возбуждения. Бросок тока включения зависит в первую очередь от остаточной индукции в сердечнике трансформатора, которая в свою очередь зависит от конструкции сердечника. Разрабатываются способы ликвидации и снижения бросков тока.

Сейсмические  воздействия на трансформатор. Большое внимание в последнее время уделяется сейсмостойкости мощных трансформаторов, разработке методов испытания их на сейсмостойкость. Примером трансформатора с повышенной сейсмостойкостью может служить трансформатор для Рогунской ГЭС, спроектированный ПО «Запорожтрансформатор». Он рассчитан на сейсмичность до 9 баллов по 12-балльной шкале.

Воздействия геомагнитных токов на трансформатор. После нескольких серьезных аварий трансформаторов в сетях Северной Америки были исследованы воздействия геомагнитных бурь, вызывающих появление в длинных линиях токов порядка сотен ампер очень низкой частоты, которые действуют аналогично постоянному току. Это относится к протяженным ЛЭП, ориентированным в меридиональном направлении. Геомагнитные токи в первую очередь воздействуют на измерительные трансформаторы тока, что ведет к массовым ложным срабатываниям релейной зашиты. Однако при анализе последствий таких аварий отмечались также и местные перегревы массивных деталей и бака силовых трансформаторов из-за перенасыщения сердечника при протекании больших постоянных токов по обмотке [1].

Перегрузка  трансформатора по току. Большое влияние на срок службы трансформатора из-за старения изоляции оказывает режим нагрузки. Максимально допустимую температуру наиболее нагретых точек определяют два ограничивающих фактора старение целлюлозно-бумажной изоляции под воздействием продолжительного нагрева и возникновение газовых пузырьков на поверхности бумажной изоляции при быстром повышении температуры. Например, по рекомендациям института электроэнергетики США ЕРШ кратковременно допускается температура 180°С, выше которой возможно возникновение пузырьков газа; продолжительно допускается температура 140 °С, выше которой существует опасность быстрого старения бумажной изоляции. Большинство зарубежных специалистов считают возможным допускать температуру не выше 140°С из общих соображений надежности трансформатора.

Влияние тепловых перегрузок для украинских трансформаторов  не критично для условий нашей  страны с зимним максимумом нагрузки и сравнительно холодным климатом. При правильном выборе трансформаторов  классический тепловой износ витковой изоляции на практике не проявляется. Кроме того, нагрузки наших трансформаторов  за последние пять лет из-за резкого  спада промышленного производства снизились в среднем с 60-70 % до 20-40 %. Сохранилось незначительное количество подстанций с нагрузками 60-70 %.

Имевшие место 30-35 лет назад многочисленные аварии из-за полного теплового износа витковой изоляции торцевых частей обмоток трансформаторов 110-500 кВ происходили при нагрузке ниже номинальной и были обусловлены  грубым дефектом конструкции обмоток.

Опасные тепловые воздействия перегрузок, особенно в  жаркое время года, могут стать  причиной повреждений герметичных  вводов ВН, нижняя часть которых находится в наиболее нафетых верхних слоях масла. Такие повреждения, характерные образованием внутри покрышки желтого налета, наблюдались в последнее время довольно часто.

Виды дефектов силовых трансформаторов

Трансформаторы  входят в состав основного оборудования электростанций, повышающих, понижающих и распределительных подстанций, различного вида преобразовательных устройств  и т.д. Различное назначение, нередко  связанное с различиями в конструкции, разнообразные условия работы и  другие особенности требуют различного подхода к эксплуатации трансформаторов [9].

Но где бы ни находились и как бы ни эксплуатировались  трансформаторы, "болезни" у них, как правило, общие. Уровень эксплуатации определяет не характер возможных повреждений, а возможность как можно более  раннего выявления проявляющихся  отклонений от нормы, проведения требуемого объема профилактических работ, качественного  ремонта. Естественно, что чем выше уровень эксплуатации, тем меньше неприятностей доставляют трансформаторы.

Рассмотрим наиболее характерные повреждения, которые  могут возникнуть в любых масляных трансформаторах. Повреждения или  отклонения от нормального режима работы могут быть вызваны различными причинами; недоработкой конструкции, скрытыми дефектами  изготовления, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа или правил эксплуатации, некачественным ремонтом. В большинстве  случаев повреждение происходит не сразу, а после более или  менее длительного воздействия  неблагоприятного фактора. Своевременное  выявление возникающего дефекта  позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.

Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансформаторов  напряжением 110 кВ и более является повреждение высоковольтных вводов [10]. В настоящее время эксплуатируются негерметичные и герметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией.

Наиболее слабым узлом негерметичных вводов является система защиты масла от воздействия  влаги с помощью масляного  гидрозатвора и силикагелевого воздухоосушителя. При длительной эксплуатации, особенно в случае несвоевременной замены силакагеля, масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в  результате чего могут возникнуть частичные  разряды в масле. В дальнейшем по поверхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый "ползущий" разряд, при приближении которого к заземленной части происходит пробой изоляции с возникновением короткого  замыкания.

Герметичные вводы  менее трудоемки в эксплуатации и более надежны, чем негерметичные. В первые годы эксплуатации наблюдались  повреждения вводов из-за образования  алюминиевой пыли в сильфонах  баков давления.

Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение  герметичности в зоне крепления  верхней контактной шпильки. При  неплотностях влага может из атмосферы  просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора. Другим распространенным видом повреждения  трансформаторов является повреждение  устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Нарушения в  контактной системе избирателя могут  возникать от неправильной регулировки  контактов (недостаточное или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на контактах пленки окисла при редких переключениях  и несвоевременно выполненных прокрутках устройства, при нарушениях в кинематической схеме.

Контактор устройства РПН может повреждаться при неправильной регулировке его контактной системы  и кинематической схемы, а также  вследствие несвоевременной замены трансформаторного масла [9]. Время  между срабатыванием вспомогательных  и дугогасящих контактов контактора при переключении исчисляется десятыми долями секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дугогасящие свойства, процесс гашения дуги затягивается и соседние отпайки (ответвления) регулировочной обмотки трансформатора могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора.