Номинальный режим работы

Номинальным режимом работы трансформатора называют режим, для которого предназначен трансформатор заводом-изготовителем. Условиями, определяющими номинальный режим работы трансформатора , являются: номинальные напряжения, мощность, токи и частота, обозначенные на его щитке, а также номинальные условия охлаждающей среды.

Номинальные напряжения обмоток

Номинальными напряжениями обмоток трансформаторов называют те напряжения, при которых они предназначены для нормальной работы. У понижающих трансформаторов номинальные напряжения первичных обмоток равны номинальным напряжениям соответствующих электросетей, т. е. электроприемников.

У повышающих, а также у понижающих трансформаторов, присоединяемых непосредственно к сборным шинам или выводам генераторов, номинальные напряжения первичных обмоток на 5% выше номинальных напряжений соответствующих электросетей. У вторичных обмоток номинальным называют междуфазное напряжение, получаемое на зажимах вторичных обмоток трансформатора при его холостом ходе и подведении к зажимам первичной обмотки номинального первичного напряжения.

Превышение напряжения, подводимого к зажимам основного вывода или какого-либо ответвления первичной обмотки, допускается не выше +5% напряжения, указываемого на заводском щитке трансформатора для основного вывода или для данного ответвления.

Номинальная мощность

Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую трансформатор может быть непрерывно нагружен в течение всего своего срока службы, нормально принимаемого равным порядка 20 - 25 годам.

Номинальная мощность трансформатора связана с температурными условиями, т. е. зависит от допустимой температуры нагрева его обмоток, от условий охлаждения трансформатора и т. д. Ознакомимся более подробно с этими температурными условиями.

Большинство трансформаторов имеет масляное охлаждение («масляные» трансформаторы). У таких трансформаторов магнитопроводы с обмотками находятся в стальных баках, залитых трансформаторным маслом, являющимся минеральным изоляционным маслом, полученным из нефти. Тепло, выделяющееся в обмотках и магнитопроводе трансформатора в процессе его работы, с помощью масла передается охлаждающей трансформатор среде - воздуху (воздушное охлаждение) или воде (водяное охлаждение).

Для масляных трансформаторов с воздушным охлаждением, установленным в местностях, где наивысшая температура воздуха достигает +35° С, среднее превышение температуры обмоток над температурой воздуха не должно превосходить +70° С (измеренное методом сопротивления). Для отечественных трансформаторов превышение температуры обмоток, равное +70°С, соответствует их номинальной нагрузке. При температуре воздуха +35° С средняя температура нагрева обмоток трансформатора составляет при этом 70°+35° = 105° С.

Если в эксплуатации температуру нагрева обмоток трансформатора постоянно поддерживать равной +105° С, то, как показывают исследования заводов-изготовителей, срок его службы не превысит нескольких лет. Однако при номинальной нагрузке трансформатора температура нагрева обмоток +105° С будет постоянной только в том случае, если постоянной будет температура воздуха, равная +35°С.

В действительности же температура окружающего воздуха никогда не бывает постоянной, а изменяется как в течение суток, так и в течение года, поэтому и температура нагрева обмоток трансформатора изменяется в пределах от + 105° С до некоторого меньшего значения. При этом срок службы трансформатора, естественно, удлиняется. Поэтому указанную выше наибольшую температуру обмоток + 105° С следует понимать как верхний предел средней измеренной по сопротивлению температуры, допустимой для безопасной работы трансформатора на несколько часов в сутки в те сравнительно немногие дни, когда температура окружающего воздуха достигает максимума +35° С.

У трансформаторов без принудительной циркуляции масла наибольшее превышение температуры верхних слоев масла (у крышки) над температурой окружающего воздуха не должно превышать 60° С. При температуре окружающего воздуха +35° С это соответствует наибольшей наблюдаемой (по термометру) температуре масла +95° С. Для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла, например с масловодяным охлаждением, температура масла на входе в маслоохладитель допускается не выше 70° С. Для трансформаторов с масловоздушным охлаждением максимально допустимая температура масла указывается заводом-изготовителем.

Учитывая сказанное, под номинальной мощностью трансформатора следует понимать мощность, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор, установленный на открытом воздухе, при номинальных температурных условиях охлаждающей среды, при воздушном охлаждении определяемых как температура воздуха, естественно изменяющаяся на протяжении года. При других видах охлаждения номинальные температурные условия охлаждающей среды указываются заводами-изготовителями трансформаторов.

Отметим, что раньше номинальную мощность трансформаторов, устанавливаемых на открытом воздухе, пересчитывали в зависимости от среднегодовой температуры охлаждающего воздуха. В результате пересчета при среднегодовой температуре окружающего воздуха меньше +5° С номинальную мощность трансформатора увеличивали, а при среднегодовой температуре больше +5° С, наоборот, уменьшали.

Исследования влияния вязкости масла на охлаждение трансформаторов показали, что подобного пересчета делать не надо, так как при пониженной температуре воздуха вязкость масла возрастает, вследствие чего ухудшается теплоотдача от обмоток, а при повышенной температуре воздуха, наоборот, вязкость масла уменьшается, а теплоотдача от обмоток трансформатора увеличивается.

Кроме установки на открытом воздухе, трансформаторы с воздушным охлаждением часто размещают в закрытых неотапливаемых помещениях - камерах, в которых обычно предусматривают естественную вентиляцию с подводом холодного воздуха и отводом нагретого воздуха через специальные вентиляционные отверстия соответственно в нижней и верхней частях камеры. Несмотря на вентиляцию, условия охлаждения трансформаторов в камерах все же хуже, чем установленных на открытом воздухе, что несколько снижает их срок службы. Однако трансформаторы, установленные в камерах с естественной вентиляцией, разрешается при среднегодовых температурах воздуха в камере до 20° С непрерывно нагружать на их номинальную мощность.

Номинальными токами первичной и вторичной обмоток трансформатора называют токи, определенные по номинальным мощностям соответствующих обмоток.

Под номинальной нагрузкой понимают нагрузку, равную номинальному току.

В режиме работы трансформатора без перегрузки при любых положениях переключателя ответвлений, а также при любых значениях подведенного к первичной обмотке напряжения (но не выше +5% величины напряжения данного ответвления) вторичная обмотка трансформатора может быть нагружена не выше ее номинального тока.

Общие сведения

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока одного напряжения в другое. В городских распределительных сетях применяются, как правило, трансформаторы, понижающие напряжение до значений, целесообразных и допустимых по условиям подвода электроэнергии к потребителям.
По числу фаз трансформаторы разделяются на однофазные и трехфазные, по количеству обмоток различного напряжения – на двухобмоточные и трехобмоточные. Существуют также трансформаторы с расщепленными обмотками, обычно имеющие две одинаковые обмотки низшего напряжения.
Основными электрическими параметрами трансформаторов являются:

• номинальная мощность Sном, т.е. значение полной мощности, на которую непрерывно в течение всего срока службы может быть нагружен трансформатор при номинальном напряжении и номинальных температурных условиях охлаждающей среды. Для двухобмоточных трансформаторов эта мощность соответствует мощности каждой из его обмоток. Для трехобмоточных трансформаторов, обмотки которых могут иметь разные мощности, за номинальную принимается мощность наиболее мощной обмотки. Для трансформатора с расщепленной обмоткой за номинальную принимается мощность обмотки высшего напряжения. Номинальные мощности двух расщепленных обмоток одинаковы и равны половине номинальной каждая;
• номинальные напряжения обмоток Uном, соответствующие напряжениям холостого хода. При работе под нагрузкой с номинальным напряжением первичной обмотки напряжения других обмоток будут меньше своих номинальных значений на величину потери напряжения в трансформаторе. По номинальным напряжениям обмоток определяются: коэффициент трансформации двухобмоточного трансформатора как отношение номинального напряжения обмотки высшего напряжения ВН к номинальному напряжению обмотки низшего напряжения НН; коэффициенты трансформации каждой пары обмоток трехобмоточного трансформатора как отношения соответствующих номинальных напряжений;
• номинальный ток обмотки Iном – ток, определяемый по номинальной мощности и номинальному напряжению обмотки. Для трехфазного трансформатора номинальный ток обмотки
  

  Где S ном – номинальная мощность трансформатора; U ном – номинальное междуфазное (линейное) напряжение обмотки;

• напряжение короткого замыкания , характеризующее полное сопротивление трансформатора и определяющее величину падения напряжения в его обмотках. Оно обычно выражается в процентах по отношению к номинальному напряжению и обозначается как uк%. Так как реактивное сопротивление трансформатора значительно выше активного, то величина напряжения КЗ в основном зависит от реактивной (индуктивной) составляющей сопротивления, т.е. от конструкции и параметров магнитопровода, количества витков обмоток и взаимного расположения последних. В трехобмоточном трансформаторе напряжение короткого замыкания определяется для каждой пары его обмоток. В трансформаторе с расщепленной обмоткой имеются два напряжения короткого замыкания: u к.вн и u к.нн. По существу у двухобмоточного трансформатора
  
  

  Есть сопротивление короткозамкнутого трансформатора в Ом, разделенное на его номинальное сопротивление, равное
  
  
  

• номинальный ток холостого хода Iх, характеризующий потери электрической мощности на намагничивание магнитопровода трансформатора (потери в стали). Он обычно выражается в процентах по отношению к номинальному току трансформатора и зависит от магнитных свойств стали магнитопровода, конструкции и качества его сборки, а также от величины магнитной индукции в сердечнике;
• потери короткого замыкания Рк (потери в меди), соответствующие режиму полной нагрузки трансформатора и характеризующие экономичность его работы. Эти потери определяются параметрами обмоток трансформатора (материал, сечение и длина провода) и протекающим по ним током. Потери КЗ являются переменной cоcтавляющей полных потерь мощности, так как изменяются в зависимости от нагрузки трансформатора. Потери мощности указываются в киловаттах, а их относительная, по отношению к номинальной мощности, величина уменьшается с увеличением этой мощности;
• потери холостого хода Рх (потери в стали на вихревые токи и перемагничивание), соответствующие режиму работы при номинальном напряжении и также являющиеся одним из показателей экономичности работы трансформатора. Эти потери указываются в киловаттах и создаются в основном вихревыми токами в магнитопроводе трансформатора, не зависят от его нагрузки и являются постоянной составляющей полных потерь мощности (влиянием напряжения на величину потерь в стали обычно пренебрегают);
• схема соединения обмоток . Обмотки ВН напряжением 35 кВ и выше соединяют в звезду, так как при этом удешевляется междувитковая изоляция, которую можно выполнить из расчета на фазное, а не на линейное напряжение. Обмотки НН напряжением 6-10 кВ чаще соединяют в треугольник, что позволяет рассчитывать сечение обмотки на фазный, а не на линейный ток,. Кроме того, соединение в треугольник способствует уменьшению искажений симметрии линейных напряжений при неравномерной загрузке фаз;
• группа соединения обмоток . Группа соединения обмоток трансформатора определяется углом, отсчитываемым по часовой стрелке от вектора первичного напряжения к одноименному вектору вторичного напряжения. Этот угол может меняться от 0 до 360 градусов через каждые 30 градусов. Номер группы определяется делением угла сдвига на 30 градусов. В результате получается 12 вариантов номера группы соединения от 0 до 11 через 1. Так как количество часовых делений циферблата часов также равно 12, а разница между каждой соседней парой этих делений равна 30 градусам, принято номер группы соединения определять по часовой системе. При этом вектор первичного напряжения принимается за большую стрелку часов, а жестко связанный с ним одноименный вектор вторичного напряжения – за маленькую стрелку. При установке первичного вектора – стрелки на 12 часов вторичный вектор-стрелка укажет на циферблате время в качестве номера группы соединения.

Условные обозначения трансформаторов состоят из двух частей. В первой буквенной части указываются по порядку:

• число фаз . Для однофазных трансформаторов используется буква О, для трехфазных – буква Т;
• вид охлаждения . Для масляных трансформаторов при естественной циркуляции воздуха и масла используется буква М, при принудительной циркуляции воздуха (вентиляторы) и естественной масла – буква Д, при принудительной циркуляции воздуха (вентиляторы) и масла (насосы) – буквы ДЦ, при принудительной циркуляции охлаждающей масло воды и естественной циркуляции масла – буквы МВ, при принудительной циркуляции охлаждающей масло воды и масла – буква Ц. У сухих трансформаторов (с воздушным охлаждением) вторая буква обозначения – С.
• вид исполнения . Для трехобмоточных трансформаторов используется буква Т (третья буква в обозначении), для трансформаторов с регулировкой напряжения под нагрузкой – буква Н, для трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения – буква Р (ставится после буквы, обозначающей число фаз).
  Вторая, цифровая часть условных обозначений, имеет вид дроби, в числителе которой указывается номинальная мощность трансформатора в кВА, а в знаменателе – класс напряжения обмотки ВН в кВ.

Условное обозначение трансформатора, его заводской номер, основные параметры, схема и группа соединений обмоток а также некоторые другие данные указываются на заводской табличке, прикрепляемой к каждому трансформатору. Заводской номер дополнительно выбивается на крышке бака около ввода А и на верхней полке ярмовой балки со стороны выводов обмотки низкого напряжения.
Вводы трансформаторов маркируются следующим образом: для обмоток ВН используются заглавные буквы, для обмоток НН – прописные, начала обмоток обозначаются буквами А В С (а в с) , концы – X Y Z (x y z) .

Элементы конструкции трансформаторов

Основные элементы конструкции трансформатора – это магнитопровод, обмотки, бак с расширителем, выводы обмоток всех напряжений, детали изоляции, устройства для регулирования напряжения, приборы контроля и защиты (рис. 6.1.).
Магнитопровод – это магнитная система, по которой замыкается основной магнитный поток трансформатора. Одновременно он служит основой для установки и крепления обмоток, отводов от них и переключателей и состоит из стержней и ярем, которые создают замкнутую магнитную цепь. Полностью собранная магнитная система со всеми конструктивными и крепящими элементами носит название остова. Для уменьшения вихревых токов, создающих потери мощности в самом трансформаторе, магнитопровод собирается из листов электротехнической стали, изолированных друг от друга лаком.
Обмотки трансформатора выполняются, исходя из требований электрической прочности и термической и динамической стойкости. Изоляция обмоток относительно друг друга и заземленного магнитопровода называется главной, так как рассчитывается на рабочее напряжение; изоляция между витками, слоями витков и катушками обмоток называется продольной. Проводники, соединяющие обмотки с другими элементами конструкции, называются отводами .
Единая конструкция, состоящая из остова, обмоток и отводов называется активной (выемной) частью трансформатора. Активная часть помещается в бак, обычно залитый маслом, играющим основную роль охладителя и попутную – изолятора. На крышке бака устанавливается расширитель , необходимый для уменьшения площади соприкосновения масла с воздухом. Объем расширителя должен быть таким, чтобы уровень масла при изменении температуры окружающей среды всегда был выше крышки бака трансформатора. Кроме того, расширитель выполняет роль антиокислителя, ограничивая площадь соприкосновения масла с воздухом. Бак соединяется с расширителем с помощью маслопровода.
В маслопровод, соединяющий бак и расширитель, встраивается газовое реле для защиты трансформатора от внутренних повреждений, сопровождающихся интенсивным выделением газов. На крышке бака крепятся вводы обмоток , привод переключателя для регулирования напряжения, термометр для контроля температуры верхних слоев масла, предохранительная труба для защиты бака трансформатора от разрыва при недопустимом повышении давления внутри него, вызванном интенсивным выделением газов.
Трансформатор также оснащается устройствами охлаждения (радиаторы, вентиляторы, насосы, водяные охладители), термосифонным фильтром для удаления продуктов окисления масла, лестницей с площадкой для осмотра расширителя и крышки бака, устройствами релейной защиты, автоматики и сигнализации .

Эксплуатация трансформаторов

Режимы работы трансформаторов

Нормальные режимы работы трансформатора

Исходным для характеристики нормальных режимов является номинальный режим, т.е. такой, при котором сохраняются номинальные значения напряжения, частоты, тока и номинальные условия охлаждающей среды и места установки. Очевидно, что в процессе эксплуатации возникают те или иные отклонения от номинального режима.
Повышения тока сверх номинального значения приводит к перегрузкам трансформатора, которые делятся на две группы: аварийные и систематические (повторяющиеся). Допустимость перегрузок определяется нагрузочной способностью трансформатора, заложенной в его конструкцию.
Аварийные перегрузки бывают кратковременные и длительные. Кратковременные аварийные перегрузки сверх номинального тока регламентируются следующей табл.6.1 .

Таблица 6.1

Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов

Таблица применима к трансформаторам с любой системой охлаждения независимо от значения и длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки трансформатора
Длительные аварийные перегрузки масляных трансформаторов допускаются в соответствии со следующим правилом: трансформатор можно перегружать на 40 % сверх номинального тока в течение не более пяти суток подряд на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки при условии, что коэффициент предшествующей нагрузки не превышает 0,93.
Для сухих трансформаторов длительные аварийные перегрузки устанавливаются заводскими инструкциями.
Систематические перегрузки, в отличие от аварийных, не являются вынужденными, и допускаются сознательно, исходя из понятия нормативного срока службы трансформатора, напрямую связанного с нормативным износом продольной изоляции его обмоток, рассчитываемых для номинального режима. В эксплуатации режимы работы трансформатора отличаются от номинального, причем в периоды работы с недогрузом износ изоляции понижается по сравнению с расчетным, и если при этом не допускать перегрузов трансформатора, срок службы изоляции может значительно превысить нормативный, что экономически нецелесообразно. Поэтому в случае необходимости можно допускать перегрузки трансформатора, но такие, чтобы повышенный износ изоляции в часы перегрузок компенсировался бы таким ее недоизносом в часы пониженных нагрузок, что срок службы изоляции оставался близким к расчетному.
Систематические перегрузки могут быть обусловлены как недогрузкой по суточному графику, так и сезонной недогрузкой. Допустимые значения систематических суточных перегрузок определяются по графикам нагрузочной способности в зависимости от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды, постоянной времени нагрева трансформатора и вида системы охлаждения.
Сезонные систематические перегрузки регламентируются следующим правилом: если максимум среднего графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается перегрузка трансформаторов в размере 1% на каждый 1% летней недогрузки, но всего не более чем на 15%, причем суммарная систематическая перегрузка (суточная и сезонная) не должна превышать 50%.
Работа трансформатора с повышенным сверх номинального напряжением регламентируется правилом: допускается длительное 5% и кратковременное (не более 6 часов в сутки) 10% повышение напряжения при нагрузке, не превышающей номинальную. При нагрузке, не превышающей 25% номинальной, допускается длительное повышение напряжения до 10% сверх номинального.
Несимметрия нагрузки или параметров электрической сети являются причинами несимметричного режима работы трансформатора, допустимость которого определяется расчетом. Предельным случаем несимметричного режима является работа трансформатора двумя фазами (асимметричный режим). На практике для работы двумя фазами пригодны только трансформаторы с двумя схемами соединения обмоток: звезда с заземленной нейтралью на стороне ВН и треугольник на стороне НН либо треугольник на обеих сторонах. Так как ток в заземленной нейтрали трансформатора, работающего двумя фазами, может в 1,73 раза превысить ток трансформатора, такой режим допустим только при надежном заземлении нейтрали, рассчитанном на длительное протекание указанного тока. Поврежденную фазу трансформатора допускается оставлять под напряжением только в том случае, если повреждение является обрывом. Располагаемая мощность трансформатора в несимметричном режиме уменьшается с увеличением асимметрии токов и находится в пределах от 58 до 66,7 % его номинальной мощности. Для снижения несимметрии токов рекомендуется параллельно неполнофазному трансформатору включать трансформатор, работающий тремя фазами. При этом следует помнить, что у полнофазного трансформатора в наибольшей степени загружается фаза, отсутствующая у неполнофазного. Суммарная располагаемая мощность обоих трансформаторов может быть при этом повышена за счет установки на них неодинаковых коэффициентов трансформации: у полнофазного понижающего трансформатора он должен быть больше, чем у неполнофазного.
В соответствии с Правилами технической эксплуатации ток в нейтрали сухого трансформатора не должен превышать 25% от номинального тока обмотки трансформатора.

Параллельная работа трансформаторов

Для включения трансформаторов с одинаковыми номинальными напряжениями на всех сторонах на параллельную работу необходимо обеспечить соблюдение следующих условий:

• тождественность схем и групп соединений обмоток;
• равенство коэффициентов трансформации;
• равенство напряжений КЗ.

Наиболее жестким является первое условие. Включение на параллельную работу трансформаторов с разными группами соединений может привести к катастрофическим последствиям: при этом по трансформаторам могут проходить уравнительные токи, близкие к токам трехфазного КЗ на выводах трансформатора . Следует подчеркнуть, что основные быстродействующие защиты трансформаторов – продольные дифференциальные – не реагируют на данные токи и трансформаторы будут отключены резервными максимальными токовыми защитами, имеющими значительные выдержки времени. Электродинамические силы, обусловленные указанными токами, могут вызвать смещение обмоток и другие повреждения трансформаторов; кроме того, может иметь место перегрев обмоток уравнительными токами. По этим причинам при включении трансформаторов даже с одинаковыми группами соединения на параллельную работу необходимо выполнить фазировку .
Второе и третье условия являются менее жесткими, однако необходимо учитывать также ограничение по уравнительному току между трансформаторами. Поэтому допускается параллельная работа трансформаторов с такими отступлениями от двух последних условий, при которых ни одна из обмоток не перегружается.
Кроме того, необходимо учитывать четвертое условие – рекомендуется не включать параллельно трансформаторы, мощности которых различаются более чем в три раза.
Несоблюдение любого из перечисленных выше условий (кроме первого) приводит к возникновению уравнительного тока, протекающего между трансформаторами, что влечет за собой непропорциональное их номинальным мощностям распределение нагрузки. В результате при номинальной загрузке одного из трансформаторов второй оказывается недогруженным и общая располагаемая мощность трансформаторов становится ниже суммы их номинальных мощностей.
На практике возможно параллельное включение трансформаторов, имеющих неравные напряжения КЗ. При этом добиваются компенсации уравнительного тока, обусловленного неравенством напряжений КЗ, путем создания уравнительного тока, обусловленного неравенством коэффициентов трансформации. Полная компенсация этих двух токов возможна только для конкретного значения нагрузки. При отклонении от этого значения компенсация нарушается, и необходимо подбирать другие значения коэффициентов трансформации. Поэтому данный способ параллельного включения трансформаторов рекомендуется использовать при относительно стабильной нагрузке подстанции.

Включение и отключение трансформатора

Включение трансформатора, как правило, производится со стороны питания на холостом ходу толчком на полное напряжение сети.
При таком включении трансформатора возникает переходный процесс, обусловленный изменением магнитного потока в сердечнике от начального значения до установившегося. Начальное (остаточное) значение потока может достигать половины его номинального значения. При большом остаточном значении потока, совпадающем по знаку с потоком, возникшему при включении, амплитуда суммарного потока в сердечнике через половину периода достигает 2,5 – кратного значения амплитуды нормального потока. Такое увеличение суммарного потока приводит к насыщению стали магнитопровода и значительному (вследствие нелинейного характера кривой намагничивания стали), до 100 раз, возрастанию намагничивающего тока трансформатора.
В результате включение трансформатора в течение нескольких десятков периодов сопровождается протеканием повышенного тока. Это явление называют броском намагничивающего тока трансформатора . Намагничивающий ток при этом может значительно превышать номинальный ток трансформатора, оказывая на последний такое же воздействие, как и ток КЗ. Возникают электродинамические усилия в обмотках и других элементах конструкции, появляются условия для ложного срабатывания релейной защиты. Поэтому быстродействующие токовые защиты трансформатора (в том числе продольная дифференциальная) должны отстраиваться от броска намагничивающего тока.
Отключение трансформатора производится сначала со стороны нагрузки с помощью выключателей, а затем – со стороны питания. Допускается производить отключение холостого хода силового трансформатора разъединителями, если последние на это рассчитаны.

Диагностика состояния трансформаторов

Повреждения или отклонения от нормального режима работы, возникающие в силовых трансформаторах, могут быть вызваны недоработкой конструкции, скрытыми дефектами, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа, эксплуатации или некачественным ремонтом. Своевременное выявление возникающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.
Наиболее характерными повреждениями трансформаторов являются следующие: повреждение обмоток и изоляции, активной стали, фарфоровой и внутренней изоляции вводов, контактов устройства для регулирования напряжения, вспомогательных узлов и устройств.
Диагностика состояния трансформатора носит комплексный характер: она осуществляется на стадии изготовления трансформатора, перед вводом его в работу и в процессе эксплуатации. После окончания монтажа перед вводом в работу проводятся испытания в объеме, предусмотренном ПУЭ: определение условий включения трансформатора, измерение характеристик изоляции и сопротивления обмоток постоянному току, проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы, испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением, проверка состояния силикагеля, фазировка трансформатора, испытание трансформаторного масла, испытание включением толчком на номинальное напряжение.
Все работы по диагностике трансформаторов в процессе его эксплуатации делятся на четыре группы:

• не требующие прикосновения к работающему трансформатору;
• не требующие отключения, но связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам;
• выполняемые на отключенном трансформаторе;
• выполняемые на трансформаторе, выведенном в ремонт.

К первой группе работ относятся периодические внешние осмотры с контролем за показаниями сигнальных устройств и средств контроля и измерения. При периодических осмотрах проверяется следующее:

• состояние внешней изоляции, т.е. изоляторов вводов: нет ли на них трещин или сколов фарфора, какова степень загрязнения поверхности, не наблюдается ли коронирование;
• исправность измерительных приборов, термометров, маслоуказателей, мембраны выхлопной трубы, газового реле. Окошко последнего должно быть заполнено маслом;
• наличие или отсутствие подтекания масла;
• состояние доступных для наблюдения контактных соединений. Их повышенный нагрев может быть выявлен с использованием термоиндикаторов или по внешнему виду контакта и шины: появление цветов побежалости, потемнение, выгорание краски, “струящийся “ воздух над контактом. Очень сильный нагрев может вызвать свечение контакта, особенно в темное время суток.

Эффективный контроль нагрева осуществляется с помощью тепловизора (микропроцессорный прибор с дисплеем, осуществляющий измерение температуры на расстоянии, без непосредственного контакта с контролируемым объектом).
Одновременно осматриваются все контрольные средства, по показаниям которых можно судить о появлении какой-то неисправности или об опасности ее возникновения.
Температура верхних слоев масла контролируется термометром. Если эта температура превышает допустимую, в первую очередь следует обратить внимание на исправность системы охлаждения. Если неисправностей в ней не обнаружено, то повышение температуры скорее всего обусловлено возникновением внутренних повреждений в трансформаторе: витковым замыканием в обмотке, ухудшением состояния контактных соединений, ухудшением циркуляции масла вследствие уменьшения сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции или наличия постороннего предмета.
Снижение уровня масла ниже допустимого может быть обусловлено наличием протечек в баке или радиаторах, ухудшением системы дыхания масла через расширитель или недостаточным количеством залитого масла. Работа трансформатора со сниженным уровнем масла не допускается, так как это может привести к ускоренному старению масла, срабатыванию газового реле и отключению трансформатора, ухудшению работы системы охлаждения. Если уровень снизится настолько, что изоляция обмоток окажется частично в воздухе, может произойти перекрытие по воздуху с замыканием между обмотками, что является серьезной аварией.
При осмотрах могут быть выявлены и другие нарушения нормальной работы трансформатора, например, такие, как усиленный гул, чаще всего обусловленный повышенной вибрацией трансформатора или его элементов, нарушение наружных контактных соединений, сопровождаемое характерным потрескиванием, нарушение крепления ошиновки, деформация каких-либо элементов, повреждения дренажной системы и т.д.
Персонал, заметивший при осмотре какое-либо нарушение в работе трансформатора, должен информировать об этом соответствующую службу предприятия и принять необходимые меры для устранения неисправности, если это возможно без отключения трансформатора. При обнаружении внутреннего повреждения трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала. Ко второй группе мероприятий по диагностике состояния трансформаторов относится отбор проб масла для проверки его электрических свойств, химического или хромотографического анализа растворенных в масле газов. Сюда же относится измерение вибрации бака или других частей трансформатора, контроль частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и др.
Значительная часть повреждений трансформаторов вообще никак не проявляется при внешнем осмотре, особенно, если это начинающиеся внутренние повреждения. Значительная их часть может быть определена проверкой состояния масла. Такие внутренние повреждения, как местные перегревы, частичные разряды, незначительное искрение в контактах и др. в большей или меньшей степени влияют на свойства трансформаторного масла. Кроме того, изменение свойств масла происходит при его увлажнении, загрязнении, попадании в него воздуха или другого газа при естественном старении как самого масла, так и твердой изоляции.
Отбор проб масла должен производиться аккуратно, чтобы не допустить увлажнения, загрязнения масла и возникновения помех. В противном случае результаты испытания или анализа масла будут недостоверными. Для отбора пробы масла необходимо очистить от грязи и пыли сливную пробку или кран, слить в постороннюю емкость некоторое количество масла и набрать требуемую пробу. Емкость для пробы должна быть вместимостью не менее 0,5 л с притертой пробкой и предварительно дважды промытой маслом, предназначенным для испытаний. Необходимо учитывать, что резкий перепад температуры может вызвать конденсацию влаги внутри емкости, поэтому открывать последнюю следует после того, как она приняла температуру окружающей среды.
В настоящее время широкое распространение получил хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора, причем, в последние годы особое внимание обращают на фурановые соединения. Разработаны специальные методики, позволяющие по наличию определенных наборов газов с их концентрациями выявлять различные повреждения трансформатора, включая повреждения бумажной изоляции, наличие электрической дуги, замыкание на корпус и др.
Третья группа мероприятий по диагностике состояния трансформатора, выполняемых на отключенном трансформаторе, включает в себя испытания и определение состояния изоляции обмоток, магнитопроводов, высоковольтных вводов, переключающих устройств и вспомогательного оборудования. Сюда относятся все виды профилактических испытаний, ревизии и т.п.
Четвертая группа мероприятий, проводимых на выведенном в ремонт трансформатор, подразумевает более полный анализ состояния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремонтных работ. Однако окончательное решение о необходимости вывода трансформатора в ремонт принимается на основании результатов диагностических мероприятий первых трех групп.
Наиболее ненадежными элементами трансформаторов являются маслонаполненные вводы и устройства переключения коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН). Специалистами признано, что силовые трансформаторы центров питания целесообразно оснащать системами контроля состояния под рабочим напряжением. Такие системы разработаны и предлагаются к использованию зарубежными и отечественными фирмами. При этом может контролироваться отработанный ресурс изоляции, контролироваться концентрация определенных газов, осуществляться управление работой системой охлаждения трансформатора, контролироваться уровень частичных разрядов во вводах и внутри бака трансформатора, уровень акустических разрядов, состояние РПН и др. Однако внедрение указанных систем затруднено их высокой стоимостью.
Все большее распространение получают системы периодического и автоматизированного контроля состояния изоляции маслонаполненных вводов под рабочим напряжением (что рекомендовано Руководящими документами). Контролируется либо модуль комплексной проводимости изоляции? , либо tg? изоляции вводов, либо уровень частичных разрядов.

Повреждения или отклонения от нормального режима работы, возникающие в силовых трансформаторах, могут быть вызваны недоработкой конструкции, скрытыми дефектами, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа, эксплуатации или некачественным ремонтом. Своевременное выявление возникающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.
Наиболее характерными повреждениями трансформаторов являются следующие: повреждение обмоток и изоляции, активной стали, фарфоровой и внутренней изоляции вводов, контактов устройства для регулирования напряжения, вспомогательных узлов и устройств.

СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР И ЕГО ПАРАМЕТРЫ

Силовой трансформатор - стационарный прибор с двумя или более обмотками, который посредством электромагнитной индукции преобразует систему переменного напряжения и тока в другую систему переменного напряжения и тока, как правило, различных значений при той же частоте в целях передачи электроэнергии без изменения её передаваемой мощности.

Силовые трансформаторы, установленные на электростанциях и подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12-15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20-25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

Трехфазные трансформаторы на напряжение ……………………………………………….. 220 кВ изготовляют мощностью до 1000 MBА, на 330 кВ - 1250 МВА, на 500 кВ - 1000 МВА, 750 кВ - 3 * 417 МВА, 1150 кВ - 3 * 667 MBA. Удельная единичная мощность трансформаторов ограничивается массой, размерами, условиями транспортировки.

Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трехфазных трансформаторов необходимой мощности или затруднена их транспортировка. Наибольшая мощность группы однофазных трансформаторов напряжением 500 кВ - 3 * 533 МВА, напряжением 750 кВ - 3 * 417 МВА, напряжением 1150 кВ - 3 * 667 MBA.

По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные. Кроме того, обмотки одного и того же напряжения, обычно низшего, могут состоять из двух и более параллельных ветвей, изолированных друг от друга и от заземленных частей. Такие трансформаторы называются трансформаторами с расщепленными обмотками. Обмотки высшего, среднего и низшего напряжения принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН.
Трансформаторы с расщепленными обмотками НН обеспечивают возможность присоединения нескольких генераторов к одному повышающему трансформатору. Такие укрупненные энергоблоки позволяют упростить схему РУ 330-500 кВ. Широкое распространение трансформаторы с расщепленной обмоткой НН получили в схемах питания собственных нужд крупных ТЭС с блоками 200-1200 МВт, а также на понижающих подстанциях с целью ограничения токов КЗ.

Основные параметры силовых трансформаторов

К основным параметрам трансформатора относятся: номинальная мощность; напряжение; ток; напряжение короткого замыкания (КЗ); ток холостого хода (хх); потери хх и потери КЗ.

Номинальная мощность для двухобмоточного трансформатора - это мощность каждой из его обмоток. Трехобмоточные трансформаторы могут быть выполнены с обмотками как одной, так и разной мощности. В последнем случае за номинальную принимается большая из номинальных мощностей отдельных обмоток трансформатора.

За номинальную мощность автотрансформатора принимается номинальная мощность каждой из сторон, имеющих меж собой автотрансформаторную связь («проходная мощность»).

Номинальные напряжения обмоток - это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для однофазового трансформатора - это его линейное (междуфазное) напряжение. Для однофазового трансформатора, созданного для включения в трехфазную группу, соединенную в звезду, это U/З. При работе трансформатора под нагрузкой и подведении к его зажимам первичной обмотки номинального напряжения напряжение на вторичной обмотке меньше номинального на величину падения напряжения в трансформаторе.

Коэффициент трансформации трансформатора – отношение номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений.

В трехобмоточных трансформаторах определяется коэффициент трансформации каждой пары обмоток ВН и НН, ВН и СН, СН и НН.

Номинальными токами трансформатора именуются обозначенные в заводском паспорте значения токов в обмотках, при которых допускается длительная работа трансформатора. Номинальный ток каждой обмотки трансформатора определяется ее номинальной мощностью и номинальным напряжением.

Напряжение короткого замыкания Uк - это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в ней проходит ток, равный номинальному. Напряжение КЗ определяет падение напряжения в трансформаторе и характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора.

В трехобмоточном трансформаторе напряжение КЗ определяется для любой пары его обмоток при разомкнутой третьей обмотке. Таким образом, трехобмоточный трансформатор имеет три значения Uк.

Для всех трансформаторов напряжение КЗ в % от номинального, вычисляется по следующей формуле

Uк =√(Ua 2 +Up 2),

где Ua - активная составляющая напряжения КЗ, зависящая от активного сопротивления трансформатора; Up - реактивная составляющая напряжения КЗ, зависящая от реактивного (индуктивного) сопротивления трансформатора.

Увеличивая значение Uкз, можно уменьшить токи КЗ на вторичной стороне трансформатора, но при всем этом существенно возрастает потребляемая реактивная мощность и возрастает цена трансформаторов. Если трансформатор 110 кВ, 25 МВА выполнить с Uкз=20% вместо 10%, то расчетные издержки на него вырастут на 15.7%, а потребляемая реактивная мощность вырастет в два раза (с 2.5 до 5.0 МВАр).

Ток холостого хода характеризует активные и реактивные потери в стали и находится в зависимости от магнитных параметров стали, конструкции и свойства сборки магнитопровода и от магнитной индукции. Ток холостого хода выражается в процентах от номинального тока трансформатора.

Потери холостого хода и короткого замыкания определяют экономичность работы трансформатора.

Потери КЗ состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и дополнительных потерь в обмотках и конструкциях трансформатора. Дополнительные потери вызваны магнитными полями рассеяния, создающими вихревые токи в крайних витках обмотки и конструкциях трансформатора (стенки бака, ярмовые балки и др.). Для их уменьшения обмотки, выполняются многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируются. В современных конструкциях трансформаторов потери существенно снижены. Чем меньше мощность трансформатора, тем больше относительные потери в нем. В сетях энергосистем установлено огромное количество трансформаторов малой и средней мощности, потому общие потери электроэнергии во всех трансформаторах страны значительны.

Исходя из формул (1) и (2), мощность трансформатора находится в зависимости от геометрических размеров магнитопровода (точнее от сечения стержня), поэтому S тр определяют по эмпирической формуле, кВА:

где к – коэффициент, зависящий от мощности трансформатора и марки электротехнической стали, при холоднокатанной стали и мощности трансформатора от 25 до 630 кВА принимается равным от 5 до 5,3.

По полученному приближенному значению мощности, S тр в соответствии с ГОСТ 9680-77 определяется номинальная мощность рассчитываемого трансформатораS н. Для этой номинальной мощности из таблицы 3 , в которой даны параметры холостого хода и короткого замыкания трехфазных масляных силовых трансформаторов общего назначения, классов напряжения 10 и 36 кВ мощностью 25-630 кВА (ГОСТ 12022-76), выписываем параметры, необходимые для дальнейшего расчета: потери холостого хода, потери короткого замыкания, ток холостого хода с учетом выбранной схемы соединения обмоток: Р хх =270 Вт, Р кз =1280 Вт,U кз =5%,I хх =2,8%.

6.2 Номинальные токи трансформатора

Они определяются исходя из номинальной мощности и номинальных напряжений трансформатора, А:

=1.82 А (7)

=90.99 А

где I н(вн) ,I н(нн) – номинальный ток соответственно обмоток высшего

напряжения (ВН) и низшего напряжения (НН), А;

S н – номинальная мощность трансформатора, кВА;

U н(вн) , U н(нн) – номинальные напряжения соответственно обмоток

высшего (ВН) и низшего напряжения (НН), кВ.

7. Определение рациональных величин магнитной индукции в магнитной цепи трансформатора

Рациональная величина магнитной индукции (В ) зависит от установленных ГОСТ 12022-76 для данного трансформатора потерь (Р хх) и тока (I хх) холостого хода. Для ее определенияна первом этапе пользуются рекомендациями производства и принимают в стержнях (В с) по табл. 5 в зависимости от марки стали и номинальной мощности трансформатора, Тл: В с =1,57 Тл.

Магнитная индукция в ярме (В я), будет равна, Тл

=1.457 Тл (8)

На втором этапе проводится проверка принятой магнитной индукции по Р хх(гост) иI хх(гост) , т.к. завышенная магнитная индукция приводит к перегреву магнитопровода трансформатора и увеличенному току холостого хода, а заниженная – к перерасходу обмоточных проводов, обмотка вообще может не разместиться на заданном магнитопроводе.

7.1 Расчет потерь в магнитопроводе (потерь холостого хода)

В ремонтной практике для расчета потерь в магнитной системе трансформатора пользуются формулой, Вт

Р хх =к Д (p с G с + p я G я ) (9)

где к Д – коэффициент добавочных потерь, для горячекатанной стали к Д =1,0...1,1; для холоднокатанной к Д =1,25 ;

p с , p я – удельные потери в одном кг стержня и ярма, Вт/кг, берутся по таблицам ГОСТ в зависимости от марки стали, толщины ее листа δ мм, частоты токаfГц, величины магнитной индукции (в стержнях В с и ярмах В я Тл);

G с , G я – масса стали трех стержней и двух ярм, кг.

G c = m  p c  l c  γ =3  1/295  0/535  7650=99,98 кг

G я =(m -1) p я  l я  γ =(3-1)  1,032  0,645  7650=88,3 кг (10)

где γ – плотность трансформаторной стали,γ =7650 кг/м

m – число стержней магнитопровода, шт;

(m -1) – число ярм, шт;

l я – полная длина ярма для трехстержневого трансформатора, м.

l я =2С+ А 1 =2  0,27+0,105=0,645 м (11)

где С – расстояние между осями стержней, м;

А 1 – ширина большого пакета стержня, м.

Р хх =к Д (p с G с + p я G я )=1,25(1.295  99.98+1,032  88.3) =275.76 Вт

Полученная по выражению (9) величина потерь холостого хода сравнивается с допустимой по ГОСТ, табл. 3, при этом