Расчет теплового режима трансформатора и термического износа изоляции

Практическое снятие суточного графика нагрузки трансформатора осуществляется с некоторым интервалом времени, внутри которого нагрузка считается неизменной. Поэтому график нагрузки представляет собой ступенчатый вид. На рис. 9.3,а приведен суточный ступенчатый график нагрузки трансформатора, снятый с временным интервалом 1 ч.

Для оценки допустимости перегрузки трансформатора суточный график его нагрузки преобразуется в эквивалентный по тепловому воздействию на изоляцию двухступенчатый график. На исходном графике проводится линия номинальной нагрузки S ном. Пересечением этой линии с исходным графиком выделяется участок перегрузки продолжительностью t.

Часть графика нагрузки, расположенная ниже линии S ном, состоит из интервалов ∆ t ic нагрузкой S iна каждом интервале (i =1, 2,… m). Другая часть графика нагрузки, расположенная выше линии S ном, состоит из интервалов ∆ t jc нагрузкой S jна каждом интервале (j =1, 2,… n).

Эквивалентирование каждой части графика нагрузки проводится по

условию одинакового теплового воздействия на изоляцию действительного переменного и эквивалентного неизменного графика нагрузки:

эквивалентная неизменная на интервале (24 - t) предшествующая нагрузка

 

(2.54)

эквивалентная неизменная на интервале t перегрузка S 2

(2.55)

Эквивалентный по тепловому воздействию на изоляцию двухступенчатый график нагрузки с предшествующей нагрузкой S 1 и перегрузкой S 2 показан на рис.2.19,б.

Рис.2.19. Преобразование графика нагрузки (а) в эквивалентный двухступенчатый (б) и переходный тепловой режим трансформатора (в)

 

При оценке допустимости перегрузки трансформаторов удобно пользоваться относительными единицами. Относительные значения предшествующей нагрузки и перегрузки определяются отношениями

(2.56)

Рассмотрим расчет теплового режима трансформатора при изменении его нагрузки на примере двухступенчатого графика (рис.9.3). Температура охлаждающей среды в течение суток принимается постоянной и равной эквивалентной температуре Θа.Установившийся тепловой режим. В установившемся тепловом режиме, предшествующем перегрузке, температура масла Θо и наиболее нагретой точки обмотки Θhнеизменны. Этому режиму соответствует участок графика с нагрузкой S 1 (в относительных единицах К 1) перед интервалом перегрузки t. Температура масла на выходе из обмотки Θо К1 и температура наиболее нагретой точки обмотки ΘhК1 вычисляются по следующим выражениям:

(2.57)

 

(2.58)

 

(2.59)

 

(2.60)

 

Необходимые для расчетов показатели приведены в табл.2.10.

Переходный тепловой режим в интервале t увеличения нагрузки от значения К1 до значения К2. Тепловая постоянная времени металлических обмоток τоб значительно меньше тепловой постоянной времени масла τо. Поэтому при увеличении нагрузки температура обмоток (по сравнению с температурой масла) увеличивается до нового установившегося значения практически мгновенно. В дальнейшем температуры обмоток и масла увеличиваются с одинаковой постоянной времени τо. Индекс r соответствует номинальному значению параметра.

Таблица 2.10

Название показателя	Обозначение	Трансформатор
ТМН	ТД
Показатель степени масла	х	0,8	0,9
Показатель степени обмотки	у	1,6	1,6
Отношение потерь ∆ Р кз/∆ Р хх	R
Тепловая постоянная времени	τo		2,5
Температура воздуха, оС	Θа
Превышение температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в номинальном режиме, оС	∆Θоаr
Превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла на выходе из обмотки в номинальном режиме, оС	∆Θhоr
Температура наиболее нагретой точки обмотки, при которой относительный износ изоляции равен единице, оС	Θh

 

Изменения во времени температуры масла Θо(t) и температуры наиболее нагретой точки обмотки Θh(t) вычисляются по следующим выражениям:

(2.61)

 

(2.62)

 

(2.63)

 

(2.64)

где ∆Θоа K2 – превышение температуры масла над температурой воздуха при длительной нагрузке трансформатора, равной К 2, рассчитываемое по формуле, аналогичной (9.11);

t = 1, 2, 3... t – текущее время, ч.

Температура масла на выходе из обмотки и температура наиболее нагретой точки обмотки к концу интервала перегрузки t соответственно составят Θо t и Θh t.

Переходный тепловой режим после интервала t при уменьшении нагрузки от значения К2 до значения К1. После снижения нагрузки процесс уменьшения температуры масла Θо(t) и температуры наиболее нагретой точки обмотки Θh(t) рассчитывается по следующим выражениям:

 

(2.65)

 

(2.66)

 

(2.67)

 

(2.68)

 

где t = 1, 2, 3... 3τо – текущее время.

При t ≅3τо наступает установившийся тепловой режим, соответствующий нагрузке К 1.

Расчет термического износа витковой изоляции. При номинальной нагрузке трансформатора, температуре воздуха Θа = 20оС и номинальных значениях превышений температур ∆Θоаr= 55оС и ∆Θhоr= 23оС температура наиболее нагретой точки обмотки Θh= 98оС. Это базовая температура наиболее нагретой точки обмотки, при которой износ изоляции обмоток соответствует относительному сроку службы трансформатора, равному 1.

В установившемся тепловом режиме с нагрузкой К и температурой наиболее нагретой точки обмотки ΘhК износ витковой изоляции за сутки определяется по выражению

 

(2.67)

 

где ∆ = 6оС – температурный интервал, принятый в соответствии с 6-

градусным правилом износа изоляции.

Размерность относительного износа витковой изоляции – нормальные сутки. Например, для неизменной в течение суток нагрузки К, обуславливающей температуру наиболее нагретой точки обмотки ΘhК = 86оС, относительный износ витковой изоляции составит:

 

норм. Сут. (2.68)

 

 

Таким образом, за одни сутки при нагрузке К и температуре наиболее нагретой точки обмотки ΘhК = 86оС витковая изоляция износится так же как за 0,25 суток при нагрузке, обуславливающей температуру наиболее нагретой точки обмотки Θh= 98оС.

В переходном тепловом режиме, когда температура наиболее нагретой точки обмотки является функцией времени Θh(t), износ изоляции на интервале времени t 1 < t < t 2 определяется как

(2.69)

На практике применяется более простой способ расчета термического износа изоляции в переходном тепловом режиме. Зависимость Θh(t) разбивается на n участков ∆ t i, на каждом из которых изменение Θh(t) можно считать линейным. На каждом i –м участке величина Θh(t) заменяется средним значением температуры Θhi. Износ изоляции определяется как

(2.70)

Кроме аналитических выражений в [8] приводятся таблицы и номограммы, позволяющие при эксплуатации трансформаторов оценить допустимые перегрузки и износ изоляции, не прибегая к вычислениям.

Эксплуатация трансформаторного масла. Трансформаторное масло выполняет в трансформаторе три основные функции:изолирует находящиеся под напряжением узлы активной части; охлаждает нагревающиеся при работе узлы активной части; предохраняет твердую изоляцию обмоток от увлажнения. Эксплуатационные свойства масла и его качество определяются

химическим составом масла. Вновь поступившее масло должно иметь сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие масла стандарту. Для масла, прибывшего вместе с трансформатором, соответствие стандарту подтверждается записью в паспорте трансформатора.

При каждом осмотре трансформаторов проверяется температура верхних слоев масла, контролируемая по термометрам или термосигнализаторам. Эта температура не должна превышать 95оС. В противном случае нагрузка трансформатора должна быть снижена.

Состояние масла оценивается по результатам испытаний, которые в зависимости от объема делятся на три вида.

1. Испытания на электрическую прочность. Здесь определяется пробивное напряжение масла U пр, визуально (качественно) определяется содержание механических примесей и влаги.

Электрическая прочность - одна из основных характеристик диэлектрических свойств масла. Испытания масла на электрическую прочность проводятся в стандартном маслопробойнике (рис.2.20), представляющем собой фарфоровый сосуд 1, в который вмонтированы два плоских электрода 2.

Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 20 минут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах маслопробойника плавно повышается до пробоя масла. С интервалом 10 мин. выполняются шесть пробоев. Первый пробой не учитывается, а среднее арифметическое пяти других пробоев принимается за пробивное напряжение масла.

Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажнении масла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от твердой изоляции и другими примесями.

2. Сокращенный анализ масла. Здесь дополнительно к п.1

определяются температура вспышки масла и кислотное число.

Температура вспышки паров масла в закрытом тигле характеризует фракционный состав масла и служит для обнаружения в трансформаторе процессов разложения масла.

Рис.2.20. Стандартный маслопробойник

Кислотное число – это количество едкого кали (КОН), выраженное в мг и необходимое для нейтрализации кислот, содержащихся в 1 г масла. Старение масла сопровождается увеличением в нем содержания кислотных соединений, поэтому кислотное число характеризует степень старения масла.

3. Полный анализ масла. Здесь дополнительно к п.2 определяются, количественное определение влаги и механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь tgδ, содержание водорастворимых кислот и щелочей, содержание антиокислительных присадок, температура застывания, газосодержание и другие показатели.

Величина диэлектрическиех потерь (tgδ) характеризует степень загрязнения и старения масла.

Влагосодержание тщательно контролируется при эксплуатации трансформаторного масла. Ухудшение этого показателя характеризует нарушение герметичности трансформатора или его работу в

недопустимом нагрузочном режиме. В последнем случае происходит интенсивное старение целлюлозной изоляции и выделение ею влаги под воздействием повышенной температуры. Кроме того, масло содержит химически связанную воду, которая может выделяться в виде свободной воды в результате старения масла и под воздействием повышенной температуры.

Увеличение газосодержания (кислорода воздуха) приводит к интенсификации окислительных процессов в масле. Этот показатель косвенно характеризует и герметичность трансформатора.

Температура застывания актуальна для масла, эксплуатируемого в районах крайнего севера.

Различают масло свежее, регенерированное (восстановленное) и эксплуатационное. Характеристики свежего и регенерированного масла практически не отличаются. Для эксплуатационного масла установлены нормально допустимые и предельно допустимые показатели качества.

Нормально допустимые показатели гарантируют нормальную работу оборудования. При показателях масла, приближающихся к предельно допустимым, необходимо принять меры по восстановлению эксплуатационных свойств масла или провести его замену.

В табл. 2.11 приведены показатели трансформаторного масла в соответствии с сокращенным анализом.

 

Показатели трансформаторного масла. Таблица 2.11

Показатель масла	Оборудо- вание, U ном, кВ	Свежее масло	Регенерир. масло	Эксплуатац. масло
Норм. доп.	пред. доп.
U пр, кВ	до 35 до 150			-
кисл.число, мг КОН/г	до 220	0,02	0,05	0,1	0,25
т-ра вспышки, оС	до 220			*

* - уменьшение не более чем на 5оС по сравнению с предыдущим анализом.

 

Для определения показателей масла берется его проба в сухую, чистую, стеклянную емкость вместимостью около 1 л с притертой стеклянной пробкой. Масло берется из нижних слоев через специальный сливной кран. Предварительно сливается некоторое количество масла (2…3 л) для ополаскивания стеклянной емкости. На емкости должна быть этикетка с указанием оборудования, из которого взята проба, даты, причины отбора пробы и фамилии лица, отобравшего пробу масла.Периодичность отбора проб масла соответствует периодичности текущих ремонтов трансформатора.

Непосредственный контакт масла с атмосферным воздухом приводит к насыщению масла влагой и кислородом. В результате уменьшается электрическая прочность масла, ускоряются окислительные процессы в масле (масло стареет).

Для замедления процессов увлажнения и старения масла в него добавляют антиокислительные присадки, а в конструкции трансформатора предусматривают специальные устройства: термосифонные фильтры, воздухоосушители, пленочную и азотную защиты.

Антиокислительные присадкиспособствуют поддержанию требуемого качества масла длительное время, а также защищают другие изоляционные материалы трансформатора.Срок службы масла с такими присадками увеличивается в 2…3 раза. Стоимость присадок относительно невелика. Добавку присадок выполняют раз в 4…5 лет. Примером антиокислительной присадки служит технический пирамидон в количестве 3% от массы масла [10].

Термосифонный фильтрпредназначен для поглощения влаги и продуктов окисления и старения масла в процессе эксплуатации. Общий вид термосифонного фильтра приведен на рис.2.21,а. Корпус фильтра 1 заполнен адсорбентом 2 (силикагелем или другим веществом), поглощающим влагу и продукты окисления масла. С помощью патрубков 5 фильтр присоединен к верхней и нижней частям бака трансформатора. Масло через фильтр циркулирует за счет разности плотностей нагретого (в верхних слоях) и холодного (в нижних слоях) масла.

Количество адсорбента в фильтре составляет около 1% массы масла. Насыщенный влагой адсорбент удаляется через бункер 4, а через бункер 3 загружается свежий адсорбент. Использованный адсорбент регенерируется нагреванием до температуры 400…500оС.

Насыщение адсорбента влагой контролируется по изменению его окраски. В частности, добавка к силикагелю хлористого кобальта обуславливает его голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насыщения силикагеля влагой и продуктами старения масла.

Трансформаторы мощностью 1000 кВ. А и более должны эксплуатироваться с постоянно включенными термосифонными фильтрами.

Масло очень гигроскопично, и если расширитель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поглощается маслом, снижая его изоляционные свойства. Для предотвращения этого расширитель

связывают с окружающей средой через воздухоосушитель(позиция 3 на рис.2.21,б), заполненный силикагелем.

Принцип пленочной защиты (рис. 2.21,б) заключается в герметизации масла за счет установки внутри расширителя 2 эластичной емкости 1, предназначенной для компенсации температурного изменения объема масла. Эта емкость плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя и масла, обеспечивая герметизацию последнего от окружающей среды.

Внутренняя полость эластичной емкости соединена с окружающей средой через воздухоосушитель 3, препятствующий конденсации влаги внутри емкости. Патрубок 4 соединяет расширитель с баком трансформатора.

Азотная защита (рис.2.21, в) заключается в заполнении надмасленного пространства 1 герметичного расширителя сухим азотом. Компенсация температурных изменений объема масла осуществляется за счет связи надмасляного пространства с мягким резервуаром 2.

Несмотря на все применяемые защиты, в процессе длительной эксплуатации масло увлажняется и стареет. При приближении показателей масла к предельно допустимым его подвергают регенерации (восстановлению). На специальных установках масло центрифугируют, фильтруют, сушат, дегазируют.

а) б) в)

Рис.2.21. Термосифонный фильтр (а), принципиальные схемы пленочной (б) и азотной (в) защит масла

При центрифугировании из масла удаляются твердые механические примеси и частично влага, имеющие большую плотность, чем масло. При фильтровании масло продавливается через пористую среду (картон,бумагу), в которой задерживаются нерастворимые примеси и частично влага. Глубокая сушка масла выполняется распылением в вакууме или на цеолитовых установках, в которых масло фильтруется через слой молекулярных сит - цеолитов, задерживающих молекулы воды, но пропускающих молекулы масла. Растворенный в масле кислород удаляют в специальных дегазационных установках.

Стоимость регенерированного масла при полностью восстановленных эксплуатационных качествах не превышает 50-60% от стоимости нового масла.

Сложности эксплуатации трансформаторного масла: защита от окружающей среды, периодический контроль состояния, испытания, регенерация – обусловили широкое использование в распределительных сетях 6…35 кВ трансформаторов герметичного исполнения (ТМГ), изготавливаемых с номинальной мощностью до 1600 кВ. А. Эти трансформаторы полностью заполнены маслом и не имеют расширителя. Температурные изменения объема масла воспринимаются гофрированным баком.

В трансформаторах ТМГ контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает его увлажнение, окисление и шламообразование. Масло практически не меняет своих свойств в течение всего срока службы трансформатора. Поэтому при эксплуатации таких трансформаторов отсутствует необходимость периодического взятия проб и испытаний масла.

В настоящее время альтернативой трансформаторному маслу являются жидкие диэлектрики Midel 7131, Софексил ТСЖ и другие. Экологически чистый диэлектрик Midel 7131 (пробивное напряжение 55 кВ, кислотное число 0,02 мг КОН/г, температура вспышки 257оС) применяется там, где требуется высокая пожаробезопасность – в жилых, служебных, некоторых производственных помещениях.

Для улучшения свойств трансформаторного масла российский производитель трансформаторов ОАО "Уралэлектротяжмаш" использует смесь из минерального трансформаторного масла и Midel 7131. Этой фирмой изготавливаются трансформаторы, полностью заполненные Midel 7131.

Экологически чистый диэлектрик Софексил ТСЖ (пробивное напряжение 35 кВ, температура вспышки 300оС) является пожаробезопасным. В условиях сурового российского климата явным преимуществом Софексил ТСЖ является низкая температура застывания -75oC. Температура застывания стандартного трансформаторного масла -45oC. Недостаточно низкая температура застывания масла может привести к перегреву и повреждению трансформатора при его запуске в суровых климатических условиях (Сибирь, районы крайнего Севера).

Трансформаторы с экологически чистыми жидкими диэлектриками дороже традиционных масляных трансформаторов, но дешевле сухих трансформаторов и успешно конкурируют с последними в части пожарной безопасности в распределительных сетях 6…35 кВ.

 

Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле. Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев [1, 14].

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н2, ацетилен С2Н2, этан С2Н6, метан СН4, этилен С2Н4, окись СО и двуокись СО2 углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен – перегрев активных элементов; этан – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен – высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше

300°С; окись и двуокись углерода – перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.

1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО2/CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.

При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания - метан и этилен. При этом отношение СО2/CO, как правило, меньше 5.

3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными газами с малым содержанием - метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород и ацетилен; характерными газами с любым содержанием - метан и этилен.

После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумя- тремя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора из работы прежде всего с дефектами группы 2. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и объем ремонтных работ.

Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по каким-то объективным причинам это невозможно осуществить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и хромотографическим анализом газов.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявлять не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее состояние изоляции его обмоток. Объективным показателем, позволяющим оценить степень износа изоляции обмоток трансформатора, является степень ее полимеризации, снижение которой

прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (деструкции) изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопутствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси углерода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммарной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции. Образование фурановых производных является прямым следствием старения бумажной изоляции.

Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и контролировать требуемое содержание в трансформаторном масле антиокислительных присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансформатора от старения.