Общие сведения о старении изоляции

Продолжительное воздействие тепла, влаги, кислорода вызывает старение изоляционных материалов трансформатора, прежде всего тех, основой которых является целлюлоза (электроизоляционная бумага), а также и тех, где основой являются волокнистые текстильные материалы, пластмассы, тканевые материалы, эластомеры. Термические свойства диэлектриков, определяемые классом нагревостойкости, обусловливают срок службы трансформатора, который в зависимости от условий в процессе эксплуатации укорачивается или удлиняется. Важнейшим фактором, определяющим срок службы трансформатора, является режим работы.

Процесс старения материалов — необратимое изменение их физико-химических, механических свойств и структуры при эксплуатации и длительном хранении. Старение обусловливает изменение исходных электрических, механических и химических свойств материала. Однако степень снижения электрической прочности, вызванная процессом старения, не велика. В то же время возникающие при этом изменения механических характеристик изоляционных материалов (прочности на разрыв, числа выдерживаемых перегибов) делают трансформатор чувствительным к неизбежно возникающим при коротком замыкании перемещениям проводников, вызываемым динамическими усилиями, пропорциональными квадрату тока (чем и опасны токи КЗ).

Поэтому в трансформаторе с состарившейся изоляцией легко может возникнуть витковое замыкание. Степень снижения предела прочности изоляции при растяжении по сравнению с исходным его значением становится существенной уже после относительно непродолжительного времени старения, особенно если трансформатор работает достаточно часто и длительно с перегрузкой.

Время, по истечении которого изоляционный материал приходит в негодность, называется его сроком службы. Согласно закону Аррениуса, который показал, что константа скорости химической реакции меняется в зависимости от температуры по экспоненциальному закону, срок службы любого изоляционного материала определяется выражением

где С — число лет эксплуатации; Аи В — постоянные, устанавливаемые экспериментально для изучаемого изоляционного материала (А — безразмерная величина, В измеряется в градусах Кельвина); Т — термодинамическая температура, К.

Для диапазона температур 80... 140 "С, имеющих место при эксплуатации трансформаторов с изоляцией класса А, для определения срока ее службы справедлива формула Монтзингера:

(4.1)

где D — постоянная, С ^-1; р — коэффициент; υ— температура изоляции, принимаемая по наиболее нагретой точке, °С.

В рекомендациях Международной электротехнической комиссии (МЭК) по нагрузочной способности значение постоянной р, необходимое для определения срока службы, не указано, так как не было согласовано из-за расхождения во мнениях по физическим свойствам изношенного изоляционного материала (по современной научной терминологии — из-за свойств самоорганизации, фрактальности, ценологических, хаоса).

Однако существует единое мнение о том, что в диапазоне температур от 80 до 140 °С каждые 6 °С прироста температуры О вызывают сокращение срока службы изоляции вдвое, т.е. ее износ удваивается (шестиградусное правило старения изоляции). Это означает, что если в диапазоне 80... 140°С температуре υ соответствует срок службы Е, то при температуре (υ+ 6) °С срок службы составит 0,5Е, т.е.

Откуда постоянная р, входящая в формулу Монтзингера будет равна 0,1155 "С'1 (чаще просто р = 0,115).

Если в качестве базовой выбрана такая температура υ_б, для которой срок службы принимается нормальным, то отношение этого срока к сроку службы, соответствующему любой другой температуре υ, называемое относительным износом изоляции, обозначают через ξ. Обычно срок службы изоляции трансформатора определяют, ориентируясь на номинальную температуру в его наиболее нагретой точке, принимаемую равной 98 "С (эта температура связана с кипением воды при 100 °С). Заводы-изготовители

могут указывать другую номинальную температуру в наиболее нагретой точке.

При нормальной нагрузке и максимальной температуре охлаждающей среды (среднесуточной температуре воздуха 30 °С и температуре воды у входа в охладитель 25 °С) максимально допустимые значения температуры верхних слоев масла не должны превышать:

95 °С в трансформаторах (и реакторах), имеющих естественное масляное или дутьевое охлаждение;

75 °С в трансформаторах (и реакторах), имеющих охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха (если завод-изготовитель не указывает другое значение);

70 °С в трансформаторах, имеющих масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (если не указано другое значение).

Используя формулу Монтзингера (4.1), находим

Пусть υ_б = 98 "С. Эта температура соответствует температуре наиболее нагретой точки трансформатора υ_н.н.т при температуре охлаждающей среды υ_о.с = 20 "С, превышении средней температуры обмотки ∆υ_о.с = 65 "С, осевом перепаде температуры масла в обмотке ∆υ_о = 22 "С. Значения υ_б, υ_н.н.т, υ_о.с, ∆υ_о.с, ∆υ_о  характеризуют некоторое нормальное состояние трансформатора в котором он может находиться, т.е. эксплуатироваться. Изменения значения температуры охлаждающей среды υ_t, на другое значение изменит срок службы трансформатора.

Таким образом, трансформатор с температурой в наиболее нагретой точке, равной 98 °С, стареет нормально. Срок службы изоляции в этом случае составит десятки лет (20 и более). Следовательно, если принять υ_б = 98 °С, получим окончательную формулу для расчета относительного износа изоляции ξ при неизменной температуре υ:

Расчет температуры наиболее нагретой точки трансформатора Упрощен и справедлив, строго говоря, только для однородной обмотки (с одинаковыми катушками и охлаждающими каналами катушек), у которой превышения средней температуры каждой катушки над температурой прилегающих слоев масла одинаковы, а температура масла изменяется вдоль высоты обмотки по линейному закону.

Фактически это не так, что очевидно из рис. 4.1, где показаны Температурные переходные процессы при наборе трансформатором нагрузки с 60 до 100 % (который может происходить, например, при аварийных режимах).

Если при неизменной нагрузке в течение времени t температура охлаждающей среды υ_о.с резко изменяется, то температура наиболее нагретой точки υ_н.н.т также изменяется, хотя и с некоторым запаздыванием, обусловленным тепловой постоянной времени трансформатора. В таких случаях при определении υ_н.н.т необходимо исходить из эквивалентной температуры охлаждающей среды υ_э (а не из среднеарифметической), взятой за некоторый промежуток времени.

Эквивалентная температура охлаждающей среды определяется исходя из следующих допущений:

срок службы трансформатора зависит только от температуры наиболее нагретой точки Фн.„.т;

изменение температуры охлаждающей среды влияет на изменение температуры наиболее нагретой точки таким же образом, как изменение нагрузки;

прирост температуры охлаждающей среды на 6 °С уменьшает срок службы изоляции вдвое, т.е. в такой же степени, как при возрастании температуры на 6 °С из-за увеличения нагрузки.

При правильно организованной эксплуатации следует вести учет эквивалентной нагрузки трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающего воздуха. Последняя для рассматриваемого периода набора нагрузки определяется по средней годовой температуре воздуха для данной местности υ_сгпо рис. 4.2 ...4.4. Данные по средней годовой температуре воздуха приводятся в соответствующих метеорологических справочниках.

 

 

Рис. 4.1. Переходные процессы при наборе трансформатором нагрузки с 60 до 100 % и температуре воздуха 6 °С с d Т2зад /dt = -0,0015 °С/с:

/ — изменение температуры масла в верхней части бака; 2 — изменение задаваемого уровня температуры на выходе адаптивного задатчика интенсивности Т2зад; 3 — изменение температуры наиболее нагретой точки; 4 — изменение перепада температуры по баку; 5 — изменение расхода воздуха на охладитель; 6 — отводимая от трансформатора мощность на одну фазу

 

 

Рис. 4.2. Зависимость эквивалентной температуры υ_эот средней годовой

температуры воздуха -υ_сг: / — летней; 2 — годовой; 3 — зимней

Рис. 4.3. Зависимость эквивалентных

месячных температур υ_э.м M от средней

годовой температуры воздуха υ_сг:

I...XII — месяцы года

 

Рис. 4.4. Зависимость эквивалентных месячных температур υ_э.м от средней месячной температуры воздуха υ_{с м}

 

 

4.2. Тепловая диаграмма трансформатора

Тепловой режим трансформатора, находящегося под нагрузкой, характеризуется тепловой диаграммой, которая наглядно показывает изменение температуры масла и обмотки по высоте трансформатора.

Согласно действовавшему до 1985 г. ГОСТ 14209—69* для трансформаторов с различными системами охлаждения установлены нормированные значения:

температуры охлаждающей среды υ;

превышения температуры масла над температурой охлаждающей среды (в верхних слоях масла - υ_м и в средней по высоте части трансформатора υ_м.ср);

превышения температуры обмотки в верхних слоях масла υ_обм. и в средней части трансформатора (средняя температура обмотки) υ_обм.ср;

температуры обмотки в наиболее нагретой υ_{обм.н.н.т} точке и соответствующего превышения температуры ∆_{обм.н.н.т};

превышения температуры в наиболее нагретой точке обмотки над средней температурой обмотки ε_ср и над температурой обмотки в верхних слоях масла ε;

градиент превышения температуры обмотки над температурой масла g.

ГОСТ 14209—85 сохраняет математическую модель расчета температуры масла в верхних слоях, температуры наиболее нагретой точки обмотки и относительного износа изоляции, установленную ГОСТ 14209—69. Сохранены шестиградусное правило старения изоляции, максимально допустимые температуры масла в верхних слоях при систематических нагрузках (95 °С) и при аварийных перегрузках (115°С), нормированное (базовое) значение температуры обмотки в наиболее нагретой точке (98 °С). Сохранен также вид тепловой диаграммы трансформатора.

Установлены следующие ограничения на максимально допустимую температуру в наиболее нагретой точке обмотки:

160 "С — для аварийных перегрузок трансформаторов на 110 кВ и ниже;

140 °С — для аварийных перегрузок трансформаторов на 110 кВ и выше;

140 °С — для систематических нагрузок.

Максимально возможные систематические перегрузки — 1,5, аварийные — 2,0. Максимально допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки трансформаторов определяются по таблицам в зависимости от времени (длительности) перегрузки и соотношения начальной и повышенной нагрузок.

Тепловые диаграммы для трансформаторов с системами охлаждения М и Д, ДЦ и Ц при номинальных условиях даны на рис. 4.5.

При отклонении режима трансформатора от номинального возникает необходимость расчета температур обмотки и масла.

* ГОСТ 14209—85, введенный в действие (с 1 июля 1985 г.), несколько изменил методику определения допустимых нагрузок силовых масляных трансформаторов общего назначения.

 

Рис. 4.5. Тепловые диаграммы трансформаторов с различными системами

охлаждения: а — с системами М и Д; б — с системами ДЦ и Ц

 

 

Для трансформаторов справедливо соотношение

(4.2)

где Р ^м— потери мощности в трансформаторе.

При номинальном режиме потери

откуда, используя номинальную мощность трансформатора в относительных единицах, можно записать:

тогда

где Рхх — мощность холостого хода; Ркз — мощность короткого замыкания; d = Ркз/Рхх; — полная номинальная мощность в отн. ед.

Согласно ГОСТ 14209—69 и рекомендациям МЭК при расчетах нагрузочной способности трансформаторов принимают d = 5. Согласно рекомендациям МЭК в (4.2) можно принимать m = 0,9 Для трансформаторов с системами охлаждения М и Д и m = 1 для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц.

Для превышения температуры обмотки в наиболее нагретой точке υ_{обм.н.н.т} над температурой масла υ_м справедливо соотношение

υ_{обм.н.н.т ≈ ,}

где — потери мощности в обмотке.

Поэтому

или

 (4.3)

 Температура обмотки в наиболее нагретой точке определяется аналогично:

Согласно рекомендациям МЭКn = 0,8 для трансформаторов с системами охлаждения М и Д и n = 0,9 для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц.

ГОСТ 14209—69 на основании использования тока нагрузки и номинального тока трансформатора дает несколько иное соотношение:

Коэффициенты b и т для разных систем охлаждения следующие:

М   Д    ДЦ и Ц

b ………………………………………….1,1    1,1  1,31

m………………………………………………0,8      0,9  1,0

4.3. Нагрев трансформаторов при неравномерном графике нагрузки

При неравномерном графике нагрузки трансформатора его тепловой режим непрерывно изменяется, причем законы изменения температуры масла и температуры обмотки отличаются друг от друга, что объясняется их различной теплоемкостью и другими физическими факторами.

Пусть имеется двухступенчатый график нагрузки трансформатора (рис. 4.6, а). Превышение температуры масла (индексы «м» опущены) в верхних слоях можно исходя из рис. 4.6, б записать следующим образом:

(4.4)

 

Рис. 4.6. Нагрев масла трансформатора при многоступенчатом графике

нагрузки: а — график нагрузки; б — изменение температуры масла

где θ ₁у, θ ₂у, θ ₃у — установившиеся превышения температуры масла в верхних слоях соответственно при нагрузках трансформатора S ₁, S ₂, S ₃; Т— постоянная времени нагрева трансформатора; ∆t — промежуток времени нагрева при нагрузке S трансформатора.

Постоянная времени нагрева трансформатора равна отношению его полной теплоемкости Q к полной теплоотдаче QOM, которая в свою очередь равна отношению суммарных потерь в стали и меди трансформатора к установившемуся превышению температуры масла в верхних слоях θ _{м.уст.ном}, т.е

Для трансформаторов с медной обмоткой

для трансформаторов с алюминиевой обмоткой

гдеG ₀— масса обмотки, т; G _б.р — масса бака с радиаторами или охладителями, т; G _м — масса масла, т; G _МАГН — масса магнитопровода, т.

Ориентировочно постоянные времени нагрева трансформаторов можно принять по табл. 4.1. Их значения мало изменяются от конструкции к конструкции, так как определяются массами сердечника и обмотки.

Для определения температуры масла при многоступенчатом графике нагрузки трансформатора (рис. 4.7) необходимо в общем случае составить систему из n уравнений (где n — число ступеней графика), аналогичную (4.4), и решить ее при условии, что θ _n = θ ₀.

Решение такой системы позволяет найти начальное превышение температуры масла θ ₀ и превышение температуры масла θ _χ в конце любой ступени χ:

где К, = ;t _i— интервал времени от начала графика нагрузки до конца i-и ступени;θ _iy— установившееся превышение температуры масла в верхних слоях при неизменной нагрузке, равной нагрузке i-го интервала; n — число ступеней графика нагрузки.

Постоянная времени нагрева обмотки значительно меньше постоянной времени нагрева трансформатора и составляет несколько минут. Поэтому можно считать, что температура обмотки в наиболее нагретой точке в моменты ступенчатого изменения нагрузки меняется также скачком от одного установившегося значения к другому, а далее изменяется соответственно изменению температуры масла (рис. 4.8).

Значение υ_{обм.н.н.т} определяется по выражению (4.3).

Таблица 4.1

Постоянные времени нагрева различных трансформаторов (ГОСТ 14209-69)

Система охлаждения трансформатора	Номинальная мощность трансформатора, MB • А	Постоянная времени нагрева, ч
М	0,001... 1,6 ...6,3	2,5 3,5
д	10... 32 40. ..63	2,5 3,5
дц, ц	100... 125 Более 125	2,5 3,5

Рис. 4.7. Нагрев масла трансформатора при многоступенчатом графике
нагрузки            

Рис. 4.8. Нагрев масла и обмотки

трансформатора в наиболее нагретой точке при двухступенчатом графике нагрузки

 

4.4. Нагрузочная способность трансформатора

Силовые трансформаторы выпускаются в соответствии с рядом номинальных мощностей. Номинальная мощность трехфазного трансформатора определяется номинальным током и номинальным напряжением:

Расчетный срок службы трансформатора в 25 лет обеспечивается при соблюдении условий

где S _Тр— нагрузка трансформатора; Uc — напряжение сети, к которой подключен трансформатор;υ _o— температура охлаждающей среды.

Реальные условия эксплуатации трансформаторов существенно отличаются от нормированных, поэтому возникает вопрос о допустимых перегрузках, происходящих в случае нарушений одного или одновременно нескольких условий, перечисленных ранее, т.е.

Перегрузки по напряжению нормально должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитными устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допустимость перегрузок по мощности (току) в условиях изменяющейся температуры охлаждающей среды.

Различают систематические и аварийные перегрузки. Первые могут иметь место систематически при неравномерном суточном графике нагрузки трансформатора, вторые — при аварийной ситуации. Во втором случае требуется обеспечить электроснабжение потребителей, несмотря на наличие перегрузки трансформатора.

Допустимость систематических перегрузок лимитируется износом изоляции, поэтому требуется, чтобы Lcp ≤ 1, т.е. средний износ изоляции должен быть меньше или равен расчетному при заданных условиях. При этом ГОСТ 14209—69 вводит дополнительные ограничения:

υ_{обм.н.н.т}≤140 ^oC; υ_м≤95 ^oC; S _тр ≤1,5 S _тр.ном .

Последние условия лимитируются параметрами вводов трансформатора и параметрами устройств РПН (регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой) и ПБВ (переключения без возбуждения)

Допустимость аварийных перегрузок лимитируется не износом изоляции, а предельно допустимыми температурами для обмотки и масла:

Вопрос о допустимости систематических перегрузок решается с учётом графиков нагрузочной способности трансформаторов. ГОСТ 14209-69 содержит 36 таких графиков для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц при условии что постоянная времени нагрева этих трансформаторов ровна 2,5 или 3,5 часа, а эквивалентная температура охлаждающей среды изменяется от -10 до +40 ^oC.

На рисунке 4.9 в качестве примера приведён график нагрузочной способности трансформаторов с системой охлаждения ДЦ (Ц) и постоянной времени нагрева 3,5 часа при эквивалентной температуре охлаждающей среды 20 ^oC, а на Рис. 4.10,4.11 приведено семейство графиков нагрузочной способности масленых трансформаторов с системами охлаждения соответственно М и Д, ДЦ и Ц.На этих графиках даны семейства кривых К₂ =f (К₁) при различных длительностях перегрузки. Коэффициенты начальной К₁ и повышенной К₂ нагрузок находятся по следующим выражениям:

где I _эк1 и I _эк2 –эквивалентные токи соответственно начальной и повышенной нагрузок; S _эк1 и S _эк2 - эквивалентные мощности соответственно начальной и повышенной нагрузок.  

Рис. 4.9. График нагрузочной способности трансформатора с системой охлаждения ДЦ (Ц)

 

 

Рис. 4.10. Графики нагрузочной способности масляных трансформаторов с системами охлаждения М и Д:

а – при эквивалентной температуре υэ =-10 oC; б – при υэ =0 oC; в – при υэ=10 oC; г – при υэ=20 oC; д –при υэ=30 oC

Эквивалентный ток и эквивалентная мощность определяется по формулам:

где I _n, S _n и   t _n – соответственно ток, полная мощность и продолжительность n-ой ступени графика нагрузки трансформатора.

При К₂ >1,5 кривые на графиках показаны пунктиром, так как на работу трансформатора с перегрузками более 50% требуется согласие завода-изготовителя.

Для пользования графиками нагрузочной способности реальный график нагрузки трансформатора необходимо преобразовать в эквивалентный двухступенчатый.

 

 

Рис. 4.11. Графики нагрузочной способности масляных трансформаторов

с системами охлаждения ДЦ и Ц:

а - при эквивалентной температуре υэ = -10 °С; б - при υэ = 0°С; в - при υэ = 10 °С; г — при υэ = 20 °С; д — при

υэ = 30 °С

При этом возможны три варианта:

1) суточный график содержит один максимум нагрузки в зоне

перегрузки, где Sтр > S ТР.НОМ,

2) суточный график содержит два максимума нагрузки в той же зоне, причем больший максимум нагрузки является вторым по времени;

3) суточный график в указанной зоне содержит два максимума нагрузки, причем больший максимум нагрузки является первым

по времени.

В первом варианте Sэк2 определяется для зоны, где Sтр > S ТР.НОМ , а Sэк1 — для зоны продолжительностью 10 ч, предшествующей режиму перегрузки.

Во втором варианте Sэк2 определяется для зоны, где Sтр > S ТР.НОМ во время второго максимума нагрузки, a Sэк1— для предшествующей зоны продолжительностью 10 ч, включая первый максимум нагрузки в той мере, в какой он в эту зону входит.

В третьем варианте Sэк2 определяется для зоны, где Sтр > S ТР.НОМ во время первого максимума нагрузки, Sэк1— для последующей зоны продолжительностью 10 ч, включая второй максимум в той мере, в какой он входит в эту зону.

ГОСТ 14209—69 разрешает использовать так называемое однопроцентное правило систематических перегрузок: если максимум типового (среднего) графика нагрузки трансформатора в летнее время меньше его номинальной мощности, то в зимнее время допускается дополнительная однопроцентная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 % (причем должно соблюдаться условие Sтр <1,5 S ТР.НОМ).

При работе трансформатора может частично или полностью отказать система принудительного охлаждения (вентиляторы, насосы). При этом, естественно, нагрузка трансформаторов должна быть снижена по значению или длительности. Соответствующие рекомендации содержатся в ГОСТ 14209—69.

Различают два типа аварийных перегрузок:

кратковременные — независящие от предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки трансформатора;

длительные — зависящие от предшествующей нагрузки.

Кратность и длительность кратковременных аварийных перегрузок для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц связаны следующим образом:

Кратность перегрузки .................... 1,3 1,45 1,6 1,75 2,0 3,0

Длительность перегрузки, мин ..... 120 80 45 20  10 1,5

При аварийных режимах работа с перегрузкой трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц (в случае, если коэффициент начальной нагрузки К{ не превышает 0,93), допускается в течение не более 5 сут. Перегрузка на 40 % во время максимумов нагрузки для этих трансформаторов допускается, если общая продолжительность последних не превышает 6 ч в сутки. При этом должны быть приняты все возможные меры для усиления охлаждения трансформаторов (включение вентиляторов, насосов системы охлаждения, резервных охладителей и т.п.).

4.5. Выбор мощности силовых трансформаторов для дуговых сталеплавильных печей

Выбор мощности силового трансформатора для группы дуговых сталеплавильных печей (ДСП) с одинаковой номинальной мощностью S НОМ до 25 MB ·А осуществляется формулой

1,3 Sтр ≥Δ S N =k_П Δ S П ,

где 1,3 — кратность Z из табл. 4.2; Sтр — выбираемая мощность силового трансформатора; Δ S N — размах колебаний мощности N дуговых сталеплавильных печей (N — число печей в группе);

Таблица 4.2

Допустимая кратность Z действующего расчетного пикового тока к номинальному для силовых трансформаторов разной мощности

 

Число ударных толчков в сутки п	Трансформатор мощностью, MB • А
	до 25	до 100
ДоЗ	4	2
До 10	2	1,3
11. ..1000	1,3	1Д

kn — коэффициент, учитывающий возрастание размаха колебаний мощности при увеличении числа ДСП в группе; Δ S N — размах колебаний мощности единичной ДСП.

При пользовании табл. 4.2 следует иметь в виду нелинейный характер зависимости числа ударных толчков п от кратности Z. Поэтому, например, при числе ударных толчков 12 в сутки следует помнить, что 12 ближе к 10, чем к 1000.

Коэффициент размаха колебаний мощности изменяется при увеличении числа ДСП в группе следующим образом:

Число ДСП	2	3	4	5	6
Значение коэффициента kп	1,19	1,31	1,41	1,5	1,57

 

Размах колебаний мощности единичной ДСП

ΔSп >k _ЭКС S ТР

где k _ЭКС = 2 — кратность тока мощности эксплуатационного короткого замыкания.

Выбор мощности силового трансформатора S ТР для группы ДСП с одинаковой номинальной мощностью S НОМ более 25 MB-А до 100 MB·А определяется формулой

1,1 S ТР ≥Δ S N

где 1,1 — кратность Z из табл. 4.2.

Выбор мощности силового трансформатора S ТР для группы ДСП с одинаковой номинальной S НОМ мощностью более 100 MB ·А осуществляется с учетом систематических ударных толчков мощности, превышающих номинальную мощность трансформатора S ТР.НОМ которые необходимо согласовывать с заводом-изготовителем.

Выбор мощности силового трансформатора S ТР для группы ДСП с одинаковой номинальной мощностью 5аоы при наличии специальных трансформаторов с коэффициентом перегрузки (3 по пиковой мощности определяется формулой

β

Выбор мощности силового трансформатора S ТР для группы ДСП с различной номинальной мощностью S НОМ определяется выражением

где Sn max — максимальная мощность ДСП в группе.

Прогнозируемые значения размахов колебаний мощности ДСП, определяющие ударные толчки нагрузки последних, во многом определяют технические решения при проектировании систем электроснабжения предприятий с электросталеплавильным производством.

При оценке размахов колебаний мощности ДСП рекомендуется учитывать вероятностный характер совпадения режимов расплавления печей. Экспериментальными исследованиями установлено, что вероятность совпадения режимов расплавления у т ДСП, из их общего числа, равного п, распределяется по биноминальному закону:

(4.5)

 

где — число сочетаний из n элементов по т;

(4.6)

где tp — суммарная продолжительность работы единичной ДСП в режиме расплавления; Т — период работы единичной ДСП.

Обработка статистических данных показала, что гистограммы размахов колебаний токов ДСП (и, следовательно, размахов колебаний мощности) могут быть аппроксимированы экспоненциальным, а в ряде случаев и нормальным законом, причем размах колебаний с вероятностью не ниже 0,95 не превосходит номинального тока (мощности) печного трансформатора.

Если среднее значение размахов колебаний мощности единичной ДСП равно AS, а среднеквадратичное отклонение размахов колебаний равно а, то при использовании нормального закона значения размахов колебаний мощности ДСП, определяемые с Достаточно большой вероятностью их непревышения, будут меньше Тех же величин, определенных по экспоненциальному закону. Например, с вероятностью 0,95 размах колебаний мощности ДСП, определяемый по нормальному закону, , а по экспоненциальному закону

Те же величины, определенные с вероятностью непревышения 0,99, равны Значения а определяются на основе обычных представлений математической статистики.

Таким образом, использование экспоненциального закона обеспечивает гарантированную оценку верхней границы размахов колебаний мощности ДСП.

Переходя к определению параметров экспоненциального распределения, отметим, что они характеризуются значительным разбросом своих значений и зависят как от технологических факторов, так и от мощности ДСП. Однако для определения верхней границы возможных размахов колебаний мощности целесообразно принять экспоненциальную функцию распределения вероятности вида

 (4.7)

где — относительное значение размаха колебаний мощности единичной ДСП;  — абсолютное значение размаха колебаний мощности; — номинальная мощность печного трансформатора; у — параметр распределения.

Установлено с вероятностью не ниже 0,95, что размах колебаний не превосходит , т.е. при φ = 1 в (4.7) значение 0,95, откуда

γ>3.

Подставив у в (4.7), получили функцию распределения

и соответствующую ей плотность распределения f = 3 e ^{-3 φ}

При наличии п ДСП с вероятностями, определяемыми (4.5), одновременно в режиме расплавления находится т ДСП, а результирующий размах колебаний определяется суммой размахов колебаний т этих печей.

При экспоненциальном распределении вероятностей некоторой случайной величины распределение вероятностей суммы т таких величин подчинено закону Эрланга т-порядка с функцией распределения

Поскольку значение т само является случайной величиной, то по формуле полной вероятности функция распределения размаха колебаний мощности п ДСП

 (4.8)

Для расчета по (4.8) необходима информация о значениях вероятности по (4.6). При оценке верхней границы размаха колебаний мощности ДСП следует принимать р = 0,5. Таким образом, по (4.8) можно определить размах колебаний мощности ДСП при любой вероятности их непревышения.

Для выбора мощности трансформаторов ГПП по условию динамической устойчивости вероятность размаха колебаний следует принимать равной вероятности, соответствующей непревышению эксплуатационного тока короткого замыкания.

Проведенные расчеты для различного числа п показали, что если с вероятностью р значение размаха колебаний мощности единичной ДСП не превышает , то для п ДСП при той же вероятности размах колебаний мощности

т. е. значение kn = является коэффициентом увеличения размаха колебаний мощности для п ДСП.

Для р = 0,95 был получен коэффициент kn =  что является, очевидно, частным случаем рассмотренной выше задачи.

Таким образом, мощность трансформатора для питания группы ДСП

где

 

4.6. Контроль состояния трансформатора

Любой силовой трансформатор эксплуатируется годами (известны случаи работы трансформатора в течение 40 и более лет) в самых различных режимах и при разных внешних воздействиях. Это разнообразие не может быть представлено аналитически. Необходима некоторая система оценки состояния трансформатора, организованная на предприятии.

Внешние исследования силовых трансформаторов проводятся в пределах, оговоренных нормативно-технической и конструкторской документацией. Однако опыт эксплуатации определяет необходимость оценки изношенного оборудования в следующих случаях:

когда близок или наступил срок окончания эксплуатации согласно «Системе технического обслуживания и ремонта»;

если из-за интенсивной работы происходит физический износ;

когда имеет место амортизационный или моральный износ.

В этих случаях возникает необходимость предварительной оценки состояния изношенного электрооборудования для разработки плана достаточно эффективных методов дальнейших испытаний или Мероприятий по поддержке функционирования электрооборудования. Приведем некоторые приемы, позволяющие оценивать изношенное оборудование.

Внешние исследования включают в себя: контроль показаний измерительных приборов; проверку уровня, давления, температуры и цвета масла; взятие проб масла; проверку исправности средств сигнализации, защиты, автоматики и газового реле; визуальный контроль поверхностей вводов и изоляторов, ошиновки, кабелей и контактных соединений.

Исследования осуществляются осмотром, простейшими и специальными приборами. Наиболее эффективен тепловизорный контроль, включающий в себя термографию. Опыт эксплуатации свидетельствует, что выявить начало развития одного из основных дефектов высоковольтных вводов — отложение металлосодержащих коллоидных частиц на фарфоре — позволяет обнаружение зоны повышенного (на 1...2°С) нагрева, возникающей при появлении даже незначительных полос осадка.

Термография производится в процессе эксплуатации, когда обнаруживается та или иная аномалия и делаются предположения о возможных неисправностях, например:

локальные нагревы на стенках бака силового трансформатора, могут возникать из-за разрушения изоляции шпилек или обрыва шинок заземления;

аномальным считается повышение температуры, которого нет на соседних фазах или на похожих силовых трансформаторах;

наблюдаемое неравномерное распределение тепловых потерь по высоте обмотки и локальные нагревы на стенках бака свидетельствуют о возможности ускоренного старения изоляции отдельных катушек или витков;

перегревы крайних обмоток высоковольтных вводов говорят о разбухании дополнительной бумажной изоляции или шламообразовании; повышение температуры корпуса маслонасоса возможно из-за трения крыльчаток, дефекта подшипников, виткового замыкания в обмотке электродвигателя;

нарушение плавного повышения температуры по высоте термосифонного фильтра свидетельствует о возможном шламообразовании, случайно закрытой задвижке или работе силового трансформатора в режиме холостого хода;

при низкой температуре труб радиаторов возможны неисправность плоского крана радиатора, или ошибочное его закрытие, коррозия труб и шламообразования;

резкое падение температуры в маслопроводе после газового реле или отсечного клапана говорит о возможности дефекта крана, расположенного у газового реле;

нагрев расширителя герметичного маслонаполненного высоковольтного ввода возможен при образовании короткозамкнутого контура внутри расширителя;

продольный нагрев на поверхности фарфоровой покрышки, начиная от верхнего фланца, возможен при появлении частичных разрядов из-за увлажнения верхней части остова высоковольтного ввода; нарушении герметичности прокладок маслорасширителя и попадании влаги;

неравномерность температуры на поверхности высоковольтного ввода может возникать из-за разбухания или смещения его бумажной основы, а также из-за шламообразования на уступах его остова или нарушения циркуляции масла в нем.

Контроль за состоянием маслоочистительных и маслосборных устройств (маслоочистительного фильтра, бумажной изоляции обмоток) во время эксплуатации осуществляется экспресс-анализом на увлажнение масла по изменению цвета индикаторного силикагеля, который при впитывании влаги розовеет и приобретает яркую окраску.

Если же предполагается проводить анализ масла для определения количества фурановых соединений, по которым оценивается степень полимеризации бумажной изоляции обмоток, то забор проб масла из силового трансформатора необходимо проводить до смены термосифонных фильтров. (При наличии в силовом трансформаторе термосифонного фильтра образующиеся фурановые продукты адсорбируются и распадаются из-за кислой среды на силикагеле, а информация о старении изоляции может поступать только при установлении динамического равновесия между продуктами поглощения и выделения сорбента.)

Проверку действия систем охлаждения, РПН, маслонасосов и двигателей приводов необходимо производить периодически и тщательно, так как по статистике нарушения в работе устройств РПН и ПБВ составляют 14... 24 %, а элементов системы охлаждения — 8,6%.

Основными узлами, где появляются дефекты силовых трансформаторов, являются устройства регулирования напряжения. Опыт эксплуатации РПН показывает, что при нормальном газовыделении из-за плохого состояния контактов РПН возможно быстрее развитие аварии на силовых трансформаторах. С этим парадоксом необходимо считаться.

Если силовой трансформатор имеет систему принудительной Циркуляции масла, то забор проб масла следует проводить как при включенной, так и при выключенной системе циркуляции (степень загрязнения масла механическими примесями определяйся по температурной зависимости tg8). Если старый силовой трансформатор имеет сильное загрязнение активной части, то при включении принудительной циркуляции масла произойдет снижение его пробивного напряжения.

Выявление и локализацию частичных разрядов электрическими и акустическими методами необходимо осуществлять в силовых трансформаторах напряжением 330 кВ и выше, однако известны случаи их выявления и при более низком напряжении. Частичные разряды — опасный вид развивающихся внутренних дефектов силовых трансформаторов, т. е. появление частичных разрядов между обмоткой и барьерной изоляцией, это свидетельствует о понижении эффективной циркуляции масла в канале. При этом необходима проверка работы системы охлаждения и анализ масла. Если же уровень устойчивых частичных разрядов превышает уровень помех в пять и более раз, значит имеется опасный развивающийся дефект трансформатора.

В трансформаторах различного типа существуют характерные зоны повышенной вибрации, и требуется производить оценку уровня и характера шума в этих зонах.

При вибрации всего бака силового трансформатора возможно нарушение жесткости установки трансформатора на катках или фундаменте. В этом случае необходимо проверить положение башмака или установить дополнительные прокладки. Если же в режиме нагрузки усиливается вибрация силового трансформатора, или изменяется частота вибрации, или появляется модулированный шум, это свидетельствует об ухудшении запрессовки обмоток и магнитопровода.

Если присутствуют резонансные колебания (шум) на частотах до 100 Гц, значит вибрации вызваны вентиляторами и маслонасосами, однако возможно и то, что они связаны с электродинамическими процессами (магнитострикцией в магнитопроводе и электродинамическими процессами в обмотке). Причинами резонансных колебаний на частотах 300 и 500 Гц могут быть распрессовка или дефект сборки магнитопровода.

Если при переходе от режима холостого хода к режиму нагрузки вибрация бака силового трансформатора уменьшается, значит вибрационные дефекты отсутствуют. Если частота и амплитуда вибрации превышают контрольное значение, пропорциональное квадрату тока, то возможно ослабление узлов крепления или потеря радиальной устойчивости обмоток. Если это превышение происходит постепенно (от замера к замеру), то имеет место снижение запрессовки обмотки.

При отключении электродвигателей вентиляторов силового трансформатора с системой охлаждения Д по ГОСТ 11677—85 допускается его нагрузка до 50 % от номинальной мощности (при отключении электродвигателей вентиляторов возможна локализация источника шума).

Результаты внешнего исследования вносят в карту осмотра, в которой предусмотрены соответствующие показатели состояния отдельных частей и деталей и обнаруженные во время внешнего исследования дефекты. Обнаруженные дефекты записываются в журнале дежурного персонала.

Ресурсная диагностика силовых трансформаторов должна осуществляться обязательно. Минимальная оценка их состояния включает в себя внешний осмотр и взятие проб масла, а также диагностику в объеме межремонтных испытаний. Второй уровень исследования — контроль внутреннего состояния трансформатора может осуществляться с привлечением специализированных подразделений. На этом уровне диагностирования технического состояния трансформатора ставится цель: более точно, чем на первом уровне оценить его физический и моральный износ и обосновать возможность продолжения эксплуатации, а также выявить внутренние развивающиеся и аварийные дефекты.

Ресурсная диагностика включает в себя три этапа исследования:

лабораторный — физико-химический анализ масла и хроматографический анализ растворенных газов;

тестовый — испытание и контроль параметров без включения и с отключением напряжения;

аналитический — диагностика состояния по полученным результатам исследований и экспертных запросов.

Лабораторный этап состоит из анализа взятых при внешнем исследовании проб масла и заполнения соответствующих форм для последующего хранения результатов. Анализ проб осуществляется с целью определения свойств масла как элемента изоляции и охлаждающей среды трансформатора, РПН, высоковольтных вводов и дугогасящей среды в устройствах РПН, а также как источника информации о внутреннем состоянии оборудования.

Результаты лабораторных испытаний масла позволяют выделить две области его эксплуатации: область нормального состояния и область риска.

Нормальное состояние масла соответствует интервалу от предельных значений его характеристики после заливки до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации. Состояние масла, гарантирующее надежную работу трансформатора минимально, определяется контролем трех показателей — пробивного напряжения, кислотного числа и температуры вспышки в закрытом тигле.

Глава 5

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: