Перегрузка силовых трансформаторов (длительная допустимая и кратковременная аварийная)

Перегрузка силовых трансформаторов (длительная допустимая и кратковременная аварийная)

Перегрузка силовых трансформаторов важный параметр, необходимый как при проектировании, так и при эксплуатации электрических станций и подстанций

В статье представлены действующие нормативные документы, на основании которых определяются допустимые перегрузки трансформаторов

Допустимая длительная перегрузка силовых трансформаторов по ПТЭ

Тип трансформаторов	Длительно допустимая перегрузка*
Масляные	5%** [п. 5.3.14 ПТЭ ЭСС], [п. 2.1.20 ПТЭП]
С жидким негорючим диэлектриком	5%** [п. 2.1.20 ПТЭП]
Сухие***	устанавливаются заводской инструкцией [5.3.15 ПТЭ ЭСС]

Примечания:

* — под длительно допустимой понимается сколь угодно долгая продолжительность перегрузки;

** — указана перегрузка в % номинального тока ответвления (если напряжение на ответвлении не превышает номинального)

*** — на практике сухие трансформаторы стараются не перегружать;

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей [п. 5.3.14 ПТЭ ЭСС], [п. 2.1.20 ПТЭП].

Аварийная кратковременная перегрузка трансформатора по ПТЭ

В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах [5.3.15 ПТЭ ЭСиС] , [п. 2.1.20 ПТЭ П]:

Масляные трансформаторы
Перегрузка по току, %	30	45	60	75	100
Длительность перегрузки, мин	120	80	45	20	10
Сухие трансформаторы
Перегрузка по току, %	20	30	40	50	60
Длительность перегрузки, мин	60	45	32	18	5

Аварийная кратковременная перегрузка трансформатора по Приказу Минэнерго РФ N250 от 06.05.2014 г.

В соответствии с Приложением №1 «Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства»(утв. Приказом Минэнерго РФ N250 от 06.05.2014 г):

Допустимые аварийные перегрузки для силовых (авто-) трансформаторов различной системы охлаждения в зависимости от температуры (°С) охлаждающей среды (в долях от номинального тока)

Температура (°С) охлаждающей среды	Система охлаждения
	М, Д	ДЦ, Ц
Для трансформаторов со сроком эксплуатации менее 30 лет
-20°С и ниже	1,5	1,5
-10°С	1,5	1,4
0°С	1,4	1,4
10°С	1,3	1,3
20°С	1,3	1,2
30°С	1,2	1,2
40°С	1,1	1,1
Для трансформаторов со сроком эксплуатации более 30 лет
-20°С и ниже	1,2
-10°С	1,2
0°С	1,15
10°С	1,0
20°С	1,0
30°С	1,0
40°С	1,0

Аварийная кратковременная перегрузка трансформатора по ГОСТ 14209-97 (упрощенные таблицы)

Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки (по ГОСТ 14209-97, Таблица Н.1)

Продолж. перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
-25°С	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	1,8	1,6	1,4
1,0	1,9	1,7	1,6	1,4
2,0	1,9	1,7	1,5	1,4
4,0	1,8	1,6	1,5	1,4
8,0	1,7	1,6	1,5	1,4
24,0	1,7	1,6	1,5	1,4
-20° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,9	1,7	1,6	1,5
1,0	1,9	1,6	1,5	1,4
2,0	1,8	1,6	1,5	1,4
4,0	1,7	1,6	1,5	1,4
8,0	1,7	1,5	1,5	1,4
24,0	1,6	1,5	1,5	1,4
-10° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,7	1,6	1,5	1,4
1,0	1,7	1,5	1,5	1,4
2,0	1,7	1,5	1,5	1,3
4,0	1,6	1,5	1,4	1,3
8,0	1,6	1,5	1,4	1,3
24,0	1,6	1,5	1,4	1,3
0° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,7	1,5	1,4	1,3
1,0	1,7	1,5	1,4	1,3
2,0	1,6	1,5	1,4	1,3
4,0	1,6	1,4	1,4	1,3
8,0	1,6	1,4	1,4	1,3
24,0	1,5	1,4	1,4	1,3
10° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,7	1,4	1,4	1,3
1,0	1,6	1,4	1,4	1,3
2,0	1,5	1,4	1,3	1,2
4,0	1,5	1,3	1,3	1,2
8,0	1,5	1,3	1,3	1,2
24,0	1,5	1,3	1,3	1,2
20° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,5	1,3	1,3	1,2
1,0	1,4	1,3	1,3	1,2
2,0	1,4	1,3	1,3	1,2
4,0	1,4	1,3	1,2	1,2
8,0	1,4	1.3	1,2	1,2
24,0	1,4	1,3	1,2	1,2
30° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,4	1,2	1,2	1,2
1,0	1,3	1,2	1,2	1,2
2,0	1,3	1,2	1,2	1,2
4,0	1,3	1,2	1,2	1,1
8,0	1,3	1,2	1,2	1,1
24,0	1,3	1,2	1,2	1,1
40° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,3	1,2	1,2	1,2
1,0	1,3	1,2	1,2	1,1
2,0	1,3	1,2	1,1	1,1
4,0	1,2	1,2	1,1	1,1
8,0	1,2	1,1	1,1	1,1
24,0	1,2	1,1	1,1	1,1

Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки, не превышающей 0,8 номинального тока (по ГОСТ 14209-97, Таблица Н.2)

Продолж. перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
-25°С	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	2,0	1,9	1,7
1,0	2,0	2,0	1,7	1,6
2,0	2,0	1,9	1,7	1,5
4,0	1,9	1,7	1,6	1,5
8,0	1,7	1,6	1,6	1,4
24,0	1,7	1,5	1,6	1,4
-20° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	2,0	1,8	1,6
1,0	2,0	2,0	1,7	1,5
2,0	2,0	1,9	1,6	1,4
4,0	1,8	1,6	1,5	1,4
8,0	1,7	1,5	1,5	1,4
24,0	1,7	1,5	1,5	1,4
-10° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	2,0	1,7	1,6
1,0	2,0	1,9	1,6	1,5
2,0	1,9	1,8	1,5	1,4
4,0	1,7	1,6	1,5	1,3
8,0	1,6	1,5	1,4	1,3-
24,0	1,5	1,5	1,4	1,3
0° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	2,0	1,7OF	1,5
1,0	2,0	1,8	1,6	1,4
2,0	1,9	1,7	1,5	1,3
4,0	1,7	1,5	1,4	1,3
8,0	1,6	1,4	1,4	1,3
24,0	1,5	1,4	1,4	1,3
10° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	1,9	1,6	1,5
1,0	1,9	1,7	1,5	1,4
2,0	1,8	1,5	1,4	1,3
4,0	1,6	1,4	1,3	1,2
8,0	1,5	1,3	1,3	1,2
24,0	1,5	1,3	1,3	1,2
20° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2,0	1,8	1,5	1,4
1,0	1,8	1,6	1,4	1,3
2,0	1,7	1,5	1,3	1,2
4,0	1,5	1,3	1,3	1 ,2
8,0	1,4	1,3	1,3	1,2
24,0	1,4	1,3	1,3	1,2
30° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,9	1,7	1,4	1,3
1,0	1,8	1,5	1,3	1,3
2,0	1,6	1,4	1,2	1.2
4,0	1,4	1,3	1,2	1,1
8,0	1,3	1,2	1,2	1,1
24,0	1,2	1,2	1,2	1,1
40° C	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,8	1,6	1,3	1,3
1,0	1,7	1,4	1,3	1,2
2,0	1,5	1,3	1,2	1,1
4,0	1,3	1,2	1,1	1,1
8,0	1,2	1,1	1,1	1,1
24,0	1,2	1,1	1,1	1,1

Система охлаждения трансформаторов

Обозначение	Наименование
Д (ONAF)	масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла
М (ONAN)	естественное масляное охлаждение
ДЦ (OFAF)	масляное охлаждение с дутьем и с принудительной циркуляцией масла
Ц (OFWF)	масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла
ON	обозначает виды охлаждения ONAN или ONAF
OF	обозначает виды охлаждения OFAF или OFWF

Перечень НТД по вопросу перегрузки трансформаторов

— «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации», утв. приказом Министерства энергетики РФ от 19 июня 2003 г. N 229 (ПТЭ ЭСС)

— «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», утв. приказом Министерства энергетики РФ от 13 января 2003 г. N 6 (ПТЭ П)

— «Методические указания по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов», утв. приказом Министерства энергетики РФ от 6 мая 2014 г. N 250.

— ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов», введен в действие в качестве Государственного стандарта Российской Федерации с 01.01.2002

— СТО 56947007-29.180.01.116-2012 «Инструкция по эксплуатации трансформаторов», утв. приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.03.2012 № 113

— Проект норматива «Требования к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию» (подготовлен Минэнерго России 23.07.2018)

Известно, что современные сухие силовые трансформаторы надежны и просты в эксплуа­тации, не нуждаются в дополнительных затратах на обслуживание.

Их особенности состоят в следующем:

• абсолютно безопасны в плане пожарной и экологической угрозы, поэтому их можно использовать там, где требуется соблюдать повышенную безопасность, например в общественных местах, в метро, в жилых зданиях и т.п.;
• могут быть установлены там, где имеются повышенные требования к экологии и охра­не окружающей среды, например в курортных зонах или на водозаборных станциях;
• на промышленных предприятиях уста­новка сухих трансформаторов избавит от дополнительных издержек на строительство подстанций и на распределительные шины и кабели низкого напряжения.

Существуют различные серии сухих трансформаторов.

1. Трансформаторы серии ТСЗГЛ – сухие силовые с геофолевой литой изоляцией, понижающие трехфазные двухобмоточные, общего назначения, нормального конструктивного исполнения, мощностью от 160 до 2500 кВ А, напряжением 6, 10, 20 кВ. Предназначены для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. Устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым предъявляются повышенные требования в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты. В корпусах имеют степень защиты IP 20.
2. Трансформаторы серии ТСЗН – сухие, мощностью от 25 до 1600 кВ∙А, с изоляцией Nomex, напряжением до 10 кВ, используются во многих отраслях народного хозяйства. Предназначены для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. Могут быть установлены в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым предъявляются повышенные требования в части пожаробезопасности, экологической чистоты. Максимально удобная в обслуживании модель кожуха взрывозащищенности. Предусмотрена дополнительная комплектация шинными мостами со стороны ВЫ и НН. С корпусом имеет степень защиты IP20.
3. Трансформаторы серии ТСЛ – сухие, мощностью от 25 до 2500 кВА, напряжением 6,10 и 20 кВ, разработаны специально для установки во встроенные подстанции. Характеризуются уменьшенными габаритами, пониженным уровнем шума и минимальными эксплуатационными затратами. Пожаробезопасны (в качестве диэлектрика используется огнестойкая, самогасящая смола), экологически чисты (не выделяют вредных веществ во время пожара, отсутствует проблема выброса масла), устойчивы к воздействию пыли, влаги и плесени.

По оценкам специалистов, сухие трансформаторы с литой изоляцией обмотки в будущем будут применять на более высокие уровни напряжения, 35 кВ. Сухие трансформаторы с открытой обмоткой, пропитанной под вакуумом полиэстерными смолами, в которых не возникают частичные разряды из-за малой массы и толщины изоляции, будут более востребованными на напряжение 6 и 10 кВ, чем другие виды сухих трансформаторов. Преимущества сухим трансформаторам дают не только новые изоляционные материалы, но и новые принципы конструирования и технологии изготовления.

Современные сухие трансформаторы отличаются достаточно высокой надежностью в эксплуатации, но, как и на другое электрооборудование, на сроки их службы оказывают влияние внешние факторы.

Сухие трансформаторы подвержены влиянию различных химических и физических факторов, зависящих от качества окружающей среды. Потенциальными опасностями являются влажность, физические и химические загрязнения, ветер. При хранении температура трансформатора равна температуре окружающей среды. В этот период его изоляция подвержена воздействию влаги: проникновению в изоляцию и конденса­ции на поверхности, что может стать причиной разрядов («перекрытий») при подаче напряжения. По этой причине хранить трансформатор рекомендуется при относительной влажности воздуха не выше 90 %, а перед включением в работу убедиться в отсутствии конденсата. При эксплуатации сухие трансформаторы могут подвергаться различным воздействиям. Несмотря на то что рабочая температура обмоток выше температуры окружающей среды, высокая влажность может вызвать проникновение влаги в материал обмоток и ухудшить изоляционные свойства.

Известно, что электростатические поля притягивают частицы пыли, оседающие на поверхности обмоток ВН. Это снижает сопротивление поверхностным токам утечки, повышая вероятность перекрытий изоляции трансформатора [1]. Притягиваемые электростатическими полями пары углеводородов могут осаждаться на поверхности обмоток.

Впоследствии под воздействием температуры углеводороды могут трансформироваться химически, образуя полупроводящие или проводящие отложения, что может способствовать перекрытию изоляции либо ухудшить распределение электрического поля по поверхности, способствуя аккумуляции проводящей пыли. Кроме влияния электростатических полей, имеет место коррозия изоляционных материалов, скорость которой зависит от влажности и температуры, и деградация диэлектрических свойств. Степень влияния пыли, песка и соли зависит от скорости ветра.

В этом случае возможны следующие ситуации:

• ухудшение электрических параметров: качества контактов, сопротивления токам утечки;
• препятствие работе вентиляторов;
• абразивное воздействие на поверхность изоляторов и снижение поверхностного сопротивления;
• накапливание проводящей пыли на обмотках ВН;
• засорение вентиляционных отверстий.

Так как мелкая пыль гигроскопична, то это способствует образованию проводящего слоя на поверхности изолятора.

Для сухих трансформаторов, эксплуатирующихся в черте города с промышленными объектами или интенсивным движением транспорта, а также в незащищенных от пыли зонах (за исключением близкорасположенных к источникам пыли), необходимо учитывать следующие ограничения:

• относительная влажность воздуха – не более 90 %;
• концентрация S02 – не более 0,1 мг/м3;
• концентрация NOx – не более 0,1 мг/м3;
• концентрация пыли и песка – не более 0,2 мг/м3;
• концентрация морской соли – не более 0,3 г/м3.

Рекомендации даны в соответствии с МЭК 60721.

Учет данных ограничений сохраняет срок службы сухих трансформаторов в течение десятков лет.

Тепловой режим работы трансформатора – один из важнейших факторов, влияющих на старение изоляции и, как следствие, на сроки его службы.

Ниже приводятся условия, которые рекомендуется выполнять для обеспечения требуемого охлаждения, независимо от размеров помещения и степени защиты сухого трансформатора (наличия кожуха).

Эти рекомендации применимы и для других типов электрооборудования.

Большой объем пространства над трансформатором способствует лучшему оттоку нагретого воздуха. Кроме того, эффективность вентиляции зависит от ее способности удалять воздух из верхней части помещения. Для этого приточное отверстие должно располагаться как можно ниже, а вытяжное – как можно выше и с противоположной стороны.

Расположение приточного вентиляционного отверстия (вентилятор, работающий на вдув) над трансформатором препятствует оттоку горячего воздуха от него. Это может привести к повышению температуры трансформатора выше допустимой. В лучшем случае сработает тепловая защита; в худшем, если она отсутствует, произойдет перегрев и преждевременное старение изоляции.

Известно, что цель вентиляции – снижение тепла, выделяемого электрооборудованием (трансформаторами, двигателями, нагревателями и т.д.).

В нормальном режиме оборудование выделяет мощность потерь Р (кВт), для отвода которой с помощью вентиляции необходимо, чтобы было:

• отверстие притока холодного воздуха эффективной площадью S (м2), расположенное внизу вблизи трансформатора (эффективная площадь отверстия – это его реальная площадь, за вычетом все помех – решеток, клапанов и т. д.);
• отверстие вытяжки горячего воздуха эффективной площадью S’ (м2), расположенное сверху с противоположной стороны, по возможности над трансформатором, на высоте Н (м) относительно нижнего отверстия [1].

Площадь отверстий можно определить по формулам: S = (0,18Р)/Н; S’ = 1,1∙S.

Эти формулы применимы при установке оборудования на высоте до 1000 м над уровнем моря при среднегодовой температуре 20 °С.

Если невозможно обеспечить вышеуказанные площади отверстий для естественной вентиляции помещения, следует применить принудительную вентиляцию с помощью установки:

• на нижнем отверстии – приточного вентилятора производительностью Q (м3/с), определяемую по мощности потерь по формуле: Q’ = 0,1∙Р;
• на верхнем отверстии – вытяжного вентилятора = 0,11∙Р.

При недостаточной площади только одного из отверстий допускается ограничиться установкой вентилятора только на нем. Пространство над трансформатором должно оставаться свободным до самого потолка, за исключением присо­единений.

Следует помнить, что скопление пыли на трансформаторе препятствует нормальному теплоотводу. Это особенно актуально для пыльных производств. Необходимо проводить регулярную чистку с помощью пылесоса (не обдувом!).

С точки зрения вентиляции трансформатора и возможности его перегрева влажность воздуха не является опасным фактором. Однако наличие отопительных элементов, препятствующих образованию конденсата, следует учитывать при расчете габаритов помещения и вентиляционных отверстий.

В зависимости от степени защиты (IP) и прозрачности сетки на стенках кожуха, требуемая эффективная площадь вентиляционных отверстий может оказаться достаточно большой. Для примера, в кожухе класса IP31 сухого трансформатора площадь перфорации сетки составляет около 50 %. Если сухой трансформатор используется с нарушением допустимых условий, предписанных относительно его хранения, введения в эксплуатацию и самой эксплуатации, то срок службы его будет сокращаться.

В случае, если в помещении установлено другое оборудование, при расчете вентиляции мощность Р должна включать его потери при полной нагрузке.

ВЫВОД

Сухие трансформаторы возможно использовать в условиях умеренно холодного климата, а также в помещениях, где климатические условия регулируются искусственно. Для нормального функционирования сухих силовых трансформаторов необходимо поддерживать температуру от +1 °С до +35 °С. Кроме того, они требуют невзрывоопасной окружающей среды, которая должна содержать пыль и другие примеси не более допустимой нормы. Сухие трансформаторы не рассчитаны на функционирование в неблагоприятных условиях, в частности в условиях тряски, вибрации, ударов, а также в среде, которая является химически активной. Кроме того, использовать сухие трансформаторы возможно только на высоте до 1000 м над уровнем моря.

Сухие трансформаторы выпускаются многими компаниями как в РФ, так и за рубежом. Ниже в качестве примера приведены общие сведения о сухих силовых трансформаторах, выпускаемых некоторыми известными компаниями.

Предприятие «РосЭнергоТранс» выпускает следующие сухие трансформаторы:

• с литой изоляцией мощностью от 25 до 16 тыс. кВ∙А на классы напряжения до 35 кВ;
• с воздушно-барьерной изоляцией мощностью от 25 до 12 500 кВ∙А на классы напряжения до 35 кВ.

Это трансформаторы серий ТС и ТСЗ, которые могут без дополнительных затрат заменять ранее установленные: масляные, совтоловые, сухие трансформаторы серий: ТСГЛ, ТСЗГЛ, ТСЗГЛФ, GDNN, GEAFOL, SGB, RESIBLOC, TRIHAL, TTA-RES и другие.

производит следующие виды сухих трансформаторов:

• силовые распределительные общего назначения;
• преобразовательные для питания электропривода постоянного тока в металлургической, буровой, нефтегазодобывающей и других отраслях промышленности;
• сухие для преобразовательных установок городского транспорта (метро, трамвай, троллейбус);
• сухие для собственных нужд электростанций и других объектов.

Братиславский Электротехнический завод BEZ TRANSFORMATORY, a.s. выпускает следую­щие сухие трансформаторы:

• с литой изоляцией серии aTSE с алюминиевыми обмотками и естественным воздушным охлаждением. Типоряд мощностей трансформатора – от 63 до 4000 кВ∙А, номинальное напряжение 6,10,20 и 35 кВ;
• с литой изоляцией, медными обмотками и естественным воздушным охлаждением. Типоряд мощностей трансформатора – от 630 до 3150 кВ∙А, номинальное напряжение 6, 10, 20 и 35 кВ.

Сухие трансформаторы aTSE и TSE являются аналогами сухих трансформаторов ТСЛ, ТСГЛ, ТСЗЛ.

выпускает серийно сухие трехфазные трансформаторы с естественным воздушным охлаждением типа ТС и ТСЗ с изоляцией «Номекс», которые используются для преобразования электроэнергии в сетях переменного тока частотой 50 Гц.

В сухих трансформаторах предусмотрена возможность пятиступенчатой регулировки напряжения (типа ПБВ) с диапазоном регулирования ±2 × 2,5 % от номинального напряжения по стороне 6(10) кВ.

Основными изоляционными материалами (главная и продольная изоляция) для трансформаторов ТС и ТСЗ являются бумага и картон из ароматического полиамида, изготавливаемые на основе специальной технологии «Номекс» (Nomex), разработанной .

Тип обмотки НН – слоевая, материал – медная либо алюминиевая фольга. Тип обмотки ВН – непрерывная катушечная, материал – провод прямоугольный медный либо алюминиевый. Класс нагревостойкости трансформаторов типа ТС и ТСЗ – Н (180 °С), но с учетом того, что нагревостойкость изоляции Nomex составляет 220 °С, трансформаторы будут обладать высокой нагрузочной способностью.

Изоляция Nomex и внесение лака методом пропитки в вакууме под давлением в сочетании с термоотверждением придают обмотке стойкость к пыли, влаге и загрязняющим веществам.

Выбранные типы обмоток и вид материалов для трансформаторов серии ТС и ТСЗ, а именно ОНН – слоевая (материал – медная или алюминиевая фольга), а ОВН – непрерывная катушечная (материал – провод прямоугольный медный или алюминиевый) имеют ряд преимуществ перед другими типами обмоток:

• высокая стойкость к динамическим ударам токами короткого замыкания;
• высокая электрическая прочность;
• хорошая теплоотдача.

Серия силовых трансформаторов ТС и ТСЗ обладает высокими электрическими и механи­ческими характеристиками, включая способность выдерживать механические напряжения, вызванные резкими и широкими перепадами температуры.

Трансформаторы ТС изготавливаются со степенью защиты IР00 (без кожуха). Трансформаторы ТСЗ изготавливаются со степенью защиты IP21 (в кожухе). Трансформаторы применяются при строительстве коттеджей, небольших производств, городских микрорайонов, а также на крупных промышленных предприятиях, распределительных объектах электросетей.

Компания изготовляет сухие трансформаторы с нестандартной мощностью, с повышенным на­пряжением короткого замыкания (до 8–12 %), с уменьшенными потерями (с медными обмотками), с расщепленной вторичной обмоткой (в том числе и для наружных установок) и др. Наиболее часто изготовляемые мощности сухих трансформаторов с изоляцией Nomex: 630, 1000, 1600, 2000, 2500 кВ А (6 и 10 кВ).

Компания Schneider Electric производит сухие трансформаторы серии Trihal с литой эпоксидной изоляцией, залитой в глубоком вакууме. Трансформаторы предназначены для распределительных электрических сетей напряжением 6,10 и 20 кВ.

Трансформаторы серии Trihal отличаются исключительными противопожарными свойствами благодаря добавке тригидрата алюминия в эпоксидное литье. В случае возгорания добавка обеспечивает образование оксида алюминия, создающего вокруг обмотки огнеупорный отражающий слой и «рубашку» из водяного пара, а также интенсивный отвод тепла от обмотки.

Таблица 1. Технические характеристики трансформаторов серии Trihal
Номинальная мощность, кВА

160	250	400	630	1000	1250	1600	2000	2500
Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ	6, 10
Номинальное напряжение обмотки НН, кВ	0,4
Способ и диапазон регулирования	ПБВ; +2 × 2,5 %
Потери XX, кВт	0,61	0,82	1,0	1,37	2,0	2,5	2,8	3,5	4,3
Потери при нагрузке при 75 °С, кВт	2,3	3,1	4,5	6,7	8,8	10,5	12,3	14,9	18,3
Потери при нагрузке при 120 °С, кВт	2,7	3,5	5,2	7,6	10,0	12,0	14,0	17,0	21,0
Напряжение КЗ, %	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Рабочий диапазон температур, °С	-25… +45

В результате действия этих факторов температура обмоток никогда не достигает температуры вспышки изоляции и происходит незамедлительное самогашение. Трансформатор имеет низкий уровень частичных разрядов благодаря особой технологии намотки и заливке в глубоком вакууме, а каждый серийно выпускаемый трансформатор отвечает одновременно требованиям: по классу огнестойкости (F1); по воздействию окружающей среды (частая конденсация и сильное загрязнение – Е2); по климатическим воздействиям (С2).

В табл. 1 приведены технические характеристики сухих трансформаторов серии Trihal.

В табл. 2 приведены массогабаритные параметры сухих трансформаторов серии Trihal.

Таблица 2. Массогабаритные параметры сухих трансформаторов серии Trihal

Номинальная мощность (кВ∙А)	160	250	400	630	1000	1250	1600	2000	2500
Размеры, мм:
Длина	990	1070	1295	1395	1490	1515	1605	1680	1830
Ширина	665	680	795	810	945	945	945	1195	1195
Высота	1330	1370	1335	1520	1660	1810	1880	2105	2200
Масса, кг	770	950	1230	1660	2200	2510	2980	3600	4730

ОБЩИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СУХИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ СЕРИИ TRIHAL

• Максимальная высота установки 1000 м;
• класс нагревостойкости F (нагрев 100 °С);
• схема и группа соединения обмоток ∆/Y0–11 или ∆/Y0–5;
• уровень частичного разряда при 1,3 Uном<10 пКл.

Одним из важных параметров при эксплуатации сухих силовых трансформаторов является их перегрузка. В основном все производители сухих силовых трансформаторов испытывают их на перегрузочную способность, однако далеко не все из производителей дают величину перегрузки этих трансформаторов в их технических характеристиках. Последнее затрудняет эксплуатационникам правильно выбрать режим работы сухого трансформатора при различной его загрузке, особенно при вынужденной перегрузке.

Так, например, в технических характери­стиках на сухие трансформаторы ТСГЛ/аТSЕ, производимые в рамках совместного проекта российских , ОАО «МОСЭНЕРГО» и словацкой компании BEZ TRANSFORMATORY, a.s., дается допустимая перегрузка, которая составляет 1,5. При этом не указана продолжительность работы сухого трансформатора при такой перегрузке.

В то же время приводятся следующие условия работы сухих трансформаторов ТСГЛ/аТSЕ:

• высота их установки над уровнем моря не должна превышать 1000 м;
• температура окружающего воздуха может находиться в интервале от -45 °С до +40 °С, если среднесуточная температура не превысит +30 °С, а среднегодовая температура – +20 °С. Сухие силовые трансформаторы охлаждаются естественной циркуляцией воздуха (AN), и поэтому в процессе эксплуатации они должны быть установлены так, чтобы было обеспечено их эффективное охлаждение.

Против перегрева трансформаторы защищены тепловой позисторной защитой, встроенной в обмотку низшего напряжения и выведенной на клеммы теплового реле с питающим напряжением 220 В переменного тока, 110 В или 220 В постоянного тока. Тепловая защита имеет два каскада. Первый каскад является сигнализационным, а второй установлен на предельную наибольшую температуру. По желанию трансформаторы поставляются также с термозащитой при помощи термометров сопротивления типа Pt 100.

Компания SCHNEIDER ELECTRIC в технических характеристиках на сухие силовые трансформаторы серии TRIHAL указывает, что перегрузки трансформаторов без сокращения срока службы допускаются при условии, что они компенсируются рабочей нагрузкой, меньшей, чем номинальная мощность.

Трансформатор, рассчитанный на работу при температуре окружающей среды 40 °С, может использоваться при более высокой температуре с уменьшением мощности, как показано ниже:

Максимальная температура окружающей среды	Допустимая нагрузка
40 °С	Р
45 °С	0,97Р
50 °С	0,94Р
55 °С	0,90Р

Номинальная мощность определяется естественным охлаждением воздуха (AN-air natural).

Возможна перегрузка по мощности на 40 % при принудительном охлаждении трансформатора (AF – air cooling forced).

В «Основных правилах обеспечения эксплуатации атомных станций» (3-е издание, измененное и дополненное, РД ЭО 0348-02) в разделе 14.3.16 указано, что в аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры окружающей среды в следующих пределах для сухих трансформаторов:

Перегрузка по току, %	20	30	40	50	60
Длительность перегрузки, мин	60	45	32	18	5

В ГОСТ Р 54419-2011 «Трансформаторы силовые. Часть 12. Руководство по нагрузке сухого трансформатора» в разделе 4 приведен общий подход к перегрузке, а именно: указано, что существуют последствия перегрузки трансформатора свыше номинальных параметров, последствия и риски кратковременной аварийной перегрузки, а также результаты длительной аварийной перегрузки.

Анализ директивных материалов по перегрузкам силовых сухих трансформаторов показывает, что в этих документах приведены в основном общие сведения о перегрузках и рекомендации по ним.

Конкретные величины аварийных и длительных перегрузок необходимо запрашивать у предприятий-изготовителей тех сухих силовых трансформаторов, которые использует в своих проектах проектировщик, и впоследствии будет применять эксплуатационник.

Такой подход обеспечит тот гарантийный срок эксплуатации сухого трансформатора, который указывает производитель на это оборудование.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Сайт https://forsa.ru/ssylki-po-electroe-nergetike/ [Электронный ресурс].
2. Полный справочник по электрооборудо­ванию и электротехнике (с примерами расчетов): справочное издание / Э.А. Киреева. – M.: КНОРУС, 2012. – 864 с.

Объявления

ПАУтина писал(а): 2019-04-24 15:15:13

А что мне всё в нём понравилось, конкретно и чётко, когда ставить АОПО на Тр. или АТр.,

Не торопитесь! Всё намного веселей и интересней, чем Вам кажется. Не увидел я, в документе, что трансформатор должен быть отключен при превышении хоть перегрузки, хоть температуры. Понятие «не допускается перегрузка» это вовсе не значит, что оборудование должно быть отключено. Сегодня и без этих таблиц есть на трансформаторах защита от перегрузки, однако не всегда она действует на отключение. Я вижу эти таблицы, как смена защит от перегрузки на трансформаторах на цифровые защиты с дискретными уставками вплоть до 24 часов, с контролем температуры, с контролем тока, передаваемого в системный оператор, с отсчетом срока службы и т.д. Вижу проблемы, если в течении суток, режим работы был сначала с превышением температуры, потом по току, на еще не остывшем трансформаторе. Не вижу, кто должен нажать «красную кнопочку» — на отключение))). Ведь после отключения идет расследование и кто-то должен будет ответить либо за отключение потребителей (вручную или автоматически отключенных), либо за порчу оборудования, либо за непроработку заявок по возможной перегрузке трансформатора. А последние случаи бывали на моей памяти, когда заместитель главного диспетчера по режимам, торопясь на дачу не прорабатывал заявки, так просто разрешая их. Пришедшие на смену диспетчера , их просчитывали на модели, звонили заместителю главного диспетчера, говоря, что по режиму не проходит, а он в свою очередь с дачи им отвечал, что , если что , то беру всё на себя. Когда же случалось отключение, то «беру всё на себя» превращалось — замочить подчиненных, потому что не убедили дачника. И это не единичные случаи — халатность проявляли одни, а выживали из коллективов людей совсем не причастных к этому. С новыми алгоритмами, в которых будут заложены предлагаемые таблицы будет все сложнее. Да АОПТ может быть устанволена, но не проектный же институт решает — отключать трансформатор или нет. Вводить или нет защиту на отключение должны наверное другие люди. Кто они не очень понятно)))

Добавлено: 2019-05-04 22:20:55

ПАУтина писал(а): 2019-04-24 15:15:13

А что мне всё в нём понравилось, конкретно и чётко, …

А как Вы смотрите на следующие нестыковки? В ПТФ ЭЭС в п. 126 говорится так: Автотрансформаторы (трансформаторы) допускают аварийную перегрузку в размере и продолжительностью, определяемыми в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, но не менее 50 процентов в течение 20 минут.

Данный Приказ в таблицах № 2, 3, 4, 5, 6 , 7 для времени 20 мин указывает при некоторых температурах нагрузку менее 50 %, более того даже для времени 10 минут таблицы № 5, 6, 7 указывают на перегрузку менее 50 % при некоторых температурах.

Чему верить и на что ориентироваться?

Допустимые токовые нагрузки можно и нужно посчитать заново

Андрей ЛЯНЗБЕРГ Заместитель начальника отдела электрических режимов Департамента оперативно-технологического управления ПАО «ФСК ЕЭС», к. т. н. e-mail

Василий КАПУСТИН Главный эксперт отдела электрических режимов Департамента оперативно-технологического управления ПАО «ФСК ЕЭС» e-mail
A. LYANZBERG Deputy Head of the Electric Modes Division of the Department of Operational and Technological Management FGC UES, CES e-mail

V. KAPUSTIN Chief Expert of the Electric Modes Division of the Department of Operational and Technological Management FGC UES e-mail

Аннотация. В статье рассмотрены проблемы, связанные с устаревшими требованиями к стандартизации допустимых токовых нагрузок основного электротехнического оборудования подстанций и проводов линий электропередач. Описан возможный положительный эффект при актуализации данных требований. Приведено описание уже реализованных решений по направлению. Даны предложения по развитию нормативных требований с учётом технических ограничений. Ключевые слова: допустимые нагрузки, воздушные линии электропередач, оборудование подстанции, нормативные требования, цифровизация.

Abstract. The article discusses the existing problems associated with outdated requirements for the standardization of main substation equipment and overhead lines conductor admissible current capacities. A possible positive effect is described when updating these requirements. A description of already implemented solutions in the power energy area is given. Suggestions for the development of regulatory requirements are given, taking into account engineering constraints. Keywords: admissible capacities, overhead lines, substation equipment, regulatory requirements, digitalization.

Электроэнергетическая отрасль переживает этап активного развития и внедрения цифровых технологий в процессы организации получения, передачи, распределения и преобразования электроэнергии. В условиях прогрессивного развития и внедрения автоматизированных цифровых систем и программных комплексов целесообразно рассмотреть возможность актуализации и совершенствования нормативных документов, регламентирующих, в частности, требования к эксплуатации основного электроэнергетического оборудования. Первым документом, утвердившим обновлённые подходы, стал приказ Минэнерго РФ «Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики» [1] от февраля 2022 года, в котором перегрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов зависит от целого ряда факторов: технического состояния, срока эксплуатации, температуры охлаждающей среды, длительности и величины перегрузки. В статье рассматривается вопрос развития регламентирующих документов, определяющих допустимые токовые нагрузки воздушных линий электропередач и электросетевого оборудования, актуализация которых позволит сделать еще один шаг в сторону цифровизации отрасли.

Ретроспектива, настоящее и будущее

На текущий момент допустимые токовые нагрузки типовых проводов воздушных линий электропередач регламентируются правилами устройства электроустановок. В данном документе допустимые токовые нагрузки по проводам определены при зафиксированных условиях (за исключением температуры наружного воздуха) и рассчитаны, исходя из недопустимости длительного нагрева проводов воздушных линий свыше 70 °C. Для каждого значения температуры наружного воздуха допустимая токовая нагрузка проводов представляется одним числом, не зависящим от других факторов. Превышение же этой величины даже на несколько десятых процентов недопустимо как на стадии проектирования, так и в процессе эксплуатации, независимо от длительности такой перегрузки. При этом в ГОСТе указано, что длительно допустимая температура сталеалюминиевых проводов в процессе эксплуатации не должна превышать 90 °C. На основании этого можно сделать вывод о возможности повышения значений допустимых токовых нагрузок, указанных в правилах, обеспечив при этом контроль соответствия требованиям в части допустимых расстояний от провода до земли, препятствий и пересечений.

Сейчас целесообразно рассмотреть возможность актуализации нормативов по эксплуатации основного электроэнергетического оборудования

Кроме того, значения допустимых токовых нагрузок по проводам в правилах регламентируются при температурах наружного воздуха от –5 до +50 °C, хотя известно, что максимумы нагрузок в энергосистеме приходятся на холодное время года, когда температуры во множестве регионов России существенно ниже, чем –5 °C. В эти периоды возможно увеличить допустимые токовые нагрузки, если учесть дополнительное охлаждение провода. Не учитывают правила и особенности конструкции линии, климатические условия региона её расположения, включая такие факторы как солнечная радиация, направление и сила ветра. Требования к пропускной способности воздушных линий, указанные в правилах, разрабатывались более сорока лет назад. Имеющихся в наши дни исследований в области пропускной способности проводов линий электропередач достаточно для создания математических моделей, позволяющих подробно анализировать электротепловые и механические процессы, влияющие на нагрев провода, и, как следствие, его допустимую токовую нагрузку. Кроме того, существующие комплексы противоаварийной автоматики, направленные на ограничение перегрузочной способности воздушных линий, имеют возможность задания множества ступеней срабатывания в зависимости от величины тока и длительности его протекания, что позволяет минимизировать объемы управляющих воздействий и повысить надёжность электроснабжения потребителей.

Высоковольтные лэп Источник: Zaiets Roman / Depositphotos.com

Теперь у нас есть техническая возможность задавать значение пропускной способности проводов воздушных линий не одним независимым числом, а функцией от целого ряда факторов: длительности и величины протекающего тока, климатических и конструкторских условий. Отдельные сетевые компании уже используют у себя такие подходы. Например, в «Россетях» определение допустимых токовых нагрузок по воздушным линиям регламентировано внутренним стандартом организации [4], позволяющим определять длительные и аварийные допустимые токовые нагрузки с учетом различных факторов. Как правило, величины, рассчитанные с использованием стандарта выше величин, указанных в правилах, а отдельные значения допустимой аварийной нагрузки, наоборот, превышают значения, указанные в правилах более чем на 50 %. Для определения допустимых токовых нагрузок используется программный комплекс, позволяющий производить автоматизированный расчёт с учетом требований действующих нормативно-­технических документов. Подробный опыт применения стандарта и положительные эффекты его использования описаны в [5]. Регламентация допустимой пропускной способности высокочастотных заградителей, линейных выключателей, линейных разъединителей, кабельных вставок, токоограничивающих реакторов и иного первичного оборудования подстанций ограничивается, преимущественно, заданием типовых номинальных линеек, также представляющих собой одно значение без учёта влияющих на нагрев токоведущих частей факторов. Исключением можно назвать ГОСТ о трансформаторах тока [6], в котором присутствует понятие «наибольший рабочий первичный ток» для трансформаторов тока с указанием на возможность его превышения. Использование данного значения как аварийно допустимого позволяет повысить пропускную способность элемента электрической сети. Однако и здесь само значение аварийной нагрузки – это лишь одно, независящее от других факторов, число (согласно ГОСТ о трансформаторах тока – 120 % от наибольшего рабочего тока). Неизменная задача отрасли по повышению надёжности электроснабжения потребителей и наличие возможности уточнённого моделирования тепловых процессов подталкивают нас к актуализации данных по пропускной способности первичного оборудования подстанций. На основании полученных от заводов-­изготовителей данных уже сейчас можно утверждать, что для большинства электросетевого оборудования возможна работа с ограниченным по времени превышением номинального тока без последствий для его технического состояния. При этом имеется зависимость номинальной пропускной способности от температуры окружающей среды.

Практические преимущества нового подхода

Токовая нагрузка линий электропередач и электросетевого оборудования напряжением 110 кВ и выше является одной из ключевых характеристик электроэнергетического режима Единой энергетической системы. В задачи сетевых компаний входит корректное определение допустимого уровня токовых нагрузок сетей для различных условий. Подготовленная информация о допустимых токовых нагрузках оборудования направляется в диспетчерские сетевых компаний для планирования и ведения электроэнергетического режима, а также в проектные организации для разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики и иных документов. Соответственно, чем выше будут направленные значения, тем меньшие ограничения, как генерации, так и потребителей, возможны при ведении режима. Снижаются и ожидаемые капитальные затраты на развитие сети для обеспечения возможности передачи электроэнергии в будущем. От допустимых токовых нагрузок зависит эффективность использования основного электроэнергетического оборудования, а, значит, и прибыль сетевых организаций и станций. Пропускная способность является одним из факторов определения возможности технологического присоединения новых потребителей и производителей электроэнергии, увеличения мощности существующих. Поэтому многие сетевые компании заинтересованы в повышении пропускной способности существующих электрических сетей за счет полного использования возможностей оборудования, без снижения ресурса и надежности. С другой стороны, необходимо помнить, что избыточное повышение пропускной способности основного оборудования неизбежно приведет к ухудшению технического состояния, увеличению количества выводов в ремонт, выходу из работы и технологическим нарушениям.

Правила не учитывают и особенности конструкции линии электропередач, климатические условия региона её расположения, включая такие факторы как солнечная радиация, направление и сила ветра

В соответствии с правилами технологического функционирования электроэнергетических систем [7], характеристики шин и ошиновки распределительного устройства, измерительных трансформаторов тока и других электросетевых элементов не должны ограничивать допустимые токовые нагрузки любых присоединенных к распределительному устройству линий электропередач. До ввода в действия этих правил такой принцип применялся, но не был обязательным, поэтому фактически в составе энергосистем функционируют линии, пропускная способность которых ограничена допустимой токовой нагрузкой оборудования подстанций. До полного выполнения требований пройдет значительный промежуток времени, так как замена и модернизация электросетевого хозяйства требует больших материальных и временных затрат. Однако уже сейчас, с учетом имеющегося опыта эксплуатации, можно утверждать, что возможно повысить допустимые токовые нагрузки некоторых элементов без их замены. В энергосистеме России не редки случаи, когда допустимая токовая нагрузка элементов сети является ограничивающим критерием для максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. В соответствии с правилами надежности энергосистем [8], при определении максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях учитываются следующие критерии: 1) в послеаварийных режимах после нормативных возмущений токовая нагрузка линий электропередач и электросетевого оборудования не должна превышать аварийно допустимой в течение 20 минут токовой нагрузки; 2) в нормальном режиме токовая нагрузка линий электропередач и электросетевого оборудования не должна превышать допустимой (с учетом допустимой величины и длительности перегрузки). Исходя из формулировок, применение повышенных допустимых токовых нагрузок для двух указанных требований может повысить реальную пропускную способность контролируемых сечений энергосистем. Для этого необходимо располагать данными о возможностях перегрузки оборудования подстанций и линий электропередач на 20 минут, а также об их корреляции с температурой окружающей среды. В ближайшем будущем расширенным зависимостям допустимых токовых нагрузок сетевого оборудования от времени перегрузки, её величины и погодных факторов можно найти реальное применение, влияющее на надежность электроснабжения потребителей. Например, включение параметров перегрузки в автоматику позволит минимизировать объём отключений. В данном случае, автоматика будет не сразу отключать потребителя при превышении номинального значения пропускной способности оборудования, а выдерживать определённое время в зависимости от величины перегрузки. За это время режим может измениться как естественным образом (прохождение пика нагрузки) так и оперативными действиями диспетчерского персонала, не связанными с ограничением потребителей.

Рис. 1

В качестве наглядного примера преимущества описанного подхода рассмотрим представленную на рисунке 1 условную схему энергорайона. Электроснабжение потребителей осуществляется по сети 110 кВ от ПС 220 кВ ПС‑1, на которой установлено два автотрансформатора 220/110 кВ номинальной мощностью 200 МВА. Питание ПС 220 кВ ПС‑1 осуществляется через ВЛ 220 кВ Энергосистема – ПС‑1 № 1, № 2. Один из автотрансформаторов (АТ‑2) питающей подстанции выведен в ремонт. Величины допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети, которые могут ограничивать пропускную способность электропередачи, представлены в таблице 1. Возможная аварийная ситуация, связанная с отключением ВЛ 220 кВ Энергосистема – ПС‑1 № 2, приведена на рисунке 2. В послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Энергосистема – ПС‑1 № 2, АТ‑1 загружен на 92 % (637 А при допустимом значении 694 А) от аварийно допустимой токовой нагрузки при 25 °C, допустимой на 20 минут в соответствии с [1]. При этом трансформатор тока на ПС 220 кВ ПС‑1 загружен на 101 % (637 А при наибольшем рабочем первичном токе 630 А).

Таблица 1. Допустимая токовая нагрузка элементов электрической сети рассматриваемого энергорайона

Рис. 2

В сложившийся схемно-­режимной ситуации в соответствии с текущими нормативами [9] работа не допустима. Недопустимая перегрузка оборудования должна устраняться незамедлительно путем дистанционного отключения потребителей в объеме, необходимом для снижения токовой нагрузки электросетевого оборудования ниже аварийно допустимого значения. Однако, если учесть полученную от завода‑изготовителя трансформатора тока информацию о допустимости перегрузки свыше наибольшего рабочего первичного тока на 20 % без ограничения по времени (до величины 756 А), то у диспетчера появляется 20 минут для загрузки генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы, изменения топологии электрической сети, перевода нагрузки из приемной части энергосистемы в смежные энергорайоны. Таким образом, разрешенная перегрузка трансформатора тока позволит избежать отключения нагрузки потребителей. Аналогичное влияние может оказать любое последовательно включенное оборудование.

Вывод

Взятый на цифровизацию курс развития электроэнергетики не может ограничиваться только областью технологических процессов, параллельно с ним необходимо вносить и соответствующие им нормотворческие решения. Логическим шагом в этой области может стать нормативное закрепление актуализированного порядка определения допустимых токовых нагрузок типовых проводов воздушных линий электропередач и основного подстанционного оборудования. Такой подход позволит: – уменьшить затраты на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства при подключении новых потребителей; – уменьшить количество режимных генераторов, что влечет за собой снижение финансовой нагрузки на конечных потребителей; – уменьшить последствия аварийных отключений путем снижения объема отключаемой нагрузки; – увеличить максимально допустимые перетоки активной мощности в существующих контролируемых сечениях.