ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

Вопросы повышения надежности работы блочных трансформаторов

Ванин Б. В., êàíä. òåõí. íàóê, Львов Ю. Н., доктор техн. наук, Львов М. Ю., Антипов К. М., кандидаты техн. наук,

Загретдинов И. Ш., Сурба А. С., Шейко П. А., инженеры,

Неклепаев Б. Н., доктор техн. наук, Шифрин Л. Н., êàíä. òåõí. íàóê

ВНИИЭ – РАО “ЕЭС России” – МЭИ (ТУ) – ХК Электрозавод

Режимы работы блочных трансформаторов отличаются от режимов работы сетевых трансформаторов по:

нагрузке; токам короткого замыкания;

участию в регулировании частоты и активной мощности.

Последствия повреждения блочных трансформаторов значительно тяжелее, чем при повреждении сетевых трансформаторов, так как приводят к недовыработке электрической энергии электростанцией, простою оборудования энергоблока на время ремонта или замены трансформатора. Выход из строя отдельного крупного сетевого трансформатора, как правило, не сопровождается недоотпуском электроэнергии потребителям ввиду наличия резерва трансформаторной мощности, резервных узлов и линий питания в энергосистеме.

Кроме того, повреждение блочного трансформатора на ТЭЦ может сопровождаться недоотпуском тепловой энергии, а на гидростанции, например, приводит к снижению возможностей по регулированию частоты и активной мощности, покрытию пиковой части графика нагрузки энергосистем. Таким образом, повреждение блочного трансформатора означает упущенные возможности использования электростанции. В связи с этим требования к характеристикам надежности, конструкции и качества изготовления блочных трансформаторов должны быть достаточно жесткими.

В данной статье проанализированы особенности режимов работы и опыт эксплуатации блоч- ных силовых трансформаторов и автотрансформаторов, позволивший выявить узлы с недостаточ- ной надежностью и сформулировать ряд требований к электротехнической промышленности.

Одним из основных параметров блочного трансформатора является напряжение короткого замыкания, поскольку оно не только определяет конструкцию трансформатора, но и напрямую влияет на надежность работы энергосистемы, так как влияет на динамическую устойчивость.

 òàáë. 1 приведены значения мощностей энергетических блоков, мощности блочных трансформаторов и напряжения короткого замыкания uê блочных трансформаторов по ГОСТ 17544-85 [1], а также рекомендуемые ОАО “Холдинговая компания Электрозавод”.

Как видно из данных òàáë. 1, максимальная мощность блочного трехфазного трансформатора по ГОСТ 17544-85 составляет 1250 МВ А на напряжение 330 кВ (для энергетического блока 1000 МВт). Создание трехфазного трансформатора мощностью 1250 МВ А, 500 кВ принципиально возможно, однако только при условии значительного увеличения напряженностей магнитного и электрического полей в элементах конструкции, что, естественно, может привести к снижению надежности работы трансформатора. Это связано, в том числе и с тем, что размеры трансформатора ограничены транспортными габаритами.

В последнее время в энергетике и трансформаторостроении за рубежом наметилась устойчивая тенденция снижения максимальных мощностей блочных трансформаторов в трехфазном исполнении. Это обусловлено как снижением риска повреждения, так и экономическими соображениями, поскольку необходимо иметь на станциях или в энергосистеме резервные трансформаторы для обеспечения надежного электроснабжения. Для мощных энергетических блоков используются, как правило, однофазные трансформаторы.

Представляется целесообразным для энергети- ческих блоков 800 МВт и более тепловых электростанций вместо трехфазных блочных трансформаторов 1000 и 1250 МВ А применять однофазные соответственно 333, 417 и 533 МВ А или для одного блока устанавливать два трансформатора половинной мощности. Это часто практикуется, особенно за рубежом, на АЭС, например, для блока мощностью 1000 МВт устанавливаются 2 трансформатора мощностью по 630 МВ А.

Значение напряжения короткого замыкания uê в силовых трансформаторах на напряжения 220 кВ

38

2003, ¹ 7

и выше были установлены в ГОСТ 17544 в 60 – 70-е годы, при этом недостаточно учитывался фактор увеличения токов КЗ из-за малых значений uê.

Зарубежный опыт отличается от нашего в подходе к этому вопросу – значение uê в блочных трансформаторах там превышает на 10 – 30% зна- чения uк аналогичных по мощности трансформаторов по ГОСТ 17544–85. Увеличение uê помимо повышения электродинамической стойкости обмоток при КЗ приводит к улучшению технико-эко- номических характеристик трансформаторов – снижению массы и потерь холостого хода. Это обусловлено тем, что при уменьшении uê увеличи- вается магнитное сопротивление контура и для обеспечения той же самой электромагнитной мощности нужна большая намагничивающая сила, т.е. возрастает число витков, а, следовательно, размеры обмотки и сечение сердечника.

Увеличение uê связано с ростом потока рассеяния и соответственно обусловленного им индуктивного сопротивления. Вместе с тем, увеличение uê ведет к некоторому снижению предела динами- ческой устойчивости системы, а также сопровождается некоторым увеличением потерь энергии в частях трансформатора, индуктивно связанных с обмотками (в магнитном потоке рассеяния).

Так, по мнению специалистов, увеличение uê с 11 до 12,7% трансформатора ТДЦ-400000/220 (значения, приведенные в òàáë. 2) снижает устой- чивость выдачи мощности блоком на 1,0 – 1,5%. Тоже возможно утверждать относительно влияния на устойчивость системы при увеличении uê всех трансформаторов системы ввиду того, что сопротивление короткого замыкания системы, рассматриваемой как эквивалентный генератор, не менее чем на порядок меньше, чем сопротивление корот-

Ò à á ë è ö à 1

кого замыкания отдельного трансформатора. В òàáë. 2 указаны принятые в настоящее время в разработку значения uê для блочных силовых трансформаторов мощностью 400 МВ А.

Блочные трансформаторы без ПБВ и РПН служат для преобразования напряжения (трансформации), выполняют функции элемента блока и участвуют тем самым в выдаче и регулировании активной и реактивной мощности и напряжения. Блоч- ные трансформаторы, имеющие ПБВ, выполняют те же функции, а также регулировку выходного напряжения переключениями не под нагрузкой. За рубежом, как правило, блочные трансформаторы применяются с устройством регулирования типа ПБВ, в отдельных случаях – РПН.

Опыт эксплуатации показывает, что устройства ПБВ вполне надежны в работе, чего нельзя сказать про РПН [2]. Учитывая, что блочные трансформаторы должны иметь повышенную надежность, целесообразно расширить номенклатуру блочных трансформаторов с применением ПБВ. В настоящее время согласно ГОСТ 11677-85 для блочных трансформаторов предусматривается обязательное наличие ПБВ при напряжении до 330 кВ и номинальной мощности менее 250 МВ А.

Специфичность графика нагрузки блочного трансформатора состоит в том, что он определяется исходя из технико-экономических показателей и задаваемого режима нагрузки электростанции, в отличие от графика нагрузки трансформатора, установленного на подстанции электрической сети, который диктуется потребителем. Ввиду более плотного графика нагрузки блочных трансформаторов старение (деградация) их изоляции идет более интенсивно, чем у сетевых трансформато-

2$ + ;

%00 23

		Номинальные	Мощность блочных трансформаторов, МВ А				Напряжение короткого
	Мощность	напряжения					замыкания, %
	энергетического	обмоток ВН
	блока,	блочных	ïî ÃÎÑÒ 17544–85		рекомендуемая		ïî ÃÎÑÒ
	ÌÂò	трансформаторов,						рекомендуемое
							17544–85
		êÂ	трехфазных	однофазных	трехфазных	однофазных
	300	110, 220, 330, 500	400	–	400	–	11 – 13	14	– 15
	500	220, 330, 500	630	–	630	–	11,5 – 14	15	– 16
		220	1000	–	–	–	11,5 – 14,5	15	– 16
	800	330	1000	–	–	3 333	11,5 – 14,5	15	– 16
		500	1000	3 333	–	–	11,5 – 14,5	15	– 16
		330	1250	–	–	–	14,5		–
	1000	500	–	3 417	–	3 417	14,5		–
		500	–	3 417	–	3 417	14	15	– 16
		750	–	3 417	–	3 417	14	15	– 16
	1500*	500, 750	–	–	–	3 630	-	15	– 16
	* Намечаемые блоки АЭС.

2003, ¹ 7 39

%âãîä	6
	5
повреждаемость,	4
	3
Удельная	2
	1
	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45
				Срок эксплуатации, лет

I ' + ' ;

+ 0 1 ,00 3 $'( .% 23 H

9 ( $

9

! ! <

ров. Это необходимо учитывать при определении остаточного ресурса блочных трансформаторов.

Работа блочных автотрансформаторов имеет специфические особенности. Как показано в [3], на электростанциях при передаче мощности генератора, присоединенного к обмотке низшего напряжения автотрансформатора, возможны два характерных режима:

повышающий режим с передачей мощности генератора в сеть высшего напряжения и одновременно мощности из системы среднего напряжения в сеть высшего напряжения;

комбинированный режим с передачей мощности генератора в сеть среднего напряжения и одновременно мощности из системы высшего напряжения в сеть среднего напряжения.

В повышающем режиме может полностью использоваться номинальная мощность автотрансформатора. Существенные ограничения накладываются на комбинированный режим работы автотрансформатора. Так, при передаче типовой мощности из сети низшего напряжения в сеть среднего напряжения нельзя передать дополнительно без допущения перегрузки общей обмотки какую-ли-

Ò à á ë è ö à 2

$

; )00 23 H

		Тип трансформатора
	Параметр
		ÒÄÖ-	ÒÄÖ-	426 ÌÂ À,
		400000/220	400000/500	400 ê (ÀÂÂ)
	Номинальная мощ-	400	400	426
	ность, МВ А
	Номинальное на-	242	525	420
	пряжение ВН, кВ
	Напряжение uê, %:
	ïî ÃÎÑÒ 1744-85	11	13
	принятое в раз-	12,7	14,5	14,5
	работку

бо мощность из сети высшего напряжения в сеть среднего напряжения.

Блочные автотрансформаторы, как и сетевые автотрансформаторы, могут подвергаться как систематическим, так и аварийным перегрузкам в отличие от блочных трансформаторов, у которых к тому же шкала номинальных мощностей имеет запас по сравнению со шкалой номинальных мощностей генераторов, как это видно из данных òàáë. 1.

Следует также отметить, что условия работы блочных автотрансформаторов при коротких замыканиях существенно более жесткие, чем блоч- ных трансформаторов. Так, кратность тока короткого замыкания для наиболее тяжелого режима при возникновении замыкания на стороне среднего напряжения автотрансформатора примерно в 1,5 раза больше кратности тока для наиболее тяжелого режима при коротком замыкании блочного трансформатора. Кроме того, число таких опасных воздействий у автотрансформатора существенно больше числа опасных воздействий на блочный трансформатор. Сказанное является одной из существенных причин снижения надежности работы блочных автотрансформаторов и их ограниченного применения на электростанциях.

Следует также подчеркнуть, что при включе- ниях – отключениях блоков, особенно в зимний период при отрицательной температуре, трансформаторы без специальной защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом не защищены от перенасыщения масла воздухом [4]. Для указанных трансформаторов это перенасыщение при понижении температуры неизбежно. Перенасыщающий масло газ может выделяться в виде пузырьков, ослабляющих маслобарьерную изоляцию при включении маслонасосов системы охлаждения (либо вследствие вибраций магнитопровода или обмотки). У трансформаторов с пленочной защитой, где масло всегда находится в частично дегазированном состоянии, перенасыщение отсутствует, в связи с чем целесообразно все блочные трансформаторы, начиная с напряжения 110 кВ, оборудовать пленочной защитой масла от соприкосновения с окружающим воздухом.

Анализ повреждаемости парка блочных трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 – 500 кВ мощностью 63 МВ А и более, эксплуатируемых на 203 тепловых и гидравлических электростанциях России, за период 1997 – 2001 гг. показывает, что удельное число технологических нарушений в работе указанных трансформаторов, приведших к отключению действием автоматиче- ских защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 2,4% в год. При этом 27% общего числа таких технологических нарушений сопровождалось возникновением внутренних КЗ.

Основными причинами технологических нарушений, не сопровождавшихся внутренними КЗ,

40

2003, ¹ 7

являются (в процентах общего числа нарушений, приведших к отключению действием автоматиче- ских защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке):

течи и упуск масла из трансформатора из-за нарушения сварных соединений, резиновых уплотнений, повреждения трубок маслоохладителей – 31%;

течи масла из вводов – 16%; повреждение двигателей маслонасосов систе-

мы охлаждения – 7%; повреждение оболочки пленочной защиты – 7%.

Основными причинами технологических нарушений, сопровождавшихся внутренним КЗ в трансформаторе, являются (в процентах общего числа повреждений трансформаторов, сопровождавшихся внутренними КЗ):

износ изоляции обмоток – 24%; пробой изоляции отводов, нарушения контакт-

ного соединения отвода обмотки, обрыв части проводников гибкой связи, замыкание на ярмовую балку магнитопровода и корпус бака – 21%;

пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов – 21%;

недостаточная стойкость при КЗ – 10%; повреждения РПН – 10%.

Из имевших место случаев с внутренними КЗ 28% сопровождались взрывами и пожарами трансформаторов. При этом удельная повреждаемость блочных трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ мощностью 63 МВ А и более при внутренних КЗ составляет 0,66% в год.

Íà ðèñ. 1 построена зависимость удельной повреждаемости блочных трансформаторов, отклю- ченных действием защит или выведенных из работы персоналом по аварийной заявке, от срока службы. Необходимо подчеркнуть, что характер зависимости полностью соответствует классиче- ской фундаментальной зависимости числа отказов при функционировании различных технических систем, которая характеризуется периодами приработки, стабильным функционированием и старением. Из приведенной зависимости видно, что относительно высокие значения удельной повреждаемости блочных трансформаторов имеют место в период эксплуатации до 5 лет, что связано с периодом приработки оборудования и проявлением в основном скрытых заводских дефектов, и после примерно 37 лет, что обусловлено в значительной степени старением оборудования.

Íà ðèñ. 2 изображена зависимость удельной повреждаемости блочных трансформаторов с внутренними КЗ от срока эксплуатации. Полученная кривая указывает на монотонный рост удельной повреждаемости блочных трансформаторов, сопровождающейся развитием внутренних КЗ, в зависимости от срока эксплуатации. При этом после 37 лет эксплуатации имеет место резкое нарастание удельной повреждаемости и к 45 годам приближается к 3%. В этой связи следует отметить,

	3,0
ãîä	2,5
%â
повреждаемость,	2,0
	1,5
Удельная	1,0
	0,5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Срок эксплуатации, лет

" I ' + ' >&

; + 0 1 ,00 3$'( .% 23 H

<

что согласно позиции СИГРЭ продолжение эксплуатации экономически невыгодно, если удельная повреждаемость оборудования превышает 3% [5].

Íà ðèñ. 3 показано распределение парка блоч- ных трансформаторов по сроку эксплуатации. Необходимо подчеркнуть, что около 50% блочных силовых трансформаторов, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях России, отработали минимальный установленный ГОСТ 11677-85 срок службы 25 лет [6].

Выводы

1.На основе проведенного анализа выявлены основные факторы, которые следует учитывать в эксплуатации для повышения надежности работы блочных трансформаторов, являющихся важным элементом энергосистемы, участвующим в выдаче

èрегулировании активной и реактивной мощности, напряжения и частоты.

2.Снижение надежности работы блочных

трансформаторов электростанции может приводить к:

дефициту мощности энергосистемы; недостатку выдачи тепловой энергии на тепло-

вых электростанциях; ухудшению регулирования частоты и активной

мощности, а на гидростанциях, кроме того, в покрытии пиковой части графика нагрузки энергосистемы.

3.Внутренние короткие замыкания в блочных трансформаторах обусловлены чаще всего износом изоляции обмоток, нарушениями контактных соединений отводов обмотки, повреждениями высоковольтных вводов и РПН, недостаточной электродинамической стойкостью обмоток при КЗ.

4.Анализ повреждаемости блочных трансфор-

маторов напряжением 110 – 500 кВ мощностью

2003, ¹ 7

41

%											18,0
15								9,9	13,8				14,2		15,0		12,8
10					5,3														5,0
5		3,2																			2,8
0
				0–5		5–10		10–15		15–20		20–25		25–30		30–35		35–40		40–45		45–50

Cрок эксплуатации, лет

% J ; 4 < 6

+ 0 1 ,00 3 $'( .% 23 H

9! ! !8?*! !A?*

повысить требования к заводам-изготовителям в части повышения надежности работы высоковольтных вводов, РПН и электродинамической стойкости обмоток при КЗ;

расширить номенклатуру трансформаторов с применением устройств ПБВ.

Также целесообразно:

для энергетических блоков 800 и 1000 МВт вместо трехфазных блочных трансформаторов 1000 и 1250 МВ А применять однофазные соответственно 333 и 417 МВ А или для одного блока устанавливать два трансформатора половинной мощности;

повышение напряжения короткого замыкания на 10 – 30% относительно значений, указанных в ГОСТ 17544-85 для вновь разрабатываемых трансформаторов.

63 МВ А и более, сопровождающейся развитием внутренних коротких замыканий, в зависимости от срока эксплуатации указывает на резкое нарастание удельной повреждаемости в период эксплуатации примерно после 35 – 40 лет.

5. Для повышения надежности работы блоч- ных трансформаторов необходимо:

иметь на всех блочных трансформаторах пленочную защиту масла от соприкосновения с окружающим воздухом;

заводам-изготовителям разработать комплекс мер с целью исключения в течение всего срока службы трансформаторов необходимости проведения капитальных ремонтов для подпрессовки обмоток;

Список литературы

1.ÃÎÑÒ 17544-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условия.

2.О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ в эксплуатации / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю. и др. – Электрические станции, 2001, ¹ 9.

3.Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1986.

4.Анализ газовыделения в масле трансформаторов, вводимых в работу из резерва при низких температурах / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Сапожников Ю. М., Петрунько А. К. – Электрические станции, 1993, ¹ 2.

5.Лоханин А. К., Соколов В. В. Обеспечение работоспособности маслонаполненного высоковольтного оборудования после расчетного срока службы. – Электро, 2002, ¹ 1.

6.ÃÎÑÒ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие техни- ческие условия.

ИНСТИТУТ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННЫХ СЛУЖАЩИХ
Российская академия государственной службы при Президенте Российской Федерации
Повышение квалификации и профпереподготовка руководящих работников
и специалистов электроэнергетики (лиц. Минобразования РФ ¹ 24-0050)
Òåë. [phone]				http://www.ipkgos.ru
Для предприятий, заключивших договор на обучение от 50 чел. в год, – скидка на обучение и
проживание в благоустроенном общежитии Института составит 20%, от 30 чел. – 10%
	при условии своевременной оплаты
кафедра «Ремонт и модернизация			кафедра «Эксплуатация электрических
энергооборудования»			станций и тепловых сетей»
повышает квалификацию	специалистов по		осуществляет повышение квалификации руко-
ремонту энергетического	оборудования ТЭС,		водителей, специалистов и инженеров энергети-
ГРЭС, ПРП, по неразрушающему контролю			ческой отрасли: тепловых и гидравлических
оборудования, специалистов		сварочного	электрических станций (ТЭС и ГЭС), пред-
производства всех уровней по вопросам ремонта,			приятий тепловых сетей по всем вопросам,
восстановления, модернизации и		надежности	касающихся	эксплуатации, управления	è
работы оборудования энергопредприятий, внед-			оптимизации	режимов работы современного
рения новых технологий и материалов, мето-			оборудования	электростанций.	.
дов технической диагностики. Готовит к аттес-
тации и аттестует специалистов сварочного
производства на II и III квалификационные
уровни и специалистов по неразрушающему
контролю на I и II уровни с выдачей удостове-
рений Госгортехнадзора.		.
[phone]				[phone]
42					2003, ¹ 7