Естественное воздушное охлаждение, при котором теплота нагретых магнитопровода и обмоток отводится в окружающую среду конвекцией и излучением, имеет невысокую эффективность и потому применяется для трансформаторов малой мощности (до 1600 кВ А, при этом такие трансформаторы имеют повышенные габариты).

Трансформаторы большей мощности охлаждаются маслом, которое одновременно выполняет и изолирующие функции. Масло, соприкасаясь с активной частью трансформатора, нагревается и поднимается вверх под крышку бака, на смену нагретому маслу снизу поступает масло, охлажденное у стенок бака или в радиаторах. Такая схема охлаждения применяется во всех четырех системах охлаждения трансформаторов.

В системе типа М циркуляция масла внутри бака и через радиаторы осуществляется естественным образом за счет разной плотности горячего и холодного масла. Такая циркуляция масла обеспечивает отвод тепла в необходимом количестве для трансформаторов мощностью до 10-16 МВ А (при наличии развитой поверхности охлаждения у радиаторов).

Для трансформаторов большей предельной мощности применяют форсированное охлаждение радиаторных труб дутьевыми вентиляторами. Такая система охлаждения, называемая системой типа Д (дутьевая), она обеспечивает возможность создания трансформаторов мощностью до 80 МВ А.

Для еще более мощных трансформаторов применяется система охлаждение с принудительной циркуляцией масла, радиаторы в такой системе охлаждаются не воздухом, а водой. Такая система охлаждения обозначается буквой Ц. Радиаторы системы охлаждения Ц состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а в корпусе охладителя движется масло. Чтобы в бак трансформатора не проникала вода, давление масла в системе должно быть выше давления воды.

4.4. Тепловые режимы и нагрузочная способность

Стандартами установлены предельно допустимые температуры трансформаторов. Они основаны на длительном опыте эксплуатации и предусматривают непрерывную работу трансформатора при его номинальной мощности и предписанных окружающих условиях в течение установленного срока службы.

В реальных условиях происходят сезонные и суточные изменения окружающей температуры, меняется нагрузка трансформатора. Изменения нагрузки и окружающей температуры приводит к изменению температуры всех частей трансформатора, в том числе твердой изоляции и масла.

Режим нагрузки с циклическим изменением – режим, определяемый с учетом среднего значения износа за продолжительность цикла. Режим циклических нагрузок может быть нормальным или длительным аварийным.

Нормальная циклическая нагрузка – нагрузка, вызванная повышенной окружающей температурой или повышенным относительно номинального током в течение части цикла, но с точки зрения теплового старения такая нагрузка эквивалентна номинальной при нормальной окружающей температуре. Это возможно при пониженной температуре окружающей среды или пониженном токе в течение остальной части цикла.

Длительная аварийная циклическая нагрузка – нагрузка, возникающая изза выхода из строя некоторых элементов системы, которые не будут вновь включены до достижения установившихся превышений температуры в трансформаторе. Такой режим не является нормальным эксплуатационным режимом и случается редко, но может иметь продолжительный период по времени и привести к значительному старению изоляции, но не к ее разрушению.

Кратковременная аварийная нагрузка – необычайно большая нагрузка вследствие одного или более событий, которые серьезно нарушают работу системы. Такая нагрузка приводит к тому, что наиболее нагретая точка обмотки трансформатора достигает опасного уровня температуры, при которой возможно временное снижение электрической прочности ее изоляции. Такой тип нагрузки случается редко и нагрузка должна быть быстро уменьшена или трансформатор должен быть отключен. Допустимая длительность такой нагрузки зависит от рабочей температуры в предшествующем режиме.

Срок службы трансформатора в значительной степени зависит от воздействия перенапряжений, коротких замыканий и аварийных перегрузок. Нагрузка и/или температура охлаждающей среды, превышающие их номинальные значения, вызывают ускоренный износ изоляции.

Стандартами предусмотрены предельные значения тока и температуры при нагрузке, превышающей номинальную (табл. 4.2).

Таблица 4.2 Предельные значения тока и температуры при нагрузке, превышающей номинальную

Трансформаторы на АЭС практически всегда работают без перегрузок, т.е. мощность нагрузки меньше номинальной мощности трансформаторов. Так блочные трансформаторы по мощности всегда превышают номинальную мощность работающего с ним в блоке турбогенератора на 10 – 15%, даже при длительной работе последнего с допустимой нагрузкой, превышающей номинальную. Трансформаторы собственных нужд первой и второй ступеней загружены на 60 – 70% от их номинальной мощности. Это объясняется тем, что мощность трансформатора собственных нужд первой ступени выбирается по условиям тяжелого запуска ГЦН.

4.5. Диагностика технического состояния

Контроль технического состояния мощных силовых трансформаторов представляет собой особую задачу. Её эксплуатационная необходимость очевидна ввиду большой стоимости трансформаторов и значительными простоями энергоблоков при повреждении блочного трансформатора (на АЭС).

Сложность контроля технического состояния крупных силовых трансформаторов заключается в том, что основные повреждения возникают и развиваются внутри бака, вскрытие которого (слив масла, подъем крышки бака и т.д.) составляет трудоемкую процедуру. В связи с этим для трансформаторов разработана система технического контроля и диагностики возникших дефектов на основе ряда наукоемких технологий. Суть их состоит в том, чтобы по результатам внешних измерений электрических и физических параметров выявить возникшие внутренние дефекты и до их развития, дальнейшего отказа и возникновения аварийной ситуации составить детальный план их устранения и провести соответствующий ремонт в кратчайшие сроки.

Установлены 3 уровня системы контроля технического состояния трансформаторного оборудования.

1-й уровень – текущий контроль, выполняется службами предприятий электросетей и электростанций. Он включает контроль состояния масла и электрических характеристик в эксплуатации в соответствии с РД " Объем и нормы испытания электрооборудования".

Контроль состояния масла предусматривает определение его пробивного напряжения (электрической прочности), содержания в нем влаги, степени загрязнения механическими примесями, степени содержания коллоидных частиц, опасных для развития электрического пробоя, содержания кислот и щелочей и др.

Необходимость определения пробивного напряжения и влагосодержания достаточно очевидна. Механические загрязнения масла могут возникать вследствие проникновения в него частиц разрушения целлюлозной изоляции, частиц разрушения магнитопровода, частиц выплавленного разрядами металла, керамических частиц из-за разрушения керамической изоляции, частиц металла, образовавшихся в результате нарушения центровки маслонасосов (стружка от задевания крыльчатки за корпус маслонасоса). Анализ под микроскопом состава частиц позволяет получить достаточно достоверные характеристики технического состояния трансформатора.

Повышение содержания кислот и щелочей в масле имеет существенное значение для оценки процессов старения изоляции внутри трансформатора.

2-й уровень - углубленный контроль, выполняется специализированными организациями. Он основан на применении более сложных методов, таких как:

–хроматографический анализ растворенных в масле газов;

–контроль частичных разрядов внутри бака трансформатора;

–контроль сопротивления короткого замыкания и использование метода низковольтных импульсов для оценки опасной деформации обмоток;

–определение степени полимеризации твердой изоляции;

–контроль изоляции ввода под напряжением;

–измерение содержания фурановых соединений и ионола в масле трансформаторов;

–контроль состояния масла по оптическим показателям, наличию коллоидов (для вводов), наличию продуктов старения масла методом ИКспектроскопии;

–дистанционный контроль утечек масла в систему охлаждающей воды;

–тепловизионный контроль нагревов деталей и узлов трансформатора.

3-й уровень предназначен для оценки возможности дальнейшей эксплуатации трансформаторного оборудования, отработавшего установленный стандартами минимальный срок службы. Такой контроль должен проводиться при выводе в ремонт по специальной программе, составленной индивидуально для данного трансформатора при участии ремонтных организаций и заводовизготовителей.

Оценка состояния трансформаторного оборудования производится по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле; измерений электрических параметров изоляции; физикохимическим параметрам трансформаторного масла; оптическим (мутность, цвет, плотность) параметрам масла; содержанию фурановых соединений; содержанию антиокислительной присадки; общему содержанию влаги и газа в масле; результатам расчета влагосодержания твердой изоляции.

В течение всего времени работы трансформатора отслеживается динамика их изменения во времени контролируемых параметров. При этом учитываются режимы работы трансформаторного оборудования, результаты ремонтов в процессе эксплуатации, работы по обслуживанию трансформаторного масла и другие аспекты эксплуатации. Заключение о техническом состоянии трансформаторного оборудования, включая высоковольтные вводы, принимается группой экспертов.