Силовые трансформаторы – дорогостоящее оборудование и одно из важнейших звеньев в совокупности с другим оборудованием в электроснабжении промпред-приятий, предприятий агропромышленного комплекса (АПК), городов и сельских населённых пунктов. Сохранить и продлить срок службы этого дорогостоящего оборудования является важной экономической задачей. Проблема эксплуатационной надежности силовых трансформаторов (СТ) в сельских электрических сетях стала предметом исследования ученых Белорусского государственного аграрного технического университета [1]. В реальных условиях каждый из уровней системы электроснабжения может быть границей защищенности производства от сбоев, которые например, в животноводстве, способны повлечь непоправимые последствия.
Расчетный срок службы трансформатора – 25 лет, но надежность достигается только при соблюдении всех норм правильной организации работ, определенных правилами устройства электроустановок, правилами технической эксплуатации и инструкциями завода изготовителя. Высокие требования к выполнению норм диктуются особенностью сельских электрических сетей и расположение трансфор-маторных подстанций. В большинстве они находятся вдали от организаций занимаю-щихся их обслуживанием и от специализированных ремонтных предприятий.
Исследования показали, в среднем на долю трансформаторов мощностью до 1800 кВА приходится 60–70 % общего числа повреждений. При этом на долю трансформаторов 1 и 2 габаритов приходится 77 % общего числа повреждений СТ мощностью до 1800 кВА. Основными причинами аварий трансформаторов 1 и 2 габаритов являются пробой витковой изоляции, повреждения витковой изоляции, происходящие во время грозы и быстрое окисление масла. Пробои изоляции являются признаком низкого пробивного напряжения масла и высокой влажности бумажной изоляции, а быстрое окисление масла – признаком его высокой влажности. Если срок службы твёрдой изоляции трансформаторов 1 и 2 габаритов можно считать равным 15 годам и даже более, то по имеющимся наблюдениям замену масла в них с целью восстановления изоляции требуется производить один раз в 4–5 лет, а в отдельных случаях и чаще. Затраты на эксплуатационные расходы для трансформаторов 1 и 2 габаритов в среднем составляют в год 10–15 % от стоимости трансформатора. Иными словами, за десять лет эксплуатации трансформатора 1–2 габаритов эксплуатационные расходы превышают стоимость нового трансформатора, что во много раз выше, чем у трансформаторов 3 и выше габаритов. Данные эксплуатации показывают, что из-за кислого и увлажнённого масла приходится выводить в ремонт для его замены значительное число трансформаторов с транспортировкой их в ремонтные мастерские.
Снижение эксплуатационных затрат возможно, если восстановление диэлектри-ческих характеристик изоляции и масла выполнять на месте установки СТ, без демонтажа и транспортировки в ремонтные мастерские. Повышение надёжности электроснабжения потребителей в целом является задачей, которой занимаются учёные и специалисты многих стран, разрабатывая новые методы оценки эксплуатационного состояния изоляции, а так же новых технологий по восстановлению диэлектрических характеристик изоляции трансформаторов. При этом большое внимание уделяется именно сокращению затрат на эксплуатационные расходы. В рамках программы научно-исследовательских работ по повышению надёжности электроснабжения в Таджикском техническом университете проведены исследования зависимости пробив-ного напряжения и влагосодержания проб масла от температуры трансформатора.
Исследования показали, что в СТ имеет место значительный влагообмен, в пределе допустимой рабочей температуры 20–90 °C, между бумажной изоляцией и маслом трансформатора. Так, если проба масла отобрана с СТ при температуре верхних слоёв масла 20 °C (холостой ход СТ) с влагосодержанием 25 мг/кг и пробивным напряжением 50 кВ/2,5 мм, что соответствует значениям, установленным в объёмах и нормах испытания электрооборудования РД 34.45-51.300-97: влагосодержание ≤ 30 мг/кг и пробивное напряжение ≥ 30 кВ/2,5 мм. Отобранная проба масла при темпе-ратуре верхних слоёв масла 70 °C (нормальный режим работы СТ) с этого же трансформатора имеет влагосодержание 66 мг/кг с пробивным напряжением ≤ 15 кВ/2,5 мм, что уж не соответствует установленным значениям в нормах. При 90 °C (полная нагрузка СТ) влагосодержание пробы масла превышает 100 мг/кг. Таким образом, пробивное напряжение и влагосодержание проб масла, и как следствие влагосодержание бумажной изоляции есть величины переменные и зависят от температуры масла СТ.
Проведённые исследования зависимости пробивного напряжения и влагосодержания проб масла от температуры СТ (верхних слоёв масла) позволили разработать математическую модель влагообмена между бумажной изоляцией и маслом трансформатора, которая базирует на следующем утверждении: общее влаго-содержание, количество влаги в бумажной изоляции вместе с количеством влаги в масле трансформатора есть величина постоянная и не изменяется с изменением нагрузки и температуры трансформатора, т.е. общее влагосодержание перераспределя-ется между бумажной и масляной изоляцией в зависимости от температуры трансфор-матора.
Следовательно, в режиме холостого хода и малых нагрузок бумажная изоляция имеет наибольшее влагосодержание и наименьшую электрическую прочность, а в режиме номинальных и максимальных нагрузок – масло имеет наибольшее влагосодер-жание и наименьшее пробивное напряжение. Поэтому бумажную и масляную изоляцию необходимо рассматривать как единое целое бумажно-масляная изоляция (БМИ) и как единого целого необходимо определять и её эксплуатационное состояние. В свете проведённых исследований, общее влагосодержание БМИ не должно превышать величину, обеспечивающая отсутствие частичных разрядов в бумажной изоляции при работе СТ в режиме холостого хода и малых нагрузок (бумажная изоля-ция в этих режимах имеет наибольшее влагосодержание и наименьшую электрическую прочность), так и отсутствие частичных разрядов в масле при работе трансформатора в режиме номинальных и максимальных нагрузок (в этих режимах масло имеет наибольшее влагосодержание и наименьшее пробивное напряжение). Разработанная на этой основе, методика оценки эксплуатационного состояния БМИ по общему влагосо-держанию, позволяет достоверно определять эксплуатационное состояние БМИ, при этом проба масла может быть отобрана при любой температуре трансформатора важно, чтобы он находился в работе [2].
Замена масла с целью восстановления характеристик БМИ не приводит к желаемому результату потому, что при замене масла общее влагосодержание БМИ уменьшается только на количество влаги, содержащееся в масле, которое в свою очередь зависит от температуры трансформатора при замене масла. Результаты исследования позволили выявить причины быстрого повышения влагосодержания и окисления масла в трансформаторах и выработать мероприятия по продлению срока службы, как масла, так и трансформаторов 1 и 2 габаритов в целом.
На основе исследований разработаны методика и установки сушки БМИ в собственном баке на месте установки СТ. Внедрение мероприятий по продлению срока службы БМИ, достоверная оценка эксплуатационного состояния БМИ по общему влагосодержанию и своевременная, при достижении значений ограничивающие область нормального состояния (ООНС) пробивного напряжения и влагосодержания масла, сушка БМИ и регенерация масла на месте установки СТ позволяет значительно сократить эксплуатационные расходы для трансформаторов 1 и 2 габаритов. Всё это в совокупности повышает надёжность электроснабжения предприятий АПК и сельских потребителей, и как следствие, продлевает срок службы СТ.