перегруз масляных трансформаторов

Если честно, термин 'перегруз' в контексте масляных трансформаторов у многих вызывает слишком упрощённую ассоциацию — мол, немного превысил ток, поработал, ничего страшного. На деле же это цепная реакция, где последствия растягиваются на месяцы, а то и годы. Самый опасный миф — считать, что раз трансформатор масляный, то масло всё стерпит и отведёт. Как бы не так. Я видел, во что превращается бумажная изоляция обмоток после систематических, даже незначительных, превышений — она становится хрупкой, как осенний лист, и теряет диэлектрическую прочность необратимо. И это при том, что внешне агрегат может ещё годами проходить диагностику 'в пределах нормы'. Вот об этих внутренних процессах, которые не увидишь в протоколах, и хочется сказать.

Тепло — не просто цифра на датчике

Всё упирается в тепловой баланс. Каждый трансформатор рассчитан на определённый теплосъём. Когда мы говорим о перегрузке масляного трансформатора, первым делом в голову приходит температура верхних слоёв масла. Её, конечно, контролируют. Но главная головная боль — это 'горячие точки' внутри обмотки, те самые места, где тепловая инерция масла уже не спасает. Температура там может быть на 20-25 градусов выше, чем показывает основной датчик. И эта дельта — убийца изоляции.

Вспоминается один случай на подстанции 35 кВ. Трансформатор периодически уходил в перегрузку на 15-20% в часы пик. По температурным графикам — всё в порядке. Через два года при плановом отключении взяли пробы масла на хроматографический анализ. Резкий скачок содержания CO и CO2. Это классический маркер перегрева целлюлозы. Вскрыли — и увидели почерневшие участки бумажной изоляции на верхних катушках. Ресурс был 'съеден' незаметно. После этого я всегда настаиваю на анализе газов в динамике, а не на однократных замерах. Это как рентген — показывает проблему до того, как она стала критической.

И вот ещё какой нюанс. Многие забывают про состояние самого масла. При хроническом перегреве оно стареет в разы быстрее — окисляется, полимеризуется, теряет охлаждающую и изолирующую способность. Получается замкнутый круг: перегрузка ухудшает масло, плохое масло хуже охлаждает, что ведёт к ещё большему перегреву. Иногда решение лежит не в замене трансформатора, а в срочной регенерации или замене масла. Но это, опять же, понимаешь только когда копнёшь глубже стандартных проверок.

Реальность эксплуатации и 'запас прочности'

В проектной документации всегда есть некий запас. И на него часто списывают возможность перегрузки трансформаторов. Мол, раз производитель заложил коэффициент, значит, можно. Но этот запас — не для ежедневной эксплуатации, а для аварийных ситуаций, длительностью в часы, а не недели. Постоянная работа на пределе или выше номинала — это гарантированное сокращение срока службы. Я бы сравнил это с двигателем автомобиля: можно ехать на красной зоне тахометра, но долго ли он проработает?

Особенно критично это для оборудования, которое уже не первой свежести. Допустим, трансформатор 10 кВ отработал 15 лет. Его изоляция уже имеет естественную степень старения. Даже небольшая дополнительная тепловая нагрузка может запустить процесс теплового пробоя. У нас был прецедент с одним из распределительных трансформаторов 10 кВ — после увеличения нагрузки на объекте начались пробои. При разборке оказалось, что стареющая бумажная изоляция не выдержала даже расчётных температур при перегрузке, не говоря уже о пиковых.

Кстати, о производителях. Когда выбираешь новое оборудование, смотришь на эти самые тепловые расчёты. Вот, например, на сайте ООО Хэнань Цзиньюй Электрик (https://www.jydq.ru) в разделе силового оборудования видно, что для трансформаторов 10 и 35 кВ акцент делается на конструктивные особенности улучшения охлаждения. Это важный момент. Компания, как я понимаю из описания, специализируется на распределительных и сухих трансформаторах, а для масляных аппаратов хорошее охлаждение — это половина успеха в вопросе стойкости к кратковременным перегрузкам. Но, повторюсь, это для новых аппаратов. Для уже работающих — только расчёт и жёсткий контроль.

Диагностика: чем смотреть и на что обращать внимание

Помимо уже упомянутой хроматографии газов (ДГА), есть ещё несколько методов, которые дают пазл картины. Термовизионный контроль внешних элементов — радиаторов, подводящих шин, мест контактов. Бывает, что проблема не в самом трансформаторе, а в окисленных соединениях, которые греются и создают дополнительное сопротивление, провоцируя тот самый перегруз масляных трансформаторов. Видел такое на одном из объектов — термограмма показывала аномальный нагрев на контактах вводов, хотя ток был в норме. После зачистки контактов температурный режим всего агрегата улучшился.

Анализ тангенса дельта угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции. Это, можно сказать, индикатор старения. Если его значение растёт от измерения к измерению — изоляция активно деградирует, и любая перегрузка станет последней каплей. Этот параметр нужно мониторить в комплексе с данными по газам в масле.

И, конечно, старый добрый контроль нагрузки по фазам. Часто перегрузка возникает не по вине общего превышения мощности, а из-за перекоса фаз. Одна фаза работает на пределе, греется, а остальные — вполсилы. Современные системы телеметрии это ловят, но на многих старых подстанциях до сих пор полагаются на показания за предыдущие сутки. Это в корне неверно. Нужен онлайн-мониторинг, хотя бы основных параметров. Без этого все разговоры о предотвращении перегрузок — гадание на кофейной гуще.

Последствия: от внезапного отказа до медленной деградации

Самый драматичный сценарий — тепловой пробой и короткое замыкание внутри бака. Это авария с выбросом дуги, разрушением активной части, разгерметизацией и, часто, пожаром. Такое случается при грубых и длительных превышениях. Но, повторюсь, это редкость. Гораздо чаще мы имеем дело с тихим убийством ресурса.

Постепенное накопление шлама в масле. Твёрдые продукты разложения изоляции оседают в каналах охлаждения, на дне бака, на обмотках. Они ухудшают циркуляцию масла и создают дополнительные тепловые барьеры. Очистить это полностью практически невозможно. Трансформатор начинает греться сильнее даже при номинальной нагрузке. Фактически, он сам себе создаёт условия для перегрева.

Снижение уровня изоляции всей системы. Это не мгновенный отказ, а плавное снижение надёжности. Увеличивается вероятность пробоя при коммутационных или атмосферных перенапряжениях, которые раньше аппарат держал 'на ура'. Объект становится уязвимым. И когда случается отказ, часто ищут причину в грозе или в коммутации, хотя корень проблемы — в многолетнем систематическом перегреве, ослабившем изоляцию.

Что в сухом остатке? Практические соображения

Итак, если резюмировать набросанные мысли. Перегруз масляных трансформаторов — это не параметр, который можно просто 'переждать'. Это процесс, требующий комплексной оценки: текущее состояние изоляции (по tg δ и ДГА), качество масла, история нагрузок, состояние системы охлаждения.

Для новых проектов или замены оборудования стоит смотреть в сторону аппаратов с заложенным резервом по охлаждению. Иногда лучше взять трансформатор на ступень выше по мощности, если есть вероятность роста нагрузки. Экономия на начальном этапе потом выливается в многократные затраты на ремонты и потери от недоотпуска энергии.

Для существующего парка — бескомпромиссный диагностический контроль. Не формальный, а аналитический. Строить графики, искать тенденции. И главное — иметь чёткие, прописанные в локальных инструкциях, регламенты действий при обнаружении признаков перегрузки или её последствий. Без этого все знания остаются просто теорией. А в нашей работе теория, оторванная от практики, к сожалению, слишком часто приводит к чёрному дыму над подстанцией и долгим разборам полётов.