Силовые трансформаторы

Отключение трансформатора производится сначала со стороны нагрузки с помощью выключателей, а затем - со стороны питания. Допускается производить отключения холостого хода силового трансформатора разъединителями, если последние на это рассчитаны.

2.5 Определение групп соединения обмоток трансформаторов

Тождественность групп соединения обмоток трансформаторов являются одним из условий их параллельной работы. Определить группу соединения обмоток трансформаторов можно несколькими способами:

· построением векторных диаграмм напряжений;

· применением «полярометра» и источника постоянного тока;

· использованием двух вольтметров и источника переменного тока;

· измерением угла между векторами напряжений.

Для построения векторной диаграммы сначала вычерчивают схемы соединения обмоток обоих напряжений, представляя на них начала и концы всех фазных обмоток, а затем, анализируя взаимное положение фазных ЭДС в обмотках, строят соответствующие им треугольники или звезды напряжений.

По взаимному положению векторов одноименных фазных напряжений определяют угол сдвига вектора первичного напряжения относительно вектора вторичного. Сказанное иллюстрируется рисунком 42, выполненным для группы звезда/ треугольник-3.

Рисунок 42 - Векторные диаграммы напряжений трансформатора с группой соединения обмоток звезда/ треугольник-3

Применение полярометра заключается в фиксации направления ЭДС, наводимых в обмотках низшего напряжения в моменты включения источника постоянного тока, присоединенного к обмотке высшего напряжения. Схема опыта для однофазных трансформаторов приведена на рисунке 43.

Рисунок 43 - Схема проверки группы соединения обмоток однофазных трансформаторов

В качестве фиксирующего прибора применяется магнитоэлектрический вольтметр с соответствующим пределом измерения. Источник постоянного тока должен иметь напряжение в пределах от 2 до 12 В. Если в момент замыкания ключа стрелка гальванометра отклонится в сторону положительных значений, делается заключение о совпадении полярности выводов а - х с полярностью выводов А - Х, что соответствует группе соединения обмоток номер 6.

Описанный опыт опирается на следующее правило: за начало вторичной обмотки однофазного трансформатора принимается такой её вывод, из которого ток вытекает, если в этот момент времени он втекает в первичную обмотку.

В случае трехфазного трансформатора источник постоянного тока последовательно подключается к зажимам АВ, ВС, АС. Для каждого варианта подключения источника фиксируется полярность отклонения стрелки прибора в момент замыкания ключа при поочередном присоединении прибора к выводам ав, вс, ас. В результате опыта получается девять вариантов отклонений стрелки прибора. Используя специальную таблицу, по полученному сочетанию знаков отклонений определяют номер группы соединения обмоток. Для иллюстрации, на рисунке 44 приведена схема опыта результатов для трансформатора с группой соединения обмоток номер 6.

Рисунок 44 -Схема и таблица результатов проверки группы соединения обмоток трехфазного трансформатора

Несмотря на простоту, рассматриваемый метод является весьма громоздким, поэтому на практике стараются применять его упрощенные варианты (таблица 3).

Метод двух вольтметров на переменном токе применяется для трехфазных трансформаторов. Он основан на сравнении расчетных данных с результатами замера напряжений между определенными выводами обмоток трансформатора. Для этого соединяют между собой выводы а и А, к обмотке ВН подводят трехфазное напряжение (не более 380В) и последовательно измеряют напряжения между выводами в и В, в и С, с и В. Полученные значения сравниваются с предварительно рассчитанными для данной группы соединения по формулам специальной таблицы 4. При совпадении значений делается заключение о номере группы соединения обмоток.

В таблице 4 под k_л понимают значение коэффициента трансформации линейных напряжений.

Таблица 3

Измерение угла между векторами напряжения может быть осуществлено фазометром или фазоуказателем. Фазометр измеряет угол между векторами двух напряжений и обычно включается по схеме рисунка 45. Измеренное значение угла между векторами напряжений АВ и определяет номер группы соединения обмоток трансформатора.

Рисунок 45 - Схема проверки группы соединения обмоток с использованием фазометра

При использовании фазоуказателя прибор подключается в соответствии с рисунком 46 и указывает угол между векторами фазного напряжения А первичной обмотки и линейного ав вторичной обмотки. Пересчетом определяется угол между одноименными векторами напряжений, однозначно связанный с номером группы соединения обмоток.

2.6 Фазировка трансформаторов

Фазировка заключается в подборе и проверке тождественности одноименных фаз двух фазируемых трансформаторов, подлежащих включению на параллельную работу. Под тождественностью фаз понимают совпадение углового сдвига их векторов напряжения. Необходимость фазировки возникает в тех случаях, когда, в процессе сборки, монтажа или ремонта, фазы трансформатора могли быть переставлены местами.

Фазировка также обязательна перед первым включением трансформатора в сеть.

Таблица 4

Рисунок 46 - Схема проверки группы соединения обмоток с использованием фазоуказателя



Различают:

1) предварительную фазировку - выполняется в процессе ремонта или монтажа и осуществляется на трансформаторе, не находящемся под напряжением.

Ее цель - проверить правильность соединения элементов электрической схемы трансформатора и соответствие фактического выполнения соединений маркировке или обозначениям, нанесенным на выводы трансформатора.

2) фазировку, проводящуюся непосредственно перед включением трансформатора в работу - необходима для согласования фаз трансформатора с фазами его ошиновки и распределительного устройства в целом.

Такая фазировка включает в себя три операции:

· проверка последовательности изменения напряжения (порядка чередования) фаз включаемого трансформатора;

· проверка совпадения фаз одноименных напряжений фазируемых частей трансформатора (проверка фазосовпадения);

· при отсутствии фазосовпадения - построение векторной диаграммы напряжений для определения фазного сдвига векторов напряжения одноименных фаз фазируемых трансформаторов с целью приведения групп соединения трансформатора к тождественному виду.

Проверка фазосовпадения является при фазировке основной операцией, в которой используется следующее положение: при отсутствии углового сдвига векторов двух одинаковых по величине напряжений разность потенциалов между соответствующими им выводами трансформатора равна нулю.

Операция считается успешной и фазировка завершенной, если при измерениях зафиксированы нулевые значения разности потенциалов между тремя парами выводов фазируемых трансформаторов. В противном случае необходимо определить причину отсутствия фазосовпадения и устранить ее, приведя группы соединения трансформаторов к тождественному виду, для чего и рекомендуется построение векторной диаграммы напряжений.

Проверка совпадения фаз (фазировка) может проводится либо:

· прямыми методами, непосредственно на находящейся под рабочим напряжением ошиновке трансформатора - может проводиться только на исправных трансформаторах при условии, что неравенство напряжений фазируемых трансформаторов не превышает 10%.

Проводится фазировка с использованием вольтметров (киловольтметров) или указателей ВН со стороны НН.

· косвенными методами с использованием трансформаторов напряжения, присоединенных к фазируемым трансформаторам.

Косвенные методы менее наглядны, но более безопасны.

2.7 Техническое обслуживание трансформаторов

Для обеспечения продолжительной и надежной работы трансформаторов необходимо обеспечить:

- соблюдение допустимых температурных и нагрузочных режимов, уровня напряжения;

- соблюдение характеристик изоляции и трансформаторного масла в пределах установленных норм;

- содержание в исправном состоянии устройств охлаждения, регулировки напряжения, защиты масла и т. п.

Установка трансформаторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технического проектирования подстанций.

Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.

Для установки трансформаторов на открытом воздухе в макроклиматических районах с холодным климатом должны применяться трансформаторы специального исполнения (ХЛ).

Выбор параметров трансформаторов должен производиться в соответствии с режимами их работы. При этом должны быть учтены как длительные нагрузочные режимы, так и кратковременные и толчковые нагрузки, а также возможные в эксплуатации длительные перегрузки.

На дверях трансформаторных пунктов и камер снаружи и внутри должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а с наружной стороны нанесены еще и предупредительные знаки согласно требованиям ДНАОП 1.1.10-1.07-01.

На баках трансформаторов наружной установки должны быть указаны стационарные (подстанционные) номера.

Трансформаторы наружной установки должны быть окрашены в светлые цвета краской без металлических добавок, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

На группах однофазных трансформаторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов наносится расцветка фаз.

Трансформаторы должны быть установлены так, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла без снятия напряжения. Для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях должно быть предусмотрено освещение маслоуказателей в темное время суток, если общего освещения недостаточно.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора на данный момент.

Персонал, обслуживающий трансформаторы, должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оборудуются трансформаторы с расширителем, а также по показателям мановакуумметров в герметических трансформаторах, для которых в случае повышения давления в баке выше 50кПа (0, 5 кгс / см²) нагрузка трансформатора должна быть снижена.

Потребитель, который имеет на балансе и самостоятельно обслуживает маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый баланс изоляционного масла в объеме не менее 110% емкости наибольшего маслонаполненного аппарата.

Для трансформаторов, имеющих катки, в фундаментах должны быть предусмотрены направляющие. Для закрепления трансформатора на направляющих должны быть предусмотрены упоры, установленные с обеих сторон трансформатора.

Трансформаторы массой до 2 тонн, не снабженные катками, допускается устанавливать непосредственно на фундаменте.

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов, применяемых для создания уклона трансформаторов.

Уклон масляного бака, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле, должен создаваться путем установки подкладок под катки.

Трансформаторы должны устанавливаться так, чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близко установленное оборудование. Для выполнения этого требования допускается установка заградительного щита против отверстия трубы.

Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов массой более 20 тонн должны быть предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, полипласты, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях на собственных катках. В местах изменения направления движения должны быть предусмотрены площадки для установки домкратов.

Расстояние в свету между открыто установленными трансформаторами должно быть не менее 1,25м.

Указанное расстояние принимается до наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте менее 1, 9м от поверхности земли.

Для трансформаторов, установленных внутри помещений, расстояния в свету от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте менее 1,9м от пола, должны быть не менее:

а) до задней и боковых стен - 0, 3м для трансформаторов мощностью до 0, 4МВА и 0, 6м для трансформаторов большей мощности;

б) со стороны входа до полотна двери или выступающих частей стены - 0, 6м для трансформаторов мощностью до 0,4МВА, 0,8м - для трансформаторов более 0,4 до 1,6МВА и 1м - для трансформаторов мощностью более 1,6МВА.

Непосредственно за дверью камеры допускается устанавливать на высоте 1,2м барьер (для осмотра трансформатора с порога, без захода в камеру).

Пол камер масляных трансформаторов должен иметь уклон 2% в сторону маслоприемника.

В камерах трансформаторов могут устанавливаться относящиеся к ним разъединители, предохранители и выключатели нагрузки, разрядники и дугогасящие заземляющие реакторы, а также оборудование системы охлаждения.

Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение с несгораемым полом, стенами и перекрытием, не содержащее огнеопасных и взрывоопасных предметов, аппаратов и производств.

Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов должна содержаться в чистоте и промываться не реже одного раза в год.

При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.

При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.

На крышках и баках трансформаторов допускается установка вентильных разрядников не выше 35кВ, соответствующих требованиям ГОСТ для разрядников, установленных на крышке бака.

Трансформаторы, впервые вводимые в работу, при отсутствии соответствующего указания завода-изготовителя могут не подлежать внутреннему осмотру.

Осмотр с раскрытием трансформатора необходим в случае наружных повреждений, допущенных при транспортировке или хранении, и вызывающих предположение возможности внутренних повреждений.

Трансформаторы, оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены таким образом, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2%. Полость выпускной трубы должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.

К газовому реле трансформатора должен быть обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб газа без снятия напряжения. Для этого трансформаторы, имеющие высоту от уровня головки рельса до крышки бака 3м и более, должны снабжаться стационарной лестницей.

При обслуживании трансформаторов должны быть обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла, газовым реле, а также для отбора проб масла.

Осмотр расположенных на высоте частей (3м и выше) трансформаторов IV габарита и выше, находящихся в эксплуатации, осуществляют со стационарных стремянок с учетом требований ПБЭЭ.

При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла не должна превышать:

- у трансформаторов с системой охлаждения ДЦ (принудительная циркуляция воздуха и масла) - 75?С;

- у трансформаторов с системой охлаждения М (естественная циркуляция воздуха и масла) и д (принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла) - 95?С;

- у трансформаторов с системой охлаждения Ц (принудительная циркуляция воды и масла) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70?С.

На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться в случае достижения температуры масла 55?С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла до 45-50?С, если при этом ток нагрузки меньше номинального.

Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:

- с системами охлаждения М и Д - при любой минусовой температуре воздуха;

- с системами охлаждения ДЦ и Ц - при температуре воздуха не ниже минус 25?С.

В аварийных условиях допускается включение трансформаторов на полную нагрузку независимо от температуры окружающей среды.

Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки, с учетом надежности питания потребителей и минимальных потерь энергии, должно быть определено число одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных сетях напряжением до 15кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжения трансформаторов не реже чем два раза в первый год эксплуатации (в период минимальных и максимальных нагрузок), а в дальнейшем - при необходимости. Срок и периодичность измерений устанавливает лицо, ответственный за электрохозяйство.

Устройства регулировки напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе и, как правило, с автоматическим управлением. По решению лица, ответственного за электрохозяйство, допускается установка неавтоматического режима регулировки напряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии.

При необходимости отключения разъединителем (разделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне потребителя переключающее устройство должно быть установлено в положение, соответствующее номинальному напряжению.

Во время переключений РПН пребывание персонала вблизи трансформатора запрещается.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную с места (ручкой, кнопками или ключами привода РПН) запрещено.

Переключательные устройства РПН трансформаторов разрешено включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20?С и выше для погрузочных резисторных устройств РПН и температуры окружающей среды минус 45?С и выше для переключающих устройств с контактором, расположенном на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованном устройством подогрева.

Эксплуатация устройств РПН должна быть организована согласно требованиям инструкций заводов-изготовителей. Количество переключений, зафиксированных счетчиком, установленном на приводе, необходимо регистрировать в эксплуатационной документации не реже одного раза в месяц.

При работе с перегрузкой трансформатора, имеющего устройство РПН, осуществлять переключение ответвлений не допускается, если ток нагрузки превышает номинальный ток переключающего устройства.

Для масляных трансформаторов и трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком допускается продолжительная перегрузка одной или двух обмоток током, превышающим номинальный ток ответвления 5%, если напряжения ни на одной из обмоток не превышает номинального напряжения соответствующего ответвления.

Продолжительно допустимые перегрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.

Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и продолжительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.

В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов выше номинального тока для всех систем охлаждения, значение и продолжительность которого регламентирована ДСТУ 3463-96 и ДСТУ 2767-94.

Ввод в эксплуатацию трансформатора необходимо осуществлять в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Включение в сеть трансформатора может осуществлять как скачком на полное (номинальное) напряжение, так и повышением напряжения с нуля.

Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) в случае повышения напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10% выше номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке трансформатора не должно превышать наибольшее рабочее напряжение для данного класс напряжения.

Допускается кратковременное превышение напряжения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Осмотр трансформаторов выполняется в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

Осмотр трансформатора (без его отключения) проводят в сроки:

- в электроустановках с постоянным дежурным персоналом - один раз в сутки;

- в электроустановках без постоянного дежурного персонала - не реже одного раза в месяц, а в трансформаторных пунктах - не реже одного раза в шесть месяцев.

В зависимости от местных условий, конструкции и состояния трансформаторов указанные сроки осмотров без отключения могут быть изменены лицом, ответственным за энергохозяйство.

Внеочередные осмотры трансформаторов производятся:

- при резком изменении температуры наружного воздуха;

- в случае отключения трансформатора действием газовой или дифференциальной защиты.

При осмотре трансформаторов должны быть проверены:

- показания термометров и мановакуумметров;

- состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла;

- соответствие уровня масла в расширителе согласно его температурному указателю;

- наличие масла в маслонаполненных вводах;

- состояние маслоохлаждающих и маслосборных устройств, а также изоляторов;

- состояние ошиновки и кабелей;

- отсутствие нагрева контактных соединений;

- исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей;

- состояние сети заземления;

- состояние маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов;

- состояние трансформаторного помещения.

Трансформатор должен быть аварийно выведен в ремонт в случае выявления:

- сильного неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора;

- превышения нормированных температур нагревания трансформатора при нормальной нагрузке и охлаждении;

- выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;

- течи масла с понижением его уровня ниже уровня маслопоказателя.

Трансформатор выводится из работы также в случае необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных исследований.

Трансформаторы с массой масла более1000кг необходимо эксплуатировать с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах. Необходимо периодически заменять сорбент в фильтрах согласно типовой инструкции по эксплуатации трансформаторов.

Масло в расширителе трансформаторов, а также в баках или расширителе устройства РПН должно быть защищено от непосредственного контакта с окружающим воздухом.

В трансформаторах, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора. Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Масло негерметичных маслонаполненных вводов должно быть защищено от увлажнения.

В случае автоматического отключения трансформатора действием защиты от внутренних повреждений трансформатор можно включать в работу только после проведения осмотра, испытаний, анализа масла, газа и устранения выявленных дефектов (повреждений).

В случае отключения трансформатора от защит, не связанных с его внутренним повреждением, он может быть включен снова без проверок.

В случае срабатывания газового реле на сигнал нужно провести внешний осмотр трансформатора и взять газ из реле для анализа и проверки на горючесть.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины срабатывания трансформатор должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.

Если газ в реле не горючий и отсутствуют внешние признаки повреждения - трансформатор может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы в этом случае устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство.

По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла, других измерений (испытанный) необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора и возможность его нормальной эксплуатации.

Текущие ремонты трансформаторов должны быть проведены в зависимости от их состояния и в случае необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает лицо, ответственное за энергохозяйство. Ремонт необходимо выполнять согласно установленным графику и объемам.

Капитальные ремонты необходимо проводить:

- трансформаторов напряжением 110кВ и выше, мощностью 125МВА и более - не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом профилактических испытаний, а в дальнейшем - в случае необходимости в зависимости от результатов испытаний и их состояния;

- других трансформаторов - в зависимости от результатов испытаний и их состояния.

Испытания трансформаторов необходимо производить с учетом требований заводов-изготовителей (таблица 1 Приложения 1 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей [утвержденные приказом Министерства топлива и энергетики Украины от 25.07.2006 г. №258]).

2.8 Диагностика состояния трансформаторов

Повреждения или отклонения от нормального режима работы, возникающие в силовых трансформаторах могут быть вызваны:

· недоработкой конструкции;

· скрытыми дефектами;

· нарушениями:

- правил перевозки;

- технологии монтажа;

- технологии эксплуатации;

· некачественным ремонтом;

· увлажнением масла.

Своевременное выявление возникающего дефекта позволяют принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.

Наиболее характерными повреждениями трансформаторов являются повреждения:

· обмоток и изоляции;

· активной стали;

· фарфоровой и внутренней изоляции вводов;

· контактов устройства для регулирования напряжения;

· вспомогательных узлов и устройств.

Диагностика состояния трансформатора носит комплексный характер, она осуществляется на стадии изготовления трансформатора, перед вводом его в работу и в процессе эксплуатации. После окончания монтажа перед вводом в работу проводятся испытания в объеме, предусмотренном ПУЭ. В частности, производится:

· определение условий включения трансформатора;

· измерение характеристик изоляции и сопротивления изоляции постоянному току;

· проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы;

· испытание бака с радиальными трубами гидравлическим давлением;

· проверка состояния силикагеля;

· фазировка трансформатора;

· испытание трансформаторного масла;

· испытание включением толчком на номинальное напряжение.

Все работы по диагностике трансформаторов в процессе его эксплуатации делятся на четыре группы:

1) требующие прикосновения к работающему трансформатору;

2) не требующие отключения, но связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам;

3) выполняемые на отключенном трансформаторе;

4) выполняемые на трансформаторе, выведенном в ремонт.

К первой группе работ относятся периодические внешние осмотры с контролем за показателями сигнальных устройств и средств контроля и измерения. При периодических осмотрах проверяется следующее:

· состояние внешней изоляции, то есть изоляторов: нет ли на них трещин или сколов фарфора, какова степень загрязнения поверхности, не наблюдается ли коронирование;

· исправность измерительных приборов, термометров, маслоуказателей, мембраны выхлопной трубы, газового реле;

· наличие или отсутствие подтекания масла;

· состояние доступных для наблюдения контактных соединений.

Ко второй группе мероприятий по диагностике состояния трансформаторов относится отбор проб масла для проверки его электрических свойств, химического или хромотографического анализа растворенных в масле газов. Сюда же относится измерение вибрации бака или других частей трансформатора, контроль частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и др.

Третья группа мероприятий по диагностике состояния трансформатора, выполняемых на отключенном трансформаторе, включает в себя испытания и определение состояния обмоток, магнитопроводов, высоковольтных вводов, переключающих устройств и вспомогательного оборудования. Сюда относятся все виды профилактических испытаний, ревизии и т. п.

Четвертая группа мероприятий, проводимых на выведенном в ремонт трансформаторе, подразумевает полный анализ состояния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремонтных работ.

2.9 Ремонт трансформаторов

Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе. Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования незначительна. Однако для устранения неполадок и предупреждения аварий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремонт.

В объем текущего ремонта входят:

- наружный осмотр;

- чистка;

- устранение выявленных повреждений.

При этом проверяется:

· состояние:

- уплотнений кранов;

- систем охлаждения;

· работа маслоуказателя;

· действие газовой защиты;

· действие автоматических устройств систем охлаждения и пожаротушения;

· степень увлажненности силикагеля в воздухоочистителе, адсорбционных и термосифонных фильтрах;

· работа устройств регулирования напряжения.

При текущем ремонте:

- из отстойника расширителя спускается влага и осадки, выпавшие из масла;

- заменяется масло в масляном затворе воздухоосушителя;

- отбираются пробы масла из трансформатора и маслонаполняемых вводов;

- заменяется силикагель, если в массе зерен индикаторного силикагеля лиловой окраски встречаются зерна розового цвета;

- измеряется сопротивление изоляции обмоток и определяется отношение

Измерения выполняются с помощью мегаомметра на напряжение 2500В.

Текущие ремонты главных трансформаторов станций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд выполняются не реже одного раза в год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН - не реже одного раза в два года.

При капитальном ремонте производится вскрытие трансформатора, тщательная проверка и ремонт всех его узлов и испытания.

В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов производится на месте установки с применением инвентарных сборных конструкций. Ремонт трансформаторов небольшой мощности проводится в мастерских электрических цехов электростанций.

Капитальный ремонт главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводят первый раз не позже чем через 8 лет после включения в работу с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от состояния трансформатора.

2.10 Сушка трансформаторов

Контрольная подсушка и сушка изоляции трансформаторов, вводимых в работу после ремонта проводится на ремонтной площадке.

Контрольная подсушка проводится в тех случаях, когда продолжительность пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой, и нет оснований предполагать, что изоляция значительно увлажнена.

Подсушка заключается в прогреве активной части (циркуляцией масла через электронагреватели, токами КЗ, с помощью паровых нагревателей и другими способами) в масле с температурой в верхней слоях 80?С. В процессе такого прогрева периодически измеряются характеристики изоляции. Прогрев прекращается, когда характеристики изоляции будут отвечать требованиям норм, но не раньше чем через 24 часа, не считая времени нагрева до 80?С. Продолжительность контрольного прогрева не более 48 часов. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.

Сушка трансформаторов производится в тех случаях, когда нарушены требования специальной инструкции по транспортировке и хранению трансформатора или произошло прямое увлажнение изоляции обмоток.

Цель сушки - удаление влаги из изоляции путем ее перемещения из внутренних слоев к поверхности, которое происходит тем интенсивнее, чем ниже давление окружающей среды и выше температура внутренних слоев изоляции.

Сушка изоляции транс-форматоров состоит в том, что искусственно создается усло-вия, при которых влага пере-мещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала происходит в соответствии с физическими законами от более влажных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемещение влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давления пара на поверхности изоляционного материала и в окружающей среде.

Рисунок 47 - Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки: 1 - вентилятор; 2 - нагреватель; 3 - искроуловитель; 4 - утепленная камера; 5 - регулировочный шибер; 6 - термометры; 7 - термопары на обмотке.

При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора помещают в хорошо утепленную и защищенную изнутри от возгорания камеру (рисунок 47). Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется через вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в камеру воздуха должна быть не выше 105 и выходящего не ниже 80-90?С. Контроль за температурой ведется по термометрам. Количество воздуха, подаваемого в камеру за 1 минуту, должен быть в 1,5 раза больше объема камеры.

Наибольшее распространение в эксплуатации получил индивидуальный способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла, выделяющегося в стенках бака от вихревых токов. Вихревые токи индуктируются специальной намагничивающей обмоткой, наматываемой на бак трансформатора.

Для сушки:

· активную часть опускают в совершенно сухой бак;

· в различных местах активной части устанавливают термопары и терморезисторы;

· крышку и все отверстия в баке тщательно уплотняют;

· стенки бака утепляют асбополотном или стеклотканью;

· снаружи под теплоизоляцией устанавливают термометры.

Индуктивную обмотку наматывают на бак с таким расчетом, чтобы в нижней части находилось 60 -65% общего числа витков, а остальные - в верхней части. Такое расположение обмотки обеспечивает равномерный нагрев активной части. Питание индукционной обмотки осуществляют от трансформатора мощностью 560-1000кВА, напряжением 380В. Дно бака прогревают электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100-105?С зависит от ее размеров, массы и класса изоляции. Для трансформаторов 110кВ оно составляет 30-40 часов, а для трансформаторов 220-500кВ - 60-80 часов. Схема сушки представлена на рисунке 48.

Рисунок 48 - Схема сушки трансформатора в своем баке под вакуумом:

После проверки вакуумной системы подают напряжение на индуктивную обмотку 2, включают печи поддонного подогрева и температуру в баке доводят до 100?С. Затем включают вакуумные насосы 4 и открывают кран, через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух, забираемый из поддонного пространства через фильтр 5. Подсос воздуха регулируют с таким расчетом, чтобы вакуум в баке не поднимался выше 0, 003МПа (для трансформаторов 110кВ и ниже).

Для ускорения сушки режим нагрева чередую со снятием вакуума и быстрым охлаждением верхних слоев изоляции, чтобы создать перепад температур между внутренними и внешними слоями изоляции.

Контроль за сушкой ведется непрерывно. Каждый час записываются показания термометров и вакуумметра 7, производится измерение сопротивления изоляции. Сушка считается законченной, если устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь при неизменной температур, а также прекращается выделение влаги в охладительной колонке. После этого нагрев прекращается, температуру в баке понижают до 80 - 85?С и трансформатор заполняют сухим трансформаторным маслом под вакуумом. Через 6 - 10 часов, когда изоляция пропитается маслом, активную часть вскрывают для осмотра и подпрессовки обмоток, так как изоляция при сушке усыхает.

Трансформаторы, полученные от изготовителя или прошедшие капитальный ремонт после предварительной проверки могут быть включены под рабочее напряжение без сушки масла.

Согласно специальной инструкции по контролю состояния трансформаторов перед вводом в эксплуатацию, силовые трансформаторы делятся на четыре группы:

I группа - трансформаторы с S_ном < 2500кВА, напряжением до 35кВ включительно с расширителем, а также трансформаторы без расширителя мощностью до 100кВА включительно, транспортируемые с маслом

II группа - трансформаторы с S_ном < 10000кВА, напряжением до 35кВ включительно, транспортируемые с маслом, без расширителя.

III группа - трансформаторы с S_ном ?10000кВА, напряжением до 35кВ включительно, транспортируемые с маслом, без расширителя.

IV группа - то же, что и III группа, но напряжением 110кВ и выше.

2.11 Испытания трансформатора

Трансформаторы испытываются по следующим пунктам:

1. Определение условий включения трансформатора. Следует производить в соответствии с инструкцией «Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» (РД 16. 363 - 87).

2. Измерение характеристик изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции R₆₀ , коэффициент абсорбции R₆₀ /R₁₅ , тангенс угла диэлектрических потерь и отношения C₂/C₅₀ и ?C/C регламентируется по п. 1

3. Испытания повышенным напряжением промышленной частоты:

· изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в таблице 5. Продолжительность приложения нормированного напряжения - 1 минута.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов и производится по нормам таблицы 5 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в таблице 5, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым трансформатор был испытан на заводе.

Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ 18472 - 88, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Изоляция линейного вывода обмотки трансформаторов классов напряжения 110кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение - 85 и 100кВ), испытывается только индуктивным напряжением, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;

Изоляция доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение - 1-2кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения - 1 минута.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях, если для этого не требуется выемка сердечника. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

Таблица 5

5. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения степени регулирования.

6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

7. Измерение тока и потерь холостого тока. Производится одно из измерений, указанных ниже:

· при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого тока. Значение тока не нормируется;

· при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).

8. Проверка работы переключающего устройства и снятия круговой диаграммы. Снятие круговой диаграммы следует производится на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно заводским инструкциям.

9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. Производится гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается: для трубчатых и гладких баков - 0, 6м; для боков волнистых, радиаторных или с охладителями - 0, 3м.

Продолжительность испытания 3 часа при температуре масла не ниже + 10?С. При испытании не должно наблюдаться течи масла.

10. Проверка системы охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать инструкции завода-изготовителя.

11. Проверка состояния силикагеля. Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубоватую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует об увлажнении силикагеля.

12. Фазировка трансформаторов. Должно иметь место совпадение по фазам.

13. Испытание трансформаторного масла. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывших без масла, должно быть испытано по показателям пп. 1, 2, 4 - 12 таблицы 6.

Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна).

Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110-220кВ должна быть не ниже 35кВ и в трансформаторах напряжением 330-500кВ - не ниже 45кВ.

Масло из трансформаторов напряжением 110кВ и выше, транспортируемых с маслом, до начала монтажа испытываются по показателям пп. 1-6 и 12 таблицы 6.

Таблица 6

Испытание масла, залитого из трансформатора с массой масла более 1 тонны, прибывающих с маслом, при отсутствии заводского протокола испытание масла перед включением в работу производится по показателям пп. 1-11 таблицы 6, а масла из трансформаторов напряжением 110кВ и выше, кроме того, по п. 12 таблицы 6.

Испытание масла, залитого в трансформатор, перед включением его в работу (под напряжение) после монтажа производится по показателям пп. 1-6 таблицы 6

При испытании масла из трансформатора напряжением 110кВ и выше по показателям пп. 1-6 таблицы 6 следует производить и измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции.

Масло из трансформаторов I и II габаритов, прибывающих на монтаж заполненными маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1 и 2 таблицы 6.

14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение. В процессе 3-5-кратнот-ного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

15. Испытания вводов. Следует производить в следующей последовательности:

1 - измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 1-2,5кВ у вводов с бумажно-маслянной изоляцией. Измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000Мом.

2 - измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Производится у вводов и проходных изоляторов с внутренней основной маслобарьерной, бумажно-масляной и бакелитовой изоляцией. Тангенс угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов не должен превышать значений, указанных в таблице 7.

У вводов и проходных изоляторов, имеющих специальный вывод к потенциометрическому устройству (ПИН), производится измерение тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции и изоляции измерительного конденсатора. Одновременно производится и измерение емкости.

Браковочные нормы по тангенсу угла диэлектрических потерь для изоляции измерительного конденсатора те же, что и для основной изоляции.

У вводов, имеющих измерительный вывод от обкладки последних слоев изоляции (для измерения угла диэлектрических потерь), рекомендуется измерять тангенс угла диэлектрических потерь этой изоляции.

Таблица 7

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится при напряжении 3кВ.

Для оценки состояния последних слоев бумажно-масляной изоляции вводов и проходных изоляторов можно ориентироваться на средние опытные значения тангенса угла диэлектрических потерь:

· для вводов 110 - 115кВ - 3%;

· для вводов 220кВ - 2%;

· для вводов 330-500кВ - предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь, принятые для основной изоляции.

3 - испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытание является обязательным для вводов и проходных изоляторов напряжением до 35кВ.

Испытательное напряжение для проходных изоляторов, испытываемых отдельно или после установки в распределительном устройстве на масляный выключатель и т. п., принимается согласно таблицы 8.

Таблица 8

Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, следует производить совместно с испытанием обмоток последних по нормам, принятым для силовых трансформаторов (смотреть таблицу 5).

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов с основной керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией - 1 минута, а с основной изоляцией из бакелита или других твердых органических материалов - 5 минут. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов - 1 минута.

Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблюдалось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных разрядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также, если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции.

4 - проверка качества уплотнения вводов. Производится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110-500кВ с бумажно-масляной изоляцией путем создания в них избыточного давления масла 98кПа (1 кгс/ см²).

Продолжительность испытания - 30 минут. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла.

5 - испытание трансформаторного масла. Для вновь заливаемых вводов масло должно испытываться в следующем порядке:

· анализ масла перед его заливкой в оборудование. Каждая партия свежего, поступившего с завода трансформаторного масла должна перед заливкой в оборудование подвергаться однократным испытаниям по показателям, приведенным в таблице 6, кроме п. 3. Значение показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в таблице 6.

Масла, изготовленные по технологическим условиям, не указанным в таблице 6, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.

· анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в пп. 1 - 6 таблицы 6, а для оборудования 110кВ и выше, кроме того, - по п. 12 таблицы 6.

· испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в аппараты свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешивания, при этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится только в случае смешивания ингибированного и неингибированного масел.

После монтажа производится испытание залитого масла по показателям пп. 1-6 таблицы 6, а значение тангенса угла диэлектрических потерь - не более приведенных в таблице 9.



Таблица 9

16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в следующей последовательности:

1 - измерение сопротивления изоляции:

· первичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 2500В. Значение сопротивления изоляции не нормируется.

Для трансформаторов тока напряжением 330кВ типа ТФКН - 330 измерение сопротивления изоляции производится по отдельным зонам - при этом значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 10.

· вторичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 500 или 1000В.

Таблица 10

Сопротивление изоляции вторичных обмоток вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1Мом.

2 - измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Производится для трансформаторов тока напряжением 110кВ и выше.

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока при температуре +20?С недолжен превышать значений, приведенных в таблице 11.

Таблица 11

3 - Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

Таблица 12

· изоляции первичных обмоток. Испытание является обязательным для трансформаторов тока до 35кВ.

Продолжительность приложения нормированного напряжения для трансформаторов тока:

- с керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией - 1 минута;

- с изоляцией из твердых органических материалов или кабельных масс - 5 минут;

· изоляции вторичных обмоток. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями составляет 1кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения - 1 минута.

4 - снятие характеристик намагничивания трансформаторов тока. Следует производить при измерении тока от нуля до номинального, если для этого не требуется напряжение выше 380В.

Для трансформаторов тока, предназначенных для питания устройств релейной защиты, автоматических аварийных осциллографов, фиксирующих приборов и т. п., когда необходимо произведение расчетов погрешностей, токов небаланса и допустимой нагрузки применительно к условиям прохождения токов выше номинального, снятие характеристик производится при изменении тока от нуля до такого значения, при котором начинается насыщение магнитопровода.

При наличии у обмоток ответвлений характеристики следует снимать на рабочем ответвлении.

Снятые характеристики сопоставляют с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания других однотипных исправленных трансформаторов тока.

5 - измерение коэффициента трансформации на всех ответвлений. Производится для встроенных трансформаторов тока и трансформаторов, имеющих переключающее устройство (на всех положениях переключателя). Отклонение найденного значения коэффициента от паспортного должно быть в пределах точности измерения.

6 - измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится у первичных обмоток трансформаторов тока напряжением 10кВ и выше, имеющих переключающее устройство. Отклонение измеренного значения сопротивления обмотки от паспортного или от сопротивления обмоток других фаз не должно превышать 2%.