3.5. Буквенные обозначения в аббревиатуре силовых трансформаторов общего и специального назначения

Серии силовых трансформаторов общего назначения: TМ, ТМГ, ТМЭ, ТМЭГ, ТМБ, ТМПН, ТМВГ, ТМВЭГ, ТМВБГ, ТМЖ, ТМВЭ, ТМВБ, ТМЗ, ТМФ, ТМЭБ, ТМВМЗ, ТМС.

Серии силовых трансформаторов специального назначения: ТДП, ТД, ТДНС, ТРДНС, ТДЦ, ТДНЛ, ТМНЛ, ТЦНЛ, ТСЗ, ТСЗК, ТСЗС, ТСЗЛМ, ТСЗСУ.

В аббревиатуре буквенных обозначений здесь следует понимать: Э – для питания экскаваторов; Г – герметичный, в гофрированном баке, без расширителя; Б – для буровых установок; ПН – для погружных насосов; ВМ – витой магнитопровод; Ж – для железных дорог; Ф – фланцевое исполнение (вводы высшего и низшего напряжений сбоку); З – с защитой при помощи азотной подушки (без расширителя); М – естественная циркуляция масла; ЭБ – для электробуровых установок; С – для собственных нужд электростанций; Л – линейный; Н – регулирование под нагрузкой с РПН; Д – принудительная циркуляция воздуха, естественная циркуляция масла; П – для передвижных подстанций; Р – с расщепленной обмоткой; ДЦ – принудительная циркуляция воздуха и масла; СЗ – сухой, с естественным воздушным охлаждением; К – изоляция класса нагревостойкости Н; М – для метрополитенов (в конце аббревиатуры); А – для атомных электростанций (в конце аббревиатуры), автотрансформатор – в начале обозначения; О – однофазный; Т – трехфазный; У – усовершенствованный. В серии трансформаторов малой мощности: ОСО, ОСН, ОСА, ОСВА, ОСВУ, ОСЛ, ОСОВ, ВПП, РД буквы несут следующую информацию: О – освещения (в конце серии), однофазный (в начале серии); С – сухой; Н – накальный; СВ – естественное воздушное охлаждение; Л – для питания ламп; В – воздушное исполнение. Последние две серии предназначены для питания огней и сигнализации.

3.6. Эксплуатация трансформаторов

Длительная непрерывная работа силовых трансформаторов в течение 20 … 25 лет обеспечивается соблюдением установленных температурных режимов, режимов токов и напряжений; строгого соблюдения норм качества масла; содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения под нагрузкой. Трансформаторы, оборудованные газовой защитой, устанавливают так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 – 1,5 %, а маслопровод от трансформатора к расширителю 2 – 4 %; выхлопная труба должна быть соединена с расширителем, а ее мембрана должна срабатывать при избыточном внутреннем давлении 0,5 кгс/см², а у трансформаторов с азотной подушкой – 0,75 кгс/см², между расширителем и газовым реле монтируют пробковый кран, а выхлопную трубу в верхней ее части соединяют с расширителем. В противном случае возможен резкий переток масла между расширителем и выхлопной трубой при повреждении мембраны. Это уменьшает возможность попадания влаги в выхлопную трубу через уплотнение мембраны.

Газовой защитой оборудуют все масляные трансформаторы 630 кВ·А и выше. Чтобы не было отказов в работе газовой защиты, кран между баком трансформатора и расширительным баком устанавливают на маслопроводе. При срабатывании газовой защиты трансформатор осматривают и определяют состав газа в газовом реле. Трансформатор немедленно отключают, если газ горюч. В случае отключения трансформатора от защит и после неуспешного АПВ трансформатор можно включить в работу только после осмотра, анализа газа и устранения выявленных ненормальностей. Допускается одно повторное включение трансформатора с газовой и дифференциальной защитой, если отключение произошло от одной из них без видимых внешних признаков повреждения при условии, что одна из этих защит не срабатывала при аварийном отключении. Мембрана выполняется из стекла такой толщины, чтобы разрушалась при избыточном давлении сверх нормируемого.

Контроль за состоянием трансформатора осуществляется без отключения трансформатора, поэтому осмотр высоко расположенных его частей производят со стационарных металлических лестниц с перилами и площадкой наверху, выполненной так, что человек, стоящий на ней, удален от токоведущих частей на безопасное расстояние. Применять для этих целей переносные лестницы запрещено.

Необходимо производить периодическую чистку и промывку маслоприёмных устройств, чтобы исключить попадание разливающегося при внутренних повреждениях трансформаторного масла в кабельные каналы и смежные помещения. Пожары возникают у трансформаторов при повреждении маслонаполненных вводов, а защиты отключают трансформатор уже после возгорания масла, поэтому маслоприёмные и дренажные устройства под трансформатором должны быть в рабочем состоянии в любое время.

Следует следить за сохранением надписей диспетчерских наименований трансформаторов на их баках – при открытой установке, на дверях и внутри помещений – при закрытой установке, а также за сохранением расцветки фаз, чистотой поверхности трансформатора. Краски с металлическими наполнителями (алюминиевая пудра, бронза) способствуют увеличению перегрева верхних слоев масла на 5 – 12 %, поэтому их и черные краски не следует использовать, надо применять светлые краски. Вентиляция ТП и камер как естественная, так и искусственная должна обеспечивать отвод тепла так, что разность между температурами входящего воздуха снизу и выходящего вверху не превышала заданной при номинальной нагрузке трансформатора. Во избежание перегрева трансформатора при искусственной вентиляции на пункте управления выполняют сигнализацию о прекращении работы вентиляторов. При эксплуатации ТП необходимо следить, чтобы в них не попадали: снег, вода, птицы и мелкие животные.

Принудительный обдув радиаторов увеличивает теплоотдачу в 2 раза, а для систем охлаждения Ц и ДЦ почти все тепло (93 – 95 %) трансформатора отводится через них. По этой причине при отключении систем принудительного охлаждения температура верхних слоев масла резко и быстро увеличивается. Поэтому схема управления охлаждающими устройствами должна обеспечивать автоматическое их включение одновременно с включением трансформатора в сеть при нагрузке более 75 % номинальной, а циркуляция масла должна быть включена постоянно, независимо от нагрузки, температуры масла и охлаждающего воздуха. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов выполняют от двух источников, а для систем охлаждения Ц – с применением АВР.

В системах охлаждения Д и ДЦ скорость воздуха – 5 … 7 м/c; при скорости ветра 12 … 15 м/с вентиляторы могут выйти из строя, если ветер направлен против обдува, тогда их следует отключить.

Отечественные трансформаторы с дутьевым охлаждением рассчитывают так, что их мощность при отключенном дутье составляет 50 % номинальной мощности при включенном дутье. При нагрузке не более 50 % они могут работать без дутья при любой температуре верхних слоев масла. Допускается также работа без дутья, если нагрузка менее номинальной, и температура верхних слоев масла не превышает 55 °С.

Во избежание попадания воды в масло через поврежденные трубки необходимо, чтобы давление масла превышало давление воды не менее, чем на 0,2 кгс/см² и при включении трансформатор в первую очередь пускать масляный, потом водяной насосы, при отключении – наоборот. В зимнее время масло следует прогревать до + 10 °С, только после этого включать в работу трансформатор. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла не должна превышать + 75 °С (с охлаждением ДЦ), 95 °С (с охлаждением М и Д) и 70 °С на входе в охладитель с охлаждением Ц.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен опускаться ниже отметок температуры окружающего воздуха. В работающем трансформаторе уровень масла должен соответствовать температуре его верхних слоев в баке. В трансформаторах 160 кВ·А и более обязательна установка термосифонных фильтров для регенерации масла в процессе эксплуатации.

На трансформаторах в нормальных режимах допускается повышение напряжения сверх номинального на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % – в послеаварийных режимах (до 6 часов в сутки). Небольшое увеличение подводимого к трансформатору напряжения вызывает резкое увеличение потерь в стали в связи с насыщением магнитопровода, а это может вызвать "пожар" железа.

Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку по току на 5 %, если перенапряжение не превышает номинального, и в зависимости от режима работы допускает систематические перегрузки согласно инструкциям заводов – изготовителей, а в аварийных режимах допустимы кратковременные перегрузки сверх номинальной. При наличии передвижного резерва допускается перегрузка трансформаторов на 40 % на время максимума общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, если коэффициент заполнения суточного графика нагрузки менее 0,75. В распределительных сетях измерения нагрузок должны производиться не менее двух раз в год – в период максимальных и минимальных нагрузок. В зависимости от удаленности трансформатора от источника питания потери активной мощности от передачи потребляемой трансформатором реактивной мощности учитываются с помощью экономического эквивалента реактивной энергии. У понизительных трансформаторов 6 – 10 кВ, питающихся от районных сетей, в периоды максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы он равен соответственно 0,1 и 0,15 кВт·ч/квар·ч.

Поскольку нагрузки трансформаторов колеблются в зависимости от времени года, суток, дней недели, то возникает необходимость поддержания напряжения согласно нормам. Для этого используют переключающие устройства без возбуждения ПБВ (предел их регулирования ± 5 %) или устройства регулирования напряжения РПН (предел их регулирования ±20 %). Устройство РПН должно постоянно находиться в работе с включенным блоком автоматического регулирования. Его работа контролируется счетчиком числа операций. Переводить устройство РПН на дистанционное управление допустимо на обслуживаемых подстанциях в тех случаях, когда имеют место небольшие отклонения напряжения. При отказе дистанционного управления при первой возможности трансформатор необходимо отключить. Производить переключения РПН вручную недопустимо. Включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Осмотр главных трансформаторов и трансформаторов собственных нужд с постоянным дежурным персоналом – один раз в сутки, остальных трансформаторов – раз в неделю, ТП – не реже раза в полгода. В случае резкого изменения погоды, стихийных явлений или действия сигнализации о ненормальных явлениях в трансформаторах или их систем охлаждения проводят внеочередные осмотры трансформаторов. Текущие ремонты трансформаторов ТП выполняют не реже раза в четыре года в объеме:

а) наружный осмотр;

б) чистка изоляции и бака;

в) спуск грязи из расширителя, доливка масла, проверка маслоуказателя;

г) смена селикагеля в фильтрах;

д) проверка спускного крана и уплотнений;

е) осмотр и чистка охлаждающих устройств, проверка (смена) подшипников электродвигателей вентиляторов и насосов;

ж) проверка защит и разрядников;

з) отбор и проверка проб масла.

Капитальные ремонты проводят по результатам испытаний и измерений. Измерения сопротивления изоляции проводят одновременно с текущими ремонтами.

Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой выпускают в России с 1935 года. Переключающее устройство трансформатора, как известно, состоит из избирателя, контактора, токоограничивающих сопротивлений и приводного механизма. Переключающие устройства с активными токоограничивающими сопротивлениями выпускаются большинством европейских фирм, отечественная промышленность и большинство фирм США выпускают исключительно реакторные переключающие устройства. В переключающих устройствах с активными сопротивлениями переключение реактора происходит чрезвычайно быстро, так как сопротивления могут обтекаться током лишь кратковременно; реакторы переключающих устройств реакторного типа обычно рассчитаны на длительное протекание тока. Конструкции переключающих устройств с активными сопротивлениями значительно сложнее конструкции реакторных переключающих устройств. Наличие сопротивлений, рассчитанных на кратковременное протекание тока, мощных переключающих пружин, большие скорости движения подвижных частей заставляют предъявлять жесткие требования к надежности конструкции. Преимущество переключающих устройств этого типа состоит в том, что громоздкий и тяжелый реактор заменен сравнительно легким и малогабаритным сопротивлением, являющимся конструктивной частью контактора; в переключающих устройствах с активным сопротивлением более легкие условия гашения дуги. Переключающие устройства этого типа незаменимы, когда необходимо осуществлять регулирование мощных высоковольтных автотрансформаторов. Изготовить изоляцию реактора на напряжение более 35 кВ практически невозможно. В силу изложенного сегодня четко просматривается тенденция к переходу на переключающие устройства с активными токоограничивающими устройствами, прежде всего, в связи с развитием производства сверхмощных автотрансформаторов. Способы управления переключающими устройствами: вручную (рукояткой привода), кнопками со щита управления; автоматически от панели регулирования напряжения. Число автоматически управляемых трансформаторов все еще незначительно. Ручное управление должно применяться только при наладке или в аварийных случаях. При ручном управлении переключающими устройствами реакторного типа наблюдается некоторое повышение времени горения дуги, что может привести к повышенному износу контактов и снижению надежности работы переключающего устройства. Введение автоматического регулирования напряжения увеличивает частоту переключений. Для силовых распределительных трансформаторов число переключений не превышает 20 в сутки, что вполне достаточно; на трансформаторах для электрических дуговых печей и электролизных ванн возможна значительно большая частота переключений. В большинстве случаев работа устройств РПН происходит при высоких значениях коэффициента мощности (0,6 и выше при полной нагрузке), тем не менее, для реакторных переключающих устройств в качестве расчетного режима принимается режим с коэффициентом мощности, равным нулю. Как свидетельствует опыт эксплуатации, наиболее слабым звеном устройств РПН являются контакты контакторов, поэтому все заводы выпускают контакторы только с металлокерамическими контактами, выполнять шлифовку которых в эксплуатации совершенно излишне. Появление небольших неровностей на поверхности контактов, а также их почернение от выделившегося из масла углерода не препятствует дальнейшей эксплуатации контактов.

Ухудшение состояния масла от образования свободного углерода в виде мелких взвешенных частиц происходит значительно быстрее, чем износ контактов, после тысячи переключений значительно возрастает кислотность. Из светло-желтого масло сначала становится темно-желтым, затем бурым, потом черным. Изменяется его запах. Однако электрическая прочность масла снижается значительно медленнее, особенно если предохранить его от увлажнения. Снижение электрической прочности масла объясняется не наличием частиц угля, а их гигроскопичностью. Дугогасящие свойства масла являются достаточно стабильными. Даже при электрической прочности масла 10 кВ время горения дуги практически не изменяется, хотя масло совершенно черное; при предельно допустимой электрической прочности 22 кВ масло полностью сохраняет свои дугогасящие свойства. Поэтому единственным критерием качества масла в контакторе должна служить его электрическая прочность. При замене масла бак контактора должен быть очищен от густого илообразного осадка из частиц углерода с заметным содержанием меди и вольфрама от разрушившихся контактов. Срок службы масла можно значительно продлить герметизацией уплотнения крышки контактора и установкой селикагелиевого воздухоосушительного фильтра на отверстии для выхода газов. При установке фильтра необходимо встраивать в крышку контактора предохранительную мембрану на случай бурного выделения газов. В автоматическом режиме РПН может работать, если укомплектован спецрегулятором БАУРПН по схеме Латвглавэнерго или Мытищинского электромеханического завода. Основным методом контроля правильности работы и степени износа контактов переключающего устройства является снятие круговых диаграмм. В последние годы РПН подверглись модернизации. Модернизация заключается в том, что между средними точками главных и дугогасительных контактов включено дополнительно активное сопротивление. Когда размыкается один из главных контактов, это сопротивление оказывается включенным параллельно одному из разрывов дугогасительных контактов; наилучшие результаты получаются при отношении шунтирующего сопротивления к индуктивному сопротивлению реактора примерно 6. При этом дуга гаснет в течение 20 – 30 миллисекунд (2 – 3 полупериода). Срок службы контакторов возрастёт в 3 – 4 раза.

Ввиду кратковременности обтекания током шунтирующего сопротивления его нагрев во время переключения оказывается незначительным, поэтому размеры сопротивления и его стоимость невелики. Сопротивления на контакторах, в зависимости от индуктивного сопротивления реактора, могут иметь значения: 25, 65, 136, 250 Ом. Их изготавливают из нихрома длиной 16 м, диаметром 1; 0,6; 0,4; 0,3 мм.

Выводы:

- переключение переключающего устройства рукояткой привода должно рассматриваться только как вспомогательный метод управления (при авариях и наладке);

- необходимость замены контактов определяется сравнением круговой диаграммы, снятой в процессе эксплуатации, с заводской, а замена масла – его электрической прочностью.

- установка малогабаритного омического сопротивления значительно увеличивает срок службы контактов и масла контактора; заметный эффект увеличения срока службы масла дают мероприятия по предохранению масла от увлажнения.