ВиЭ и монтаж / Лекции

Уве л и ч е н и е в я з к о с т и ухудшает охлаждение трансформатора, так как

уменьшается скорость циркуляции масла и в результате повышается его температура и

аппарат перегревается,

Ум е н ь ш е н и е п р о б и в н о г о н а п р я ж е н и я' может привести к пробою изоляции обмотки и выходу трансформатора из строя. Понижение пробивного напряжения указывает на наличие воды, которая может появиться в масле в результате его старения, выделения в нем органических кислот.

Ум е н ь ш е н и е т е м п е р а т у р ы в с п ы ш к и свидетельствует о разложении масла вследствие местных перегревов, так как при старении масла температура вспышки немного повышается, а не понижается.

Стандартом установлены определенные нормы на состояние трансформаторного масла как свежего, не бывшего в употреблении, так и эксплуатационного (табл. 20). В нормах определены также сроки отбора проб масла из трансформаторов и другой маслонаполненной аппаратуры. Знание этих норм крайне необходимо для грамотного ведения эксплуатации.

Масло нужно подвергать лабораторным испытаниям в следующие сроки:

из «трансформаторов и аппаратов напряжением до 10 кВвключительно сокращенному анализу — не реже одного раза в 3 года, из трансформаторов и аппаратов напряжением от 10 до 35 кВвключительно на электрическую прочность —один раз в год и со-

кращенному анализу—* не реже одного раза в 3 года;

из трансформаторов и аппаратов напряжением выше 35 кВ на электрическую прочность и сокращенному анализу — один раз в год,

из герметизированных трансформаторов на электрическую прочность — один раз в 2

года;

из маслонаполненных вводов сокращенному анализу— один раз в год;

после капитального ремонта трансформаторов и аппаратов — сокращенному анализу.

После отключения масляным выключателем короткого замыкания следует отбирать пробу масла на проверку содержания взвешенного угля,

В испытания изоляционного масла на электрическую п р о ч н о с т ь входит проверка

пробивного напряжения и определение наличия в масле взвешенного угля и механических примесей,

В объем сокращенного анализа изоляционного масла входит:

определение температуры вспышки, электрической прочности, кислотного числа и качественное определение содержания взвешенного угля, механических примесей и наличия воды.

Чтобы уменьшить старение масла и поддержать его изоляционные свойства, масло в трансформаторах мощностью более 100 кВА следует подвергать р е г е н е р а ц и и, т. е.

восстановлению его свойств с помощью термосифонных фильтров или абсорберов.

Термосифонные фильтры и абсорберы заполняют зернистым сорбентом (силикагелем или окисью алюминия), обладающим свойством избирательно поглощать из масла продукты его старения.

По мере ухудшения показателей качества масла его периодически очищают с помощью фильтр-прессов сепараторов.

Старение масла в трансформаторах происходит быстрее при его перегреве. Срок службы масла в трансформаторах сокращается вдвое, если его температура повышается на 10°С выше нормы. В эксплуатации трансформаторов предельная температура верхних слоев масла допускается 95° С при температуре окружающего воздуха 35° С, однако чтобы срок годности трансформаторного масла был более длителен, температура верхних слоев масла не должна превышать 85° С. На эту величину обычно в крупных транс-

форматорах устанавливают температурную сигнализацию.

ДОПУСКАЕМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

В течение суток и в различное время года нагрузка трансформатора не остается постоянной, а это в свою очередь сказывается на температурном режиме работы трансформатора.

Превышение температуры обмоток над температурой охлаждающего воздуха колеблется от 60° С до некоторого меньшего значения, что уменьшает износ изоляции обмоток и увеличивает срок службы трансформатора. Поэтому в эксплуатации допускается такая перегрузка трансформатора, чтобы его срок службы был не менее 20—

25 лет. Перегрузки трансформаторов делят на нормальные и аварийные.

Таблица 21

Величина допустимых перегрузок трансформаторов

Коэффициентом загрузки называется отношение средней нагрузки трансформатора за сутки к его номинальной мощности ,

Длительные эксплуатационные перегрузки всех типов силовых трансформаторов в зависимости от коэффициента загрузки допускаются в размерах, указанных в табл. 21.

Чтобы определить допустимую перегрузку трансформатора зимой за счет его недогрузки летом, устанавливают следующее-правило: если максимум среднего суточного графика нагрузки в летние месяцы меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается перегрузка трансформатора в размере 1 % на каждый процент недогрузки летом, но в общем не более чем на 15%

номинальной нагрузки. Общая допустимая перегрузка трансформатора подсчитывается с учетом коэффициента загрузки и летний.недогрузки, но не должна превышать 30%

номинальной. Кроме того, в процессе эксплуатации допускаются аварийные перегрузки силовых трансформаторов всех типов с естественным масляным охлаждением на время, необходимое для ввода резерва, независимо от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформатора в

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для выявления внутренних повреждений в трансформаторах устанавливают чувствительную газовую защиту, которая работает на сигнал или на отключение.

Правильную работу газовой защиты обеспечивают специальной установкой трансформаторов, которые монтируют таким образом, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее чем на 1 —1,5% высоты трансформатора, а

маслопровод от трансформатора к расширителю — не менее чем на 2—4%. Газовая защита работает на сигнал при попадании в трансформатор воздуха, медленном опускании уровня масла из-за снижения температуры или наличия течи масла, а также при повреждениях трансформатора, которые сопровождаются выделением небольшого количества газов. При внутреннем повреждении трансформатора с сильным газообразованием газовая защита работает на отключение.

Кроме того, может быть ложная работа газовой защиты в случае сквозных коротких замыканий, сопровождаемых толчком масла через газовое реле, а также из-за неисправности вторичных цепей, которые в местах подсоединения к газовому реле обычно разъедаются маслом, чтобы предотвратить это явление, для вторичных цепей применяют маслостойкую изоляцию.

Эксплуатационный персонал станций и подстанций может судить о характере повреждения в трансформаторе и причинах действия тазовой защиты по анализу газа в газовом реле. Если газ в реле без запаха и цвета и не горит, это означает. что Б трансформаторе имеется воздух. Если газ горит, это указывает на внутреннее

повреждение трансформатора, который должен быть немедленно выведен в ремонт.

Характер повреждения в трансформаторе можно определить также по цвету газа.

Зажигая газ, огонь следует подносить сбоку, немного выше отверстия крана. Чтобы избежать взрыва газов, запрещается подносить огонь к открытым отверстиям расширителя и трансформатора.

При работе газовой зашиты на сигнал и наличии резервного трансформатора последний включают в работу, после чего поврежденный трансформатор осматривают,

чтобы выяснить причины работы газовой защиты.

Если периодически из масля трансформатора выделяются негорючие газы, их проверяют на содержание водорода и метана. В случае постепенного увеличения содержания этих газов трансформатор необходимо вывести в ремонт, поскольку такое явление указывает на разложение масла дугой. При опускании уровня масла из-за понижения температуры доливают масло в трансформатор. Во избежание ложной работы газовой защиты при доливке масла ее оставляют включенной только на сигнал до тех пор, пока не прекратится выделение воздуха из масла. При срабатывании газовой защиты необходимо проверить температуру вспышки масла, если будет установлено, что защита работает не из-за попадания, воздуха в трансформатор.

Если при отключении трансформатора газовой зашитой будет установлена правильность ее сигнала о том, что имеется внутреннее повреждение аппарата. не допускается включать его под напряжение без осмотра и испытания выемной части.

ПОНЯТИЕ О РЕМОНТЕ И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ

СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Текущие ремонты силовых трансформаторов (без выемки сердечника) с их отключением производят в зависимости от условий эксплуатации в соответствии с местными инструкциями, но не реже одного раза в год,

Текущий ремонт трансформаторов заключается в чистке изоляторов, крышки; осмотре всех контактных соединений, расширителя, выхлопной трубы; проверке газовой защиты

ит. д. Продолжительность, ремонта обычно не более 6—8 ч.

Капитальные ремонты силовых трансформаторов с. выемкой сердечника выполняют

через б лет после введения в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов их измерений и осмотров.

Капитальный ремонт производят с. выемкой сердечника и сопровождают внутренним осмотром трансформатора. При этом ремонте тщательно осматривают магнитопровод,

проверяют затяжку стяжных болтов, обмотку, контактные соединения, изоляцию; чистят бак, расширитель; заменяют все прокладки; осуществляют всевозможные профилактические испытания согласно нормам и т, д. Срок капитального ремонта,

трансформатора определяется, его мощностью и колеблется от 1 до 10 суток,

При капитальном ремонте, а также при монтаже новых, трансформаторы испытывают в соответствии с «Объемами и нормами испытаний электрооборудования». Кроме того,

выполняют профилактические испытания между капитальными ремонтами в сроки,

установленные местными инструкциями,

Во время испытаний измеряют сопротивление изоляции обмоток, тангенс угла диэлектрических потерь и определяют коэффициент абсорбции. Если результаты испытаний указывают на увлажнение изоляции, трансформатор сушат. Изоляцию доступных стяжных болтов и ярмовых балок испытывают переменным напряжением. 1

кВ в течение 1 мин, Нарушение изоляции этих элементов может вызвать тяжелые последствия в эксплуатации, так как ведет к образованию короткозамкиутого контура в магнитопроводе и «.пожару» стали.

Измеряя сопротивление обмоток трансформатора при всех положениях переключателя ответвлений, можно обнаружить плохие контакты и обрывы в обмотке, а также проверить правильность подключения выводов обмоток к переключателю. Эту же цель преследуют, измеряя коэффициент трансформации трансформатора на всех ответвлениях. При переходе от ответвления к ответвлению сопротивление обмотки и коэффициент трансформации должны изменяться каждый раз на одинаковую величину.

Измерение тока холостого хода трансформатора позволяет обнаружить витковые замыкания в обмотках и повреждение магнитопровода. Ток холостого хода в этом случае возрастает.

При новом включении необходимо также проверить группу соединений трансформатора и произвести его фазировку.

Обязательным является испытание масла из трансформатора' и его маслонаполпенных вводов. Состояние вводов оценивают, измеряя тангенс угла диэлектрических потерь.

При текущих ремонтах трансформатор испытывают в.объемах, установленных местными инструкциями.

Лекция.

Кабельные линии

Общие сведения. Современные крупные и энергоемкие промышленные предприятия с высоким уровнем автоматизации имеют большое и сложное кабельное хозяйство с числом кабельных линий, доходящим до 25000, при общей длине до 2500 км. Для размещения такого большого количества кабелей по территории предприятия и внутри его цехов необходимо устройство специальных кабельных сооружений в виде туннелей,

каналов, бетонных, керамических и асбоцементных блоков, а также в виде труб,

размещенных в бетонных фундаментах, в полах, в перекрытиях и по стенам (на опорных конструкциях). Иногда для размещения большого количества кабелей в зданиях отводятся специальные кабельные этажи или полуэтажи. Если территория загружена коммуникациями, то межцеховые кабели прокладывают по эстакадам совместно с технологическими трубопроводами или по эстакадам, специально сооружаемым для них.

Правилами устройства электроустановок установлены наименьшие расстояния для кабельных сооружений и прокладываемых в них кабелей. Для прокладки кабелей непосредственно в земле применяют бронированные кабели, защищенные от коррозии джутово-битумным покрытием или поливинилхлоридной оболочкой. Такую прокладку следует производить после завершения строительных и планировочных работ по трассе.

Преждевременная прокладка может повлечь за собой повреждение кабелей при производстве земляных работ, связанных с планировкой территории, после которой кабели могут оказаться расположенными близко к поверхности земли либо, наоборот, на большой глубине, осложняющей доступ к ним в эксплуатации.

Кабели на напряжение до 35 кВ прокладывают на глубине 0,7 м от планировочной отметки при глубине траншеи 0,8 м; на дно траншеи подсыпают слой чистой земли толщиной 100 мм. Маслонаполненные кабели на напряжение 110 кВ закладывают на глубине не менее 1,5 м от планировочной отметки.

Для прокладки кабелей в траншеях установлен в ПУЭ ряд требований (помимо глубины заложения), обеспечивающих надежную эксплуатацию кабельных сетей: по расстояниям

кабелей от фундаментов зданий, деревьев, кустарников, подземных трубопроводов,

железных дорог и т. д. Все кабели на номинальное напряжение выше 1 кВ, проложенные

втраншеях, должны иметь защитные покрытия только из красного кирпича (силикатный

вземле разрушается) или бетонных плит, наложенных на слой земли или песка толщиной

100 мм. При глубине траншеи 1—1,2 м и напряжении до 10 кВ защита кабелей кирпичом необязательна.

В виде исключения ПУЭ допускают уменьшение глубины заложения кабелей до 0,5 м

на участках длиной до 5 м в местах их пересечений с подземными коммуникациями и при вводе в сооружения, с условием прокладки при этом кабелей в трубах.

Ширина траншеи определяется числом, сечением и марками кабелей. Между силовыми кабелями расстояние в свету должно быть не менее 100 мм. Между контрольными кабелями, не нуждающимися в охлаждении, расстояние не нормируется. Допускается совместная прокладка силовых и контрольных кабелей в одной траншее; при этом расстояние между крайними контрольным и силовым кабелем должно быть не менее 100

мм.

Кабель укладывают в траншее «змейкой» с небольшим запасом, составляющим 1,5— 2% общей длины траншеи, на случай возможных смещений почвы и температурных деформаций кабеля в разные времена года. В месте установки соединительной муфты предусматриваются расширение траншеи для устройства петли запаса и возможности вырезки поврежденной муфты с заменой ее новой.

В почвах, содержащих гниющие органические вещества, золу, шлак, известь, прокладка кабелей не допускается. В случае необходимости прокладки в таких почвах кабель по всей длине трассы закладывают в трубы с противокоррозийной обмазкой.

Над подземными кабельными линиями должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями:

-для кабельных линий выше 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей;

-для кабельных линий до 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при прохождении под тротуарами – на 0,6 м в сторону зданий сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы.

Для подводных кабелей до и выше 1 кВ должна быть установлена охранная зона,

определяемая параллельными прямыми на расстоянии 100 м от крайних кабелей.

Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением на бирках кабелей и концевых муфт марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт – номера муфты и даты монтажа. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях, бирки должны располагаться по длине через 50 м .

На трассе кабельной линии, проложенной в незастроенной местности, опознавательные знаки устанавливаются через 500 м.

ВЫБОР СПОСОБОВ ПРОКЛАДКИ

При выборе способов прокладки силовых кабельных линий до 35 кВ необходимо руководствоваться следующим:

При прокладке кабелей в земле рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 м или в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях.

Прокладка кабелей в туннелях, по эстакадам и в галереях рекомендуется при количестве силовых кабелей, идущих в одном направлении, более 20.

Прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности по трассе, в

местах пересечений с железнодорожными путями и проездами, при вероятности разлива металла и т. п.

обслуживания сооружений.

На территориях электростанций кабельные линии должны прокладываться в туннелях, коробах, каналах, блоках, по эстакадам и в галереях. Прокладка силовых кабелей в траншеях допускается только к удаленным вспомогательным объектам