книги из ГПНТБ / Грудинский, П. Г. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций

На оси абсцисс графика отложена мощность S HHhoh. Обмотка

СН допускает дополнительную нагрузку — разницу между номинальной (расчетной) ее мощностью и нагрузкой обмотки НН. Номинальная мощность обмотки СН равна номинальной мощности автотрансформа­ тора, умноженной на коэффициент типовой мощности, который равен 0,78 (см. выше). Следовательно, номинальная мощность обмотки СН

Мощность

мощность, передаваемую от вводов СН в обмотку ВН через электри­ ческую связь. Допустимая мощность на вводе СН определится как сумма S 2„OM И 0 + \ „ ) S B н , что и отражено на графике рис 11-5. Для

того чтобы определить допустимую в этом режиме нагрузку на вводах

411

Врезультате мощность на вводе СН оказалась равной 220 МВ-А,

ана вводе ВН — 100 МВ-А. На рис. 11-5 точечным пунктиром пока­

зано решение той же задачи для про­ извольной величины S HH.

тивном случае необходим вспомогательный трансформатор тока, пока­ занный на рис. 11-6. Действие схемы основано на том, что амперметр измеряет разность токов на вводах СН и ВН (исключает ток, обуслов­ ленный наличием электрической связи между обмотками ВН и СН), т. е. ток в обмотке СН.

11-5. Надзор и уход за трансформаторами

Осмотр трансформаторов и трансформаторных поме­ щений (без отключения трансформаторов) производится или дежурным персоналом, или персоналом той органи­ зации (бригады, участка и т. п.), в ведении которой на­ ходится установка.

При осмотре проверяется: внешнее состояние бака, уровень и цвет масла в расширителях; при напряжениях 110 кВ и выше — уровень и цвет масла в маслонаполнен­ ных вводах; состояние вводов — нет ли трещин или за­ грязнения; уровень шума — нет ли его усиления (например, из-за ослабления прессовки) или потрескивания (внутрен­ ние разряды); состояние охлаждения — температура масла и охлаждающей среды, работа охлаждающих устройств, отсутствие течи масла; состояние мембраны выхлопной трубы; состояние ошиновки и кабелей.

В камерах, где установлены масляные или сухие транс­ форматоры, проверяется состояние вентиляции. Разность между температурами воздуха, входящего снизу и выхо­

412

дящего вверху, не должна превышать 15 °Спри номинальной нагрузке трансформатора. Проверяется действие искус­ ственной вентиляции и сигнализации о прекращении ее работы в тех установках, где для поддержания заданной разности температур потребовалось сооружение такой вен­ тиляции.

Одновременно проверяется состояние фундаментов и маслоприемников открытой установки, а в закрытых уста­ новках — состояние сеток, защищающих вентиляционные и другие проемы от проникновения животных и птиц, исправность запоров дверей, отсутствие течи в крыше и т. п.

Запись показаний измерительных приборов в установ­ ках с постоянным дежурством персонала ведется не реже двух раз в смену (амперметры, термометры); в остальных установках — при каждом осмотре.

При работе с перегрузкой отмечается величина и дли­ тельность перегрузки.

В установках с охлаждением ЦД и Ц записываются температуры масла при входе и выходе из трансформатора. Разница этих температур должна быть не более 10 °С. При большей разнице следует выяснить и устранить при­ чину неисправности. В-системах с охлаждением Ц прове­ ряется разность давления масла и воды (давление масла на 1—2 кг/см2 выше, чем воды). При остановленных насосах разница давлений должна быть не менее 0,2 кг/см2 за счет статического давления в масляной системе.

Эксплуатация газовой защиты. Как правило, газовая защита дол­ жна действовать как на сигнал, так и на отключение. Снимать ее дей­ ствие на отключение допускается только в случаях повышенной опас­ ности ложной работы из-за вибраций трансформатора, ведения вблизи взрывных работ, в сейсмически опасных районах и т. п.

Газовая защита должна действовать только на сигнал в следую­ щих случаях:

у трансформатора, отключенного разъединителями, если он вклю­ чен с другим трансформатором под общие выключатели и этот второй трансформатор остался в работе;

при очистке и регенерации масла и при всяких работах в масля­ ной системе трансформатора, находящегося в работе;

после опробования включением под напряжение трансформаторов, принимаемых после монтажа или ремонта до прекращения выделения воздуха, а также после доливки масла, если уровень масла понижался ниже уровня газового реле;

при проверке газовой защиты на работающем трансформаторе,; при неисправности газовой защиты; при неисправности масляной системы или других элементов транс­

форматора, угрожающих ложной работой газовой защиты.

Во всех перечисленных случаях действие дифференциальной за­ щиты или токовой защиты должно сохраняться.

4 1 3

Работа газовой защиты на сигнал может быть и при отсутствии повреждения: при резком похолодании из-за снижения уровня масла; при выделении воздуха из масла после недавней очистки масла или при резком изменении режима работы трансформатора; после сквоз­ ного к. з. во внешней сети и т. п. Выделение воздуха и газа может быть и при медленно развивающемся внутреннем повреждении транс­ форматора, например при «пожаре в стали», при плохом контакте в пе­ реключателе ответвлений и пр.

Для того чтобы отличить выделение воздуха от выделения газов, следует проверить выделившиеся газы на горючесть. Для такой про­ верки зажженная спичка подносится к верхнему крану газового реле несколько выше его и сбоку, так чтобы при открытии крана струя воздуха не потушила спичку, но горючие газы могли бы воспламе­ ниться. Вспышка газов является признаком внутреннего повреждения в трансформаторе.

Однако при-некоторых повреждениях, сопровождающихся разло­ жением масла, легкие газообразные продукты разложения могут по­ глощаться маслом, вытесняя из него воздух, который собирается в га­ зовом реле. Горючих газов в таком воздухе может быть недостаточно для вспышки при описанной выше пробе на горючесть. Поэтому для уве­ ренной проверки следует отобрать для анализа пробу выделившихся газов и взять пробу масла — при наличии повреждения температура вспышки паров масла оказывается ниже нормы.

При автоматическом отключении трансформатора от любой защиты, кроме дифференциальной и газовой, он немедленно включается обратно; придействии дифференциальной и газовой защиты производится ос­ мотр трансформатора и обратное включение допускается лишь после установления причины отключения и устранения выявившихся неис­ правностей.

Однако если при таком отключении трансформатора нарушено электроснабжение потребителей, а видимых признаков повреждения не обнаружено, трансформатор может быть включен еще один раз. При наличии признаков повреждения трансформатор выводится времонт.

Контроль за состоянием масла. Поддержание масла в отличном состоянии является одним из важнейших условий длительной безаварийной работы трансформатора.

влага и механические примеси ускоряют процесс старения изоляции.

Вредным является насыщение масла не только кисло­ родом (окисляющий фактор), но и азотом: при резких изменениях режима газы могут выделиться и пузырь газов снизит электрическую прочность главной изоляции. Насыщение масла азотом особенно интенсивно происходит при наличии азотной защиты высокого давления. Предпоч­ тительна азотная защита низкого давления с эластичными емкостями, совместно с термосифонными фильтрами. Такая защита, как правило, намечается к применению для транс­ форматоров напряжением 330—500 кВ.

4 1 4

Заливка маслом трансформаторов ПО кВ и выше про­ изводится под вакуумом. У трансформаторов мощностью 90 МВ-А и выше производится измерение tg 6 масла и определяется содержание в нем газа и влаги.

Заливаемое масло должно иметь температуру: при на­

анализ масла.

Нормы иа трансформаторное масло приведены ниже.

В процессе эксплуатации производится сокращенный анализ масла в следующие сроки: у трансформаторов напряжением ниже 220 кВ — не реже 1 раза в 3 года, 220 кВ и выше — не реже 1 раза в год. Кроме того, пробы масла берутся при текущем ремонте трансформатора. Со­ кращенный анализ масла из маслонаполненных вводов производится 1 раз в 3 года, из малогабаритных — не реже 1 раза в год. Масло из контактных устройств РПН проходит сокращенный анализ не реже 1 раза в год, если по числу произведенных переключений согласно инструк­ ции завода не требуется дополнительного анализа. Масло из отсека с контакторами РПН проверяется на электри-

4 1 5

ческую прочность и содержание взвешенного углерода. Электрическая прочность должна быть не ниже: 22 кВ для трансформаторов 35 кВ и не ниже 30 кВ для 110 кВ и выше. При работе без термосифонных фильтров у трансформа­ торов 330 кВ-А и выше сокращенный анализ масла про­ изводится не реже 1 раза в год, а также при появлении

-каких-либо признаков их внутреннего повреждения. Из герметизированных трансформаторов проба масла берется

всоответствии с указаниями завода-изготовителя. Очистка, доливка и регенерация масла могут произ­

водиться и на включенном трансформаторе. При доливке более 5% залитого проверяется стабильность смешиваемых масел.

В трансформаторах мощностью 160 кВ-А и более пре­ дусматриваются термосифонные фильтры для непрерыв­ ной регенерации масла. Рекомендуется применение при­ садок, стабилизирующих свойства масла и воздухоосуши­ тельных фильтров.

Масло в маслонаполненных вводах защищается от увлажнения и старения при помощи воздухоосушительных фильтров с затворами (масляными), герметизацией полости ввода и т. п. Замена масла в масляных затворах должна производиться не реже 1 раза в год.

11-6. Ремонт трансформаторов и контроль за изоляцией

Текущий ремонт трансформаторов с их отключением производится с периодичностью, устанавливаемой в зави­ симости от значения трансформаторов для энергосистемы. Главные трансформаторы электростанций и подстанций и основные трансформаторы собственных нужд электро­ станций проходят текущий ремонт не реже 1 раза в год. Все остальные трансформаторы — не реже 1 раза в 4 года. Для трансформаторов, работающих в условиях повышен­ ного загрязнения, текущие ремонты назначаются чаще, в зависимости от уровня загрязнений.

Основным содержанием текущих ремонтов является очистка всех элементов установки и устранение заме­ ченных неисправностей, проверка устройств защиты и автоматики, блокировок, сигнализаций, измерительных при­ боров и производство предписанных профилактических испытаний и измерений.

Характеристики состояния изоляции обмоток трансфор­ маторов (сопротивление изоляции, tg б, емкость обмоток

по отношению к земле и друг к другу, прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда) опре­ деляются при температуре верхних слоев масла не ниже + 10 °С; в противном случае трансформатор следует подо­ греть. Методика проведения профилактических испытаний изложена в гл. 3.

Сопоставление результатов новых измерений с пред­ шествующими или с нормированными значениями показа­ телей следует производить после приведения их к одной и той же температуре. В табл. 11-1 даны коэффициенты, на которые следует умножить значения показателей, из­ меренных при температуре 'д1, для приведения их к более высокой температуре '0,2- Если fly > да, приведение про­ изводится путем деления. Коэффициент /у используется для приведения значений tg б, k2 — для R, k3 — для АС/С,

Измерение сопротивления изоляции производится при каждом текущем и капитальном ремонте трансформатора, а также при вводе трансформатора после монтажа. Измере­

вводы обмотки, сопротивление изоляции которой измеря­ ется,. соединяются между собой.

В эксплуатации сопротивление и отношение R60"/Ris" не нормируются, но учитываются при комплексной оценке результатов измерений. При капитальном ремонте эти показатели определяются до и после ремонта. Минимальное значение сопротивлений изоляции, при которых трансфор­ матор может быть включен без сушки, приведены в табл. 11-2.

Т а б л и ц а 11-2

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции /?60,, обмоток трансформатора в масле, МОм

форматоров напряжением 220 кВ и выше производится перед включением после капитального ремонта и монтажа, и не реже 1 раза в 3 года в период эксплуатации. При изме­ рениях у трансформаторов, залитых маслом, напряжение моста не должно превышать 10 кВ; если трансформатор не залит маслом, напряжение не должно быть выше 3 кВ, а при сушке изоляции — не выше 220 В. При измерениях tg б элементов изоляции трансформаторов 110 кВ и выше измерение напряжения производится на стороне высокого напряжения испытательного трансформатора.

Наибольшие допустимые значения tg б при проведении ремонта и при включении трансформатора без сушки не должны превышать величин, указанных в табл. 11-3.

Тангенс угла диэлектрических потерь обмоток, изме­ ренный после окончания монтажа и заливки маслом, должен не только удовлетворять требованиям табл. 11-3, но и не должен отличаться от данных заводского протокола из­ мерений, приведенных к температуре измерения при мон­ таже, более чем на 30% в сторону повышения.

Тангенс угла диэлектрических потерь измеряется не только у обмоток, но и у вводов: для маслобарЪерных — не реже 1 раза в 6 лет; для вводов с маслобумажной изо­ ляцией — 1 раз через 1 год после монтажа и далее не реже 1 раза в 4 года.

418

Т а б л и ц а 11-3

Измерение отношения АС/С является критерием для оценки влажности изоляции. При удовлетворительной за­ щите масла и постоянном режиме работы трансформатора его изоляция изменяет свою влажность незначительно. При неудовлетворительной защите масла или отсутствии защиты масло поглощает влагу из воздуха. Кроме того, влага образуется в результате химических реакций при старении изоляции.

Ввиду большой гигроскопичности бумажной изоляции влага масла поглощается бумажными, картонными и дере­ вянными деталями изоляции. Одним из показателей хода этого процесса и является отношение АС/С. Очень важно начальное состояние изоляции и степень увлажнения при монтаже и ремонте.

Методика определения АС/С описана в § 3-4. Значение АС/С для трансформаторов, находящихся

в эксплуатации, не нормируется. Рекомендуется измерять это отношение 1 раз в 6 лет (для трансформаторов напря­ жением ПО кВ и выше) для сопоставления с результатами предшествующих измерений.

Для трансформаторов, вводимых после монтажа и капи­ тального ремонта, отношение АС/С, измеренное в конце монтажа до заливки масла, не должно превышать значений, приведенных в табл. 11-4.

Кроме того, приращения значений АС/С, измеренные в начале и в конце пребывания обмотки без масла, приве­ денные к одной температуре, не должны превышать зна-

чений, указанных в таблице. Эти нормы относятся ко всем обмоткам данного трансформатора. При измерениях пока-

зателей для одной из обмоток другие обмотки должны быть заземлены. Сначала измеряются Reо" и R w , а затем все остальные характеристики трансформатора.

11-7. Капитальный ремонт трансформаторов

Для главных трансформаторов станций и подстанций и основных трансформаторов собственных нужд предписывается внутренний ос­ мотр производить не позже чем через 6 лет после включения в экс­ плуатацию, и только в дальнейшем — по мере необходимости, в зави­ симости от результатов испытаний и состояния трансформаторов.

Остальные трансформаторы подвергаются внутреннему осмотру (капитальному ремонту) и в зависимости от оценки их состояния по результатам испытаний.

При внутреннем осмотре в основном проверяется состояние креп­ лений обмоток, главным образом — в осевом направлении; при необ­ ходимости восстанавливаются усилия сжатия обмоток. Из теории и из опыта эксплуатации известно, что динамическая стойкость обмоток при к. з. зависит от того, насколько прочно сжаты обмотки между опорной поверхностью внизу магнитопровода и прессующим устрой­ ством у верхней консоли ярма.

Усилия нажатия, созданные при сборке трансформатора на заводе, впоследствии ослабевают в первую очередь из-за усадки изолирующих прокладок, а также из-за неудовлетворительного способа расклиновки обмоток.

У трансформаторов выпуска до 1941 г. и у ряда позднейших вы­ пусков нажатие на обмотки в осевом направлении создается расклиновкой обмоток клиньями из прессованного на бакелитовом лаке эле­ ктрокартона. Только в последнее время преимущественно для транс­ форматоров напряжения ПО кВ и выше начал применяться способ кре­ пления обмоток нажимными болтами и прессующими кольцами или

420