ЭО немировский / Лекции ЭО FINAL

Настройка с перекрытием блок-контактов происходит так, чтобы нормально открытый блок-контакт замыкался раньше, чем размыкается нормально закрытый.

Настройка без перекрытия производится так, чтобы нормально открытый блок-контакт замыкался после размыкания нормально закрытого.

При включенной катушке якорь ее должен плотно прилегать к сердечнику.

Магнитная система контакторов при работе создает магнитный шунт, похожий на изделие трансформаторов, что обычно вызывается следующими причинами :

1)Плохо затянуты винты, крепящие якорь и сердечник ;

2)Неплотно прилегает якорь к сердечнику вследствие загрязнения нет их соприкосновения ;

Сильное изделие магнитного пускателя может вывести из строя катушку и ослабить затяжку винтов. Гудение в контакторе переменного тока может возникать в результате повреждения коротко замкнутого витка, находящегося в прорезях сердечника, а также из-

за очень большого нажатия контактов. Отдельные детали механизмов пусковых

аппаратов не должны иметь заеданий и повышенной изношенности, так как наличие таких дефектов у контакторов может повлечь за собой задержку в отключении, а иногда неотключение контактов. В пусковых ящиках с рубильниками неправильная работа блокировки крышек может привести к перекосу рубильников, что повлечет за собой неодновременность замыкания и размыкания ножей.

2. Эксплуатация и ремонт пускорегулирующих реостатов.

Для охлаждения реостаты обычно заливают трансформаторным маслом. Допустимая температура нагревания масла, измеренная на поверхности, должна быть не выше 105°C .

Температура контактов реостата должна быть не более чем на 15-20°C выше температуры масла. Масло в реостате со временем засоряется и портится от нагрева, теряя свои изоляционные свойства. В нормальных условиях замена масла в реостате производится не реже одного раза в пять лет. При текущем ремонте и ППР реостатов периодически чистят их контакты от нагара с помощью стеклянной бумаги или напильника.

Контактные поверхности всех контактов должны находиться в единой плоскости, чтобы щетка реостата имела одинаковую плотность соприкосновения со всеми контактами.

Для щетки ЭД с фазным ротором используются также жидкостные реостаты. Их необходимо регулярно пополнять чистой водой с 10-12% содержанием соды, так как с

41

течением времени вода в них испаряется. Баки водяных реостатов необходимо очищать от накипи.

В процессе работы реостатов в них могут возникать различные повреждения:

обрывы в соединении между элементами сопротивлений и недостаточно плотные контакты. Наличие обрыва устанавливается мегаомметром или лампочкой. Замыкание отдельных элементов сопротивлений в реостатах уменьшает их сопротивление, что вызывает увеличение тока при пуске двигателя и приводит к перегоранию реостатов.

Плохие контакты в реостатах чаще всего возникают между скользящими щетками и контактами. Иногда плохие контакты в местах соединения отдельных элементов сопротивлений.

Для нахождения дефектных мест через реостат кратковременно пропускают ток превышенного значения. При этом места с плохими контактами перегреваются, а при наличии паек - расплавляются.

Если при обрыве материал в реостате не пострадал, то оторванные соединяют между собой: проволока необходимого диаметра скручивается, а места скруток пропаиваются оловом. Чугунные сопротивления реостатов обычно сваривают.

3. Эксплуатация и ремонт универсальных переключателей, реле и станций управления.

Контакты УП допускают нагрузку при длительной работе до 20А при напряжении до 500 В. При работе переключателей на серебряных контактах образуется копоть,

которую необходимо периодически снимать слегка смоченной в бензине материей.

При эксплуатации основных типов реле уход за ними заключается в следующем:

при обгорании контактов или при наличии на их поверхности капелек нагара,

контактные поверхности слегка зачищают мелким напильником. При этом надо стараться снимать меньше слой серебра и обращать внимание на то, чтобы радиус закругления контактов остался без изменения. Контакты должны быть всегда сухими; их смазка не допускается. При включении якоря от руки в подвижных частях реле не должно быть затирания.

При обслуживании СУ необходимо строго соблюдать последовательность включения отдельных включающих и отключающих рубильников главной цепи и цепей управления. При включении сначала включают главный (силовой) рубильник, а затем

42

рубильник цепей управления; отключение наоборот. При осмотрах и ремонтах СУ необходимо отключать от источника тока.

4) Профилактические испытания пускорегулирующих аппаратов.

В соответствии с ПУЭ контакторы, магнитные пускатели и автоматы должны подвергаться следующим профилактическим испытаниям:

1.Измерение сопротивления изоляции контактов и катушек аппаратов;

2.Измерение минимального напряжения срабатывания втягивающих ЭМ у контакторов и магнитных пускателей, при этом оно не должно быть выше 85% от номинального, а у автоматов не выше 90% номинального;

3.Испытание контакторов и автоматов при пониженном и нормальном напряжении оперативного тока дистанционным включением и отключением.

43

Лекция №13.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1. Режимы работы силовых трансформаторов.

Режим работы силовых трансформаторов определяют токи нагрузок, температура верхних слоёв масла, напряжение на вводах первичной обмотки и температура окружающего воздуха. Нормальным режимом работы трансформатора называют режим,

соответствующий данным, указанным на заводском щитке. Понижающие трансформаторы допускают повышение подводимого первичного напряжения не более чем на 5% от напряжения, соответствующего данному ответвлению, т. к. даже небольшое возрастание напряжения приводит к значительному увеличению намагничивающего тока,

а это приводит к возрастанию потерь в стали, к её повышенному нагреву и повышенному потреблению реактивной мощности.

Трансформаторы, долго работающие с номинальной нагрузкой, не должны перегружаться, т. к. это ведет к износу изоляции и сокращению срока службы трансформатора. В отличие от других электрических машин, нагрузка у трансформаторов редко бывает постоянной и равной его номинальной мощности. Она изменяется как в течение суток, так и в зависимости от времени года. При полной загрузке срок службы трансформатора удлиняется и может стать таким, что трансформатор по техническим данным устареет раньше, чем износится его изоляция. В связи с этим в эксплуатации допускают работу трансформаторов с перегрузкой с таким расчётом, чтобы срок их службы был не менее 20-25 лет.

Допускаемые перегрузки трансформаторов подразделяются на нормальные и аварийные. Нормальные перегрузки силовых трансформаторов зависят от коэффициента заполнения суточного графика нагрузки, а также от недогрузки трансформатора в ночное время, если температура окружающего воздуха не превышает +35° С.

44

При аварийных режимах трансформаторы с масляным охлаждением допускают перегрузку до 40% на 6 часов работы в течение суток. Такая перегрузка допустима не более 5 суток. Коэффициент нагрузки должен быть меньше 0,75.

Максимально допустимые превышения температуры для трансформаторов составляют:

для медной обмотки - 70°;

для стали магнитопровода - 75°;

для верхних слоев масла - 60°.

Следовательно, максимально допустимая абсолютная температура должна быть не выше 105° для медных обмоток; 110° для магнитопровода и 95° для масла.

2. Обслуживание трансформаторов.

Трансформаторные подстанции разделяются на подстанции с постоянным обслуживанием и без постоянного дежурного персонала.

Там, где имеется постоянный дежурный персонал, в часы максимальных нагрузок систематически наблюдают за показаниями измерительных приборов – амперметров,

вольтметров на шинах, от которых питаются обмотки высшего напряжения, а также за температурой масла. Все показания измерительных приборов записываются в ведомость.

В установках без постоянного дежурного персонала показания приборов записывают только при осмотре трансформаторов. Осмотр трансформаторов проводится: на подстанциях с постоянным персоналом - 1 раз в смену, без постоянного персонала - 1

раз в месяц, в соответствии с графиком осмотров, установленном на предприятии.

Во время осмотра необходимо прислушиваться к гудению; проверить уровень и цвет масла, отсутствие течи масла; состояние ошиновки трансформатора и исправность подходящих кабелей; изоляторы трансформаторов; состояние заземления; исправность пробивных предохранителей (для защиты сетей низшего напряжения от появления в них повышенного напряжения при пробое изоляции между обмотками высшего и низшего напряжения); состояние строительной части установки.

3. Признаки неисправности трансформаторов. 3.1. Работа газовой защиты.

Вслучаях отключения трансформаторов от газовой защиты, прежде чем приступить

кустранению неисправностей, необходимо исследовать скопившиеся в нем газы,

45

определить их цвет, горючесть, количество и химический состав. По цвету газа можно судить о характере повреждения: чёрный цвет – повреждение масла; жёлтый – дерева;

бело-серый – бумаги или картона. Окраска газа исчезает со временем. Для определения горючести газа к верхнему крану газового реле подносят зажжённую спичку и открывают кран. Если газ горит, то это свидетельствует о внутреннем повреждении в трансформаторе. Если же газ бесцветный и не горит, то это свидетельствует о наличии воздуха, выделившегося из масла. Этот воздух из реле следует выпустить. При понижении уровня масла в трансформаторе газовую защиту переводят на сигнал и доливают масло. Обратное нормальное включение газовой защиты проводится через 24

часа после того, как из масла перестаёт выделяться воздух.

После капитального ремонта трансформаторов газовую защиту включают только на сигнал, на срок до 3-х суток во избежание ложных отключений трансформатора, т. к. в

этот период из трансформатора выделяется большое количество воздуха. 3.2. Обрывы в обмотках.

Сопровождаются выделением горючих газов и обнаруживаются при работе газовых реле на сигнал или на отключение.

3.2. Потрясывания внутри трансформаторов.

Наблюдаются в результате перекрытия обмоток или ответвлений на корпусе трансформаторов вследствие перенапряжения или обрыва сети заземления, т. к. активная сталь и все другие детали магнитопровода в трансформаторе заземляются. Это делается для того, чтобы отвести в «землю» статические заряды, появляющиеся на этих частях и возникающие вследствие того, что обмотки и металлические части магнитопроводов в трансформатарах являются обкладками конденсатора. Указанные дефекты устраняются ремонтом обмоток или восстановлением заземления.

3.4. Ненормальное гудение трансформатора вследствие работы трансформатора при повышенном напряжении или несимметричной нагрузке фаз.

Для устранения гудения следует устранить причины. Повышенное гудение трансформатора возникает также при ослаблении прессовки шихтованного магнитопровода, при вибрации крайних листов магнитопровода, при ослаблении болтов,

крепящих крышку трансформатора.

3.5. Течь масла.

46

Может возникнуть во время работы в результате нарушения плотности аварийных швов у баков труб и радиаторов. Кроме того, могут быть и между крышками и баками трансформаторов, и в установках вводов. Для устранения этих дефектов трансформатор должен быть отключён.

4. Профилактические испытания трансформаторов.

В условиях эксплуатации испытания трансформаторов производятся в процессе монтажа и после него; во время проведения капитальных ремонтов, после их и в период между ними. Цель – проверка состояния трансформаторов.

Перед вводом в эксплуатацию и в процессе её, трансформаторы проходят следующие испытания:

А) Измерение сопротивления постоянным током обмоток трансформатора.

Б) Определение влажности изоляции.

В) Измерение сопротивления изоляции стяжных болтов и испытания их повышенным переменным напряжением.

Г) Измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов, в конструкцию которых введены органические материалы.

Д) Испытание главной изоляции трансформатора мощностью более 560 кВА повышенным переменным напряжением.

Е) Испытание бака с радиатором под давлением.

Ж) Проверка фазировки.

З) Осмотр и проверка устройств охлаждения.

И) Химический анализ и электрические испытания масла из баков.

К) Выключение трансформатора «толчком» на номинальное напряжение. 3.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток.

Перед вводом в эксплуатацию условием включения без сушки изоляции является величина сопротивления изоляции меньше 70%-го значения, полученного на заводе.

Температура при измерении сопротивления изоляции на заводе и на месте установки трансформатора должна быть одинаковой. Если величина сопротивления изоляции мала,

то определяют коэффициент абсорбции, который представляет отношение сопротивления изоляции, измеренного мегаомметром через 15 сек и через 60 сек после начала измерения. Для неувлажненного трансформатора это отношение при температуре от +10°

47

до +30° обычно бывает не ниже 1,3. У трансформаторов увлажненных, или имеющих дефекты в изоляции, коэффициент абсорбции ниже. Сопротивление изоляции измеряется поочерёдно для обмоток каждого напряжения по отношению к корпусу трансформатора и между обмотками разных напряжений. При измерении сопротивления изоляции обмоток напряжения трансформаторов, имеющих пробивной предохранитель, он вывертывается из гнезда, во избежание пробоя и искажения результатов измерения. Сопротивление изоляции обмоток трансформаторов напряжением до 1000 В измеряются мегаомметром напряжением 1000 В. У всех остальных трансформаторов сопротивление изоляции измеряется мегаомметром напряжением 2500 В.

3.2. Испытание изоляции обмоток трансформатора повышенным напряжением постоянного тока.

Изоляция обмоток испытывают 1 мин повышенным напряжением переменного тока при частоте 50 Гц. Температура трансформатора при испытаниях должна быть не ниже

150°. Повышенным напряжением переменного тока испытывают также изоляторы выводов трансформатора.

3.3. Испытания изоляции стяжных болтов магнитопроводов.

При испытании изоляции стяжных болтов магнитопроводов проверяется надёжность изоляции прессующих болтов и ярмовых балок по отношению к электротехнической стали. При этом измеряют сопротивление изоляции стяжных болтов мегаомметром и повышенным напряжением промышленной частоты. Величина напряжения равна 1000 В,

время - 1 мин. Когда сопротивление изоляции измеряют мегаомметром на напряжение 2,5

кВ разрешается не проводить испытания повышенным напряжением.

3.4. Измерение сопротивления обмоток трансформатора по постоянному току.

Испытания проводятся для выявления недоброкачественных паек и контактов в обмотках в виде ответвлений и в присоединении отводов к выводам, что определяется увеличением сопротивления обмоток трансформатора. Сопротивления обмоток измеряются мостом МД-6 или методом падения напряжения при помощи амперметра и вольтметра, при токе 20% от номинального тока обмотки, т. к. при большей силе тока обмотка перегревается, увеличивается её сопротивление, что вносит погрешность в измерения.

3.5. Испытания баков трансформатора.

48

Испытания баков проводят давлением столба масла над уровнем расширителя. У

трубчатых и гладких баков высота столба масла достигает 0,6 м; у волнистых и

радиаторных – 0,3 м. Продолжительность испытания – 1 мин.

3.6. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов трансформатора.

Если приложить к диэлектрику переменное напряжение, то в нем возникнут

дополнительные активные потери. При этом в диэлектрике возникнут токи утечки:

активный и ёмкостной. Активные потери в изоляции значительно меньше реактивных и отношение их обычно выражается сотыми долями, поэтому tg выражают в %.

Tg не зависит от геометрических размеров изоляции. Увлажнение изоляции или наличие в ней каких – либо посторонних включений, примесей, а также изменения её структуры снижают качество изоляции, вызывая увеличение tg . Особенно заметно действие на изоляцию воды, которая проникая в поры волокнистых материалов,

значительно увеличивает диэлектрические потери.

Tg зависит от загрязнения вводов, трещин на них, наличие воздуха, а также вследствие применения трансформаторного масла с большим по сравнению с допустимым tg .

Величина tg возрастает при увеличении температуры изоляции. Tg следует

измерять при частоте 50 Гц, т. к. при более высоких частотах он будет меньше.

Для измерения tg δ в изоляции вводов применяется высоковольтные мосты, в

которых токи, протекающие через изоляцию, сравниваются с токами искусственной

цепи, составляемой из резисторов и конденсаторов (МД-16). Измерения проводятся при напряжении 10 кВ; минимальной температуре +5° C

4.7 Определение коэффициента трансформации.

К=V1/V2,

где V1ВН, V2 - НН после монтажа и капитального ремонта трансформатора.

Со сменой обмоток необходимо проверить и с помощью двух вольтметров определить коэффициент трансформации трансформатора.

Во избежание погрешностей, возникающих от падения напряжения в питающих проводах, вольтметр подсоединяют с помощью отдельных проводов непосредственно к вводам трансформатора. Для трансформатора с коэффициентом трансформации 3

устанавливаются допуск +/-1%, а для всех остальных трансформаторов +/-0.5%

49

5.Фазировка трансформаторов.

Производится для определения возможности их параллельной работы. Для этого должны соблюдаться 4 условия:

1)Равенство напряжений;

2)Соответствие групп соединений;

3)Одинаковые характеристики К.З;

4)Соотношение мощностей не более 1:3 5.1. Фазировка на напряжении до 380 В включительно

При проверке правильности фазированных обмоток трансформатора со стороны НН могут наблюдаться следующие явления:

1)При поочерёдности измерения между фазами, подключённых на параллельную работу трансформатора получены три одинаковых нулевых показания. Это подтверждает, что трансформаторы сфазированы правильно и их можно включать на параллельную работу.

2)Поочерёдное измерение не даёт нулевых показаний; при этом необходимо поменять местами начала и концы фаз из обмоток НН одного из трансформаторов и продолжать измерения до получения нулевых показаний вольтметров

3)Поочерёдные измерения не дают нулевых показаний, если трансформатор принадлежит к нечётной группе. Необходимо произвести перекрещивание любых двух фаз со стороны питания вновь присоединенного трансформатора.

5.2. Фазировка при напряжении выше 1000 В.

Производиться с помощью измерительных трансформаторов напряжения и вольтметров, или с помощью двух индикаторов напряжения , в одном из которых вместо неоновой лампочки вставлено сопротивление 2.5 Мом.

Фазировка трансформатора с помощью индикаторов.

Выполняется на высоком напряжении. При совпадении фаз трансформатора,

лампочные индикаторы не должны загораться. Электрическая связь между трансформаторами осуществляется через них по отношению к земле. Фазировка трансформаторов 11кВ и выше производится только с помощью трансформаторов напряжения. Условия включения трансформаторов на работу те же, что и при фазировке при напряжении до 380 В.

50